UNIVERSIDAD NACIONAL AUTONOMA DE MEXICO ESPECIALIDAD DE PERFORACION Y MANTENIMIENTO DE POZO CURSO DE REPARACION Y MANTENIMIENTO DE POZOS Reynosa, Tamps, Febrero 2002
m o c c . t o p s g o o l b z e e l l e l
c o m . t o p s z. b l o g e l l e n i l o n u h c . w w w
Objetivo Lograr en los participantes una visión clara de lo que representa el proceso de Reparación y Mantenimiento de Pozos, tomando en cuenta el punto de vista técnico de acuerdo a la relación Cliente - Proveedor, el riesgo y el negocio
c o m . t o p s z. b l o g e l l e n i l o n u h c . w w w
Objetivo Lograr en los participantes una visión clara de lo que representa el proceso de Reparación y Mantenimiento de Pozos, tomando en cuenta el punto de vista técnico de acuerdo a la relación Cliente - Proveedor, el riesgo y el negocio
Temario del curso de Reparación y Mantenimiento de pozos 1.0 Consideraciones generales 2.0 Proceso de reparación de pozos 3.0 Diagnostico 4.0 Herramientas para diagnostico 5.0 Planeación de la Intervención 6.0 Selección de equipo y conexiones superficiales 7.0 Riesgos, costos y negocio 8.0 Problemas específicos
1.0 Consideraciones generales 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5
Ciclo de vida de un yacimiento Ciclo de vida de los pozos Clasificación de las reparaciones de pozos Marco Legal de las Reparaciones Conceptos Generales
1.1 Ciclo de vida de un yacimiento Exploración Taponamiento Descubrimiento Explotación avanzada
Delimitación
Producción Secundaria
Desarrollo Producción
1.1 Ciclo de vida de un yacimiento Comportamiento típico de la explotación de un yacimiento utilizando las técnicas de Administración de Yacimientos
160.000
140.000
120.000
n 100.000 ó i c c u80.000 d o r60.000 P 40.000
20.000
0 1
7
3 1
9 1
5 2
1 3
7 3
3 4
9 4
5 5
1 6
7 6
3 7
9 7
5 8
1 9
7 9
3 0
9 0
5 1
1 2
7 2
3 3
9 3
5 4
1 5
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3 6
9 6
5 7
1 8
7 8
3 9
1.2 Ciclo de vida de los pozos Ubicación y estudio Taponamiento
Acondicionamiento de la localización
Acondicionamiento
Mantenimiento preventivo y correctivo
Perforación
Producción
Toma de información
1.3 Clasificación de las reparaciones Reparación Mayor (RM) se define como la intervención al pozo en la cual se cambia la esencia del pozo mismo, incluyendo: “Cambios de intervalo” , Ampliación o reducción de intervalos, Profundización o Modificación para acondicionamiento a otro fin (de productor a inyector, testigo etc.) Re - entradas.
Reparación menor (Rme) se define como la intervención al pozo en la cual no se modifica su esencia pero puede ser tan costosa y difícil como cualquier reparación mayor o la misma perforación, las mas comunes son: Corrección de problemas en el aparejo, acondicionamiento a sistemas diferentes de producción (cambio de diámetros ,limpiezas, desincrustar, arenar o engravar, acondicionamiento a bombeo neumático centrifugo o mecánico), cambios de posición de empacadores y accesorios, corrección de problemas en el pozo (colapsos, roturas, fugas, hermeticidad) etc.
Taponamiento de Pozos aunque propiamente no es una reparación es una intervención muy importante que implica un costo elevado, la recuperación de materiales costosos como las CSC y tuberías de producción y explotación superficiales y tiene repercusiones contables
1.4 Marco Legal de las Reparaciones •Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos Artículo 27 Constitucional en el Ramo Petrolero •Diario Oficial de la Federación 5 de febrero de 1917 •Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo Petrolero •Diario Oficial de la Federación 29 de Noviembre de 1958 y sus reformas 30 de diciembre de 1977, 11 de mayo de 1995 y 13 de Noviembre de 1996 •Reglamento interior de la Secretaría de Energía •Diario Oficial de la Federación 1 de junio de 1995, su adición del 9 de octubre de 1995 y su reforma 30 de septiembre de 1977 •Reglamento de trabajos petroleros
1.5 Conceptos Generales M antenimiento de pozos : Mantener en condiciones de
producción el pozo resolviendo problemas específicos o de control del yacimiento, puede ser preventivo o correctivo, la diferencia en costos es demasiado elevada por lo que los pozos deben de recibir periódicamente mantenimiento preventivo de sus partes como indican los fabricantes y de la formación de acuerdo al administrador del Yacimiento.
1.5 Conceptos Generales
Inducción: Son las operaciones para establecer o
restablecer la producción de pozos, abatidos por motivos de presión hidrostática superior a la presión de yacimiento, se
logra mediante el empleo de
dispositivos mecánicos o por el desplazamiento de fluidos ligeros, de tal manera de modificar las condiciones estáticas del pozo y convertirlas en favorables para el flujo.
1.5 Conceptos Generales
Toma de información: Es el proceso para recuperar
información de parámetros del pozo tal como presiones, temperatura, flujos, ruidos, muestras de fluidos etc., normalmente mediante la toma de registros en el pozo y cuyo objeto es establecer historia del comportamiento del campo y del pozo para análisis posterior . Disparos: Es la operación que mediante cargas explosivas dirigidas (Altamente especializadas) comunican el interior del pozo con la formación productora, estableciendo canales de flujo a través de la
1.5 Conceptos Generales
Estimulaciones: Son los método para restituir la
permeabilidad dañada alrededor del pozo o para formar canales de flujo y pueden ser sub clasificadas en Estimulación matricial o de limpieza, y fracturas. Fracturamientos: Algunos autores la consideran una estimulación pero por su importancia económica (costos y beneficios) es considerada como una intervención diferente a una simple estimulación, y es la técnica que por su volumen, gasto, aditivos, presiones y materiales crea canales de flujo en forma de fractura en la formación.
1.5 Conceptos Generales
Tuber ía F lexible: Es un equipo “auxiliar” para las
operaciones de reparación y mantenimiento de pozos, consta de una tubería enrollada, cabeza inyectora, carrete, conexiones superficiales de control, unidad de alta presión y cabina de control, mediante la cual se pueden realizar múltiples operaciones en el proceso de reparación de pozos entre los que destacan las inducciones, estimulaciones, colocación de cemento, pescas, control de arena, disparos, registros, moliendas, perforación y puede utilizarse como aparejo de producción incluyendo sistemas artificiales de
1.5 Conceptos Generales
Aparejo de Producción: Es el conducto diseñado
exprofeso e individual para cada pozo, a través del cual se manejan los fluidos de producción de la formación a superficie o viceversa en el caso de inyección. Con la explotación las condiciones del pozo cambian por lo que existen diferentes tipos de aparejo diseñados de acuerdo a las condiciones del momento, y pueden ser clasificados en: Aparejos para pozos fluyentes o Aparejos que requieren sistemas artificiales como son los de ; bombeo neumático, mecánico, centrifugo, Plunger lift o de efecto jet.
1.5 Conceptos Generales
Curvas
de
incremento
y
decremento: Una
herramienta digna de mencionar son las pruebas de incremento y decremento” que son un indicador incremento vital para la caracterización de Yacimientos, diagnostico de daño y determinar el mantenimiento del pozo. La prueba de incremento de presión, se realiza produciendo el pozo en un gasto constante suficientemente hasta que se estabilice la presión , posteriormente se cierra el pozo y se mide su presión hasta que se estabilice. “
2.0 Proceso de Reparación de Pozos Análisis
Planeación
Diagnóstico
Diseño
Ejecución
Evaluación
Insumos Historia de Producción
Información Estado de de la pozos, clasificación problemática Jerarquización y solución
Diagnóstico Ingeniería y apoyos
Contrato Diseño Programa Aprobación
Pozo Intervenido
Ejecución de la Intervención
Evaluación de la Intervención
Productos Estado de Planes y pozos, proyectos clasificación Movimiento Jerarquización de equipos
Diagnóstico
Cotización Diseño Programas Permisos
Responsables Administrador del
Administrador Operador de Yacimiento y Reparación
Operador de Reparación
Operador de Reparación
Administrador Yacimiento y
2. 1 Planeación de la reparación de pozos Thomas O. Allen & Alan P. Roberts
Punto de vista Operador de reparación Evalúa
Ejecuta
Problema
Analiza
3.0 Diagnostico Determinar el problema de uno o del sistema de pozos es vital, es necesario analizar toda la información disponible incluyendo: • Historia de producción Gasto, RGA, % Agua. • Reservas. • Producción acumulada. • Intervalos explotados y por explotar. • Análisis de los fluidos producidos PVT. • Propensión a incrustaciones Orgánicas e inorgánicas. • Presencia de solidos. • Curvas de variación de presión (Daño). • Comportamiento de presión en el yacimiento. • Registros Geofísicos de yacimiento.
3.0 Diagnostico
Es necesario analizar en forma global la problemática para determinar con precisión el programa a seguir por que las implicaciones se reflejan directamente en los costos de intervención. En este momento se define si es conveniente la intervención, si es uno o varios pozos, si existen recursos humanos, materiales, financieros y medios tecnológicos para la intervención o intervenciones. Se establece un plan, las estrategias para la intervención y se planifica el proyecto, se establecen reglas e índices de evaluación y se documenta el proyecto en el plan general de actividades, en PEP es conocido como Programa Operativo Anual (POA) y sus respectivas adecuaciones POT (Programa Operativo Trimestral)
Visión Global
Enero 1992
Enero 1994
Enero 1996
Tipos de Problemas en los pozos Imputables al pozo •En las conexiones superficiales de control •Fugas,
corrosión, robos, daños, seguridad, fallas de material, Ambientes corrosivos, Ambientes tóxicos •En las conexiones sub superficiales • Aparejo de producción, Sistemas artificiales de producción,
Accesorios, Empacador •En el cuerpo del pozo •Fugas, fisuras, falta de hermeticidad, comunicación de
formaciones, comunicación de espacios anulares, fracturas, colapsos, acumulación de presiones en espacios anulares, •En el terreno circunscrito al pozo
Tipos de Problemas de pozos Imputable al yacimiento I nher entes a l a Producción:
• Flujos indeseables de gas, agua, asfaltos, parafinas, arenas o aceite. • Flujo parcial. • Pozo no fluyente. • Cambio de condiciones de explotación Baja presión, Daño a la permeabilidad,
saturación de agua y gas, Aparejo inadecuado para la explotación. • Flujos cruzados (Descontrol Interno) I nherentes a f enómenos F ísico Quími cos
• Incrustaciones de carbonatos, parafinas, asfaltenos. • Corrosión por producción de ácidos (H 2S, CO2 , Cloruros). • Bloqueo por emulsiones y geles. I nh er entes a condiciones Biológicos
3.0 Diagnostico
Como se observó en las diapositivas anteriores el análisis del problema puede estar relacionado a un yacimiento, un área o un pozo. Después del efectuarse estudio pueden presentarse algunas de las siguientes recomendaciones: •Reparación (Restauración a su estado ideal de explotación, Instalación de un sistema diferente de producción, Cambio de intervalo productor, etc.). •Continuar produciendo hasta el limite económico •Recuperación mejorada (Mantenimiento de presión, Inyección de Agua, Solventes o vapor). •Conversión a otra finalidad (Inyector, •Una combinación de las recomendaciones anteriores •Estimulación Abandono
4.0 Herramientas para diagnostico Básicamente existen 2 tipos de mediciones las que registran la energía natural y las que registran algún tipo de energía inducida Energía Natural: Potencial espontaneo, temperatura, presión, flujo, radioactividad natural, geometría Energía inducida: Sonido velocidad de refracción (porosidad, densidad y adherencia de cemento), magnetismo, radioactiva (Rayos Gama y decaimiento termal), eléctrica (resistividad),
Medición
Parám et ro
Inferencias principales
Eléctrica
Resistividad
Salinidad, saturación de fluidos
Potencial Espontaneo
Potencial eléctrico
Formaciones porosa
Temperatura
Temperatura
Presión
Presión
Temperatura de formación Presión de formación e hidrostática
Flujo
Flujo
Movimiento de fluidos
Radioactividad Natural
Emisión radioactiva natural
Tipo de formación
Geometría
Calibración
Condiciones de agujero
Sonido
Ecos y velocidad del sonido
Inducción magnetica
Magnetismo
Densidad de formación y porosidad Tipo de fluidos
Herramientas para diagnóstico del problemas de flujos indeseables Herramientas para diagn óstico Mediciones superficiales de fluidos producidos y análisis de laboratorio Gradiomanómetro Molinete
Producto d el diagnóstico Porcentaje de agua, gas o sedimentos producidos Identifica cualitativamente la cantidad de fluidos de diferentes densidades que se encuentran en el pozo % de gasto que aporta cada intervalo
Registro TDT
Detecta los cloruros e infiere agua si el decaimiento es alto infiere agua de formación.
Registro de temperatura
Una caída de temperatura infiere entrada de fluidos diferentes
Registro estático Registro de cementación Registro de ruidos Analizar hermeticidad de conexiones superficiales y espacios anulares
Presiones y gradiente de fluidos en el pozo Condiciones de adherencia e infiere posibles canales de flujo de los fluidos indeseables Identifica movimiento de fluidos por fuera de las tuberías de revestimiento Identifica posible problemas de aportación de fluidos de otras fuentes
Herramientas para diagnóstico del problemas de Flujos cruzados (Descontrol Interno) Herramientas para diagn óstico Mediciones superficiales de fluidos producidos y análisis de laboratorio Gradiomanómetro
Producto d el diagnóstico Gasto, porcentaje de agua, gas o sedimentos producidos Identifica cualitativamente la cantidad de fluidos de diferentes densidades que se encuentran en el pozo
Molinete
Compara el % de gasto que aporta y toma cada intervalo
Registro de temperatura
Detecta alteración del gradiente de temperatura infiere movimiento de fluidos diferentes
Registro de presiones de fondo Registro de cementación Registro de ruidos Analizar hermeticidad de conexiones superficiales y espacios anulares Calibración del pozo
Determina presiones de control Condiciones de adherencia Identifica movimiento de fluidos por fuera de las tuberías de revestimiento Identifica posible problemas Necesario para determinar herramientas de control
Cambio de condiciones de explotación Baja presión, Daño a la permeabilidad, saturación de agua y gas, Aparejo inadecuado para la explotación. Herramientas para diagn óstico Mediciones superficiales de fluidos producidos y análisis de laboratorio Analisis nodal Molinete Curvas de incremento y decremento Registro de temperatura Registro estático Registro de cementación Registro de ruidos Analizar hermeticidad de conexiones superficiales y espacios anulares
Producto d el diagnóstico Gasto, porcentaje de agua, gas o sedimentos producidos Identifica cuanitativamente el aparejo apropiado y el sistema artificial de producción Compara el % de gasto que aporta cada intervalo si se tiene molinete base anterior Daño a la permeabilidad en la formación Una caída de temperatura infiere entrada de fluidos diferentes Presiones y gradiente de fluidos en el pozo en lugar del gradiomanometro, compara presión de yacimiento Condiciones de adherencia e infiere posibles canales de flujo de los fluidos indeseables Identifica movimiento de fluidos por fuera de las tuberías de revestimiento Identifica posible problemas de aportación de fluidos a otras fuentes
Herramientas para diagnóstico del problemas de flujo parcial Herramientas para diagn óstico Mediciones superficiales de fluidos producidos y análisis de laboratorio
Producto d el diagnóstico Gasto, porcentaje de agua, gas o sedimentos producidos
Gradiomanómetro
Identifica cualitativamente la cantidad de fluidos de diferentes densidades que se encuentran en el pozo
Molinete
Compara el % de gasto que aporta cada intervalo si se tiene molinete base anterior
Curvas de incremento y decremento Registro de temperatura Registro estático Registro de cementación Registro de ruidos Analizar hermeticidad de conexiones superficiales y espacios anulares
Daño a la permeabilidad en la formación. Una caída de temperatura infiere entrada de fluidos diferentes Presiones y gradiente de fluidos en el pozo en lugar del gradiomanometro, compara presión de yacimiento Condiciones de adherencia e infiere posibles canales de flujo de los fluidos indeseables Identifica movimiento de fluidos por fuera de las tuberías de revestimiento Identifica posible problemas de aportación de fluidos de otras fuentes, que pueden contrlar el pozo
Herramientas para diagnóstico del problemas de Pozo no fluyente Herramientas para diagn óstico Mediciones superficiales de fluidos producidos y análisis de laboratorio Gradiomanómetro
Producto d el diagnóstico Observación del pozo Identifica cualitativamente la cantidad de fluidos de diferentes densidades que se encuentran en el pozo
Molinete
Verifica la no existencia de descontrol interno
Análisis nodal
Identifica cuanitativamente el aparejo apropiado y el sistema artificial de producción
Registro estático
Presiones y gradiente de fluidos en el pozo, compara presión de yacimiento
Registro de cementación
Condiciones de adherencia e infiere posibles canales de flujo de los fluidos indeseables
Analizar hermeticidad de conexiones superficiales y espacios anulares
Identifica posible problemas de aportación de fluidos de otras fuentes, que pueden controlar el pozo Daños en el pozo, sedimentos, taponamientos,
Herramientas para diagnóstico del problemas de daño mecánico superficial Herramientas para diagn óstico Mediciones superficiales de presión (Manómetros y bombas de prueba Valv. H etc.) Inspección visual Inspección de Toxicidad y explosividad en el ambiente Análisis radiológicos
Análisis de ultrasonido Muestreo de materiales y análisis de laboratorio siderurgico Analizar hermeticidad de conexiones superficiales y espacios anulares
Producto d el diagnóstico Determinacion de hermeticidad y esatdo de conexiones , valvulas y cabezales Grado de deterioro ambiental, condiciones de riesgo, corrosión, faltantes, fugas superficiales, crateres etc. Verifica la no existencia de gases peligriosos (H2S e hidrocarburos) Identifica estado de soldaduras en lineas de escurrimiento Identifica disminución de acero en CSC
Identifica causas de falla y determina grado de falla Identifica posible problemas de aportación de fluidos de otras fuentes, que pueden controlar el pozo
Herramientas para diagnóstico del problemas de daño mecánico Sub-superficial Herramientas para diagn óstico
Producto d el diagnóstico
Mediciones superficiales gasto y presión
Gasto, y presión determina condiciones de control
Calibración del pozo (con sello de plomo)
Daños en el pozo, sedimentos, taponamientos (puede inferir colapsos)
Medición de condiciones de espesor y geometría física de tubulares Toma de registros de inducción Medición de hermeticidad y presiones anulares Pruebas de inyección Registro de cementación
Daños al pozo por condiciones de flujo o por el tipo de fluidos manejados o por material equivocado En desprendimientos se detecta formación Determina condiciones de accesorios (Empacador) y CSC Determina grado de daño Condiciones de adherencia e infiere posibles zonas de riesgo en el pozo
Registro de ruidos, molinete y temperatura
Identifican movimiento de fluidos infieren zonas de falla
Revisión de historial de pescados en el pozo
Identifica posible problemas de pescados o daños ocasionados por estos
6.0 Planeación de la inter vención Para elaborar el diseño de la reparación del pozo es necesario establecer las reglas del juego, se necesita considerar algunos factores para la planeación de la intervención y allegarse de: • Información, del estado mecánico del pozo • Diagnóstico técnico del pozo y del problema existente • Recursos Humanos, Materiales, Financieros, Servicios, sistemas de información disponibles para la intervención, Con esta información se procede a elaborar el diseño técnico de la intervención considerando, la Selección del equipo y conexiones superficiales de control, prueba de conexiones, programa de control del pozo, etc. estableciendo el programa de interacción del sistema. Y establecer el programa para acopio de los recursos faltantes.
6.0 Planeación de la i nter vención detalles r ecomendables •Análisis financiero del Proyecto, B/C, TIR, P.R. Análisis de sensibilidad •Diseño de tuberías de revestimiento adicionales para la intervención. •Aparejo producción y accesorios . •Conexiones definitivas de producción (Reparación o reemplazo). •Programa de toma de información, servicio de Registros y Línea de Acero. •Programa de Fluidos de Terminación y Filtrado y limpieza. •Programa de Cementaciones de corrección . •Programa de Inducción y Estimulaciones. •Programa de mantenimiento al equipo de Reparación de pozos. •Servicios de transporte. •Programa de arrendamientos (oficinas, campamentos, comedores equipo auxiliar). •Programa de servicios especializados para accesorios de terminación. •Programa de Servicios de higiene protección ambiental seguridad industrial, seguridad social. •Programa de Consumibles fijos (combustibles y lubricantes). •Programa de “Costos” Depreciación, Seguros y Fianzas, Directos e Indirectos
Mano de obra.
»Conexi ones definitivas de Pr oducción
Factores a considerar en la planeación de la intervención
•Antes de la reparación debe analizarse el pozo y efectuar estudios del
yacimiento por especialistas en ingeniería y geología para determinar si la problemática es aislada o general. •Se justifica hasta un 10% del costo en obtener la información y asegurar las habilidades del personal involucrado si es necesario capacitarlo según los autores Allen & Roberts. •Es necesario efectuar un análisis económico de englobando los pozos de un área, región o campo para determinar el riesgo del proyecto. •Hecho esto se debe analizar individualmente considerando el riesgo de fracaso y las ganancias netas para cada pozo. El análisis se deberá efectuar en forma multi - disciplinaria debido al carácter de incertidumbre de esta actividad ya que hay diferentes y múltiples soluciones. Esto tenderá a alentar al cliente cuando el riesgo es alto pero las ganancias también. •Para calcular la rentabilidad de las reparaciones se acostumbra usar la tasa de
6.0 Selección de equipos .- Son diseñados para levantar sartas de Equi po convencionales producción o trabajo en tramos de +/- 28 m (Lingadas de 3 tramos cada una) con la finalidad de incrementar la velocidad en introducción y recuperación de los aparejos tubulares, mediante un sistema de levante de Cables y Poleas, cuentan con implementos para rotar sartas, apretar tuberías de acomodo de las mismas, estos equipos poseen sistemas hidráulicos para manejo de fluidos en el pozo y en superficie con alta y baja presión, así como conexiones superficiales de control y cuentan con los generadores de energía suficiente para mantener en movimiento estos implementos, existen equipos auto transportables, empaquetados, terrestres marinos o lacustres, cada equipo es individual porque prácticamente todos tienen diferentes edades, capacidades de operación y su
6.0 Selección de equipos Equi po no convencional .- Se utilizan cuando la función de reparación de pozos requiere de tratamiento especial o cuando se puede efectuar reduciendo los costos que implica utilizar equipos convencionales. Unidades Snubbing.- diseñadas para levantar tubería utilizando sistemas hidráulicos, con la ventaja de poder realizar movimiento de tuberías en pozos con presión, pero con la desventaja de baja torsión y velocidad en las intervenciones. Sin embargo es imprescindible para casos de control de pozos. Unidades de Tubería flexible es una excelente alternativa cuando en la reparación del pozo no es necesario mover el aparejo, con ella es posible realizar las siguientes operaciones: Colocación de baches de ácido y de tapones de cemento Reconocimiento de profundidades Registro y disparos en pozos desviados Limpieza mecánica de aparejos Pescas Perforar y eliminar tapones con auxilio de motores de fondo Herramienta casi indispensable para inducción de pozos Unidades móviles de bombeo de alta presión para cementar y estimular pozos Unidades de cable y de linea de acero
Para seleccionar un equipo convencional adecuado es necesario determinar la capacidad de carga y la velocidad de izaje requerida para la operación, considerando los siguientes factores: Capacidad de frenado.- Actúa al meter la tubería dentro del pozo; la capacidad de frenado esta en relación directa al área y tamaño de los tambores o discos de freno. Capacidad del mástil.- Debe ser funcional para manejar la carga y su propio peso y espacio adecuado para maniobras y almacenamiento de tuberías. La potencia del malacate.- Esta es determinada por la velocidad requerida en el gancho y el peso de la tubería Potencia=(Fuerza x distancia )/Tiempo (CF=76 kg *m/s). De acuerdo a éste parámetro se selecciona la transmisión y la capacidad del malacate requeridas para desarrollar la potencia y transmitirla al cable y al sistema de poleas de acuerdo a los datos técnicos del fabricante. Como ejemplo la tablas de la siguiente pagina muestran la
Selección de sistemas de frenado tomando en cuenta la profundidad Rango de Área efectiva Sistema de potencia de freno sq in enfriamiento nominal en HP
Tamaño del freno auxiliar
Profundidad de TP de 2 7/8"
100-150
1200
Aire
-/-
4000
150-200
1600
Aire/Spray
-/-
5000/7000
200-250
2000
A/S/S
-/-/15 in Rotor sencillo
6000/8000/10000
250-400
2400
A/S/S/S
-/-/15 in R sencillo/15 in R doble
7000/9000/11000/13000
400-600
2800
A/S/S/S
-/-/15 in R doble/22 in R sencillo
8000/10000/15000/18000
Especificaciones generales de mástiles Nominal
Capacidad de
Capacidad de almacenaje
Altura ft
Peso lb
carga con 6 lineas
Tp 2 7/8
Varillas de BM
69
8000
140000
Sencilla 7200
7500
90
13000
180000
Dobles 9600
10500
96
15000
215000
Dobles 16000
11500
Temario del curso de Reparación y Mantenimiento de pozos 1.0 Consideraciones generales 2.0 Proceso de reparación de pozos 3.0 Diagnostico 4.0 Herramientas para diagnostico 5.0 Planeación de la Intervención 6.0 Selección de equipo y conexiones superficiales 7.0 Riesgos, costos y negocio 8.0 Problemas específicos
8.0 Problemas específicos
8.1Clasificación y jerarquía de intervenciones 8.2Control de agua 8.3 Control de arena 8.4Cambio de intervalo 8.5 Solución a problemas mecánicos 8.6 Daño a la formación 8.7 Toma de información 8.8 Control de corrosión
8.1Clasificación y jerarquía de intervenciones Clasificación de pozos •En producción (Programa de evaluación y medición) •Con problemas de producción(programa de intervención) •Cerrados con posibilidades de explotación(programa de reparación) •Cerrados sin posibilidades de explotación(programa de
taponamiento definitivo) •Taponados
Diagnostico Problemas potenciales Herramientas de diagnostico Planeación de Reparación de pozos
Diseño de la intervención
CONTROL DE AGUA y GAS La presencia de agua en la producción de hidrocarburos no es deseable ya que ocasiona graves problemas de corrosión en los aparejos de producción, menos producción de aceite, así como su tratamiento para separarla del aceite y disposición final en pozos inyectores o presas, etc. Todo esto ocasiona un incremento en los costos de producción; estos aumentan entre mayor es el % en la producción llegando a ser hasta de 3 dólares por barril(en el mar); en pozos terrestres de 2 dólares por barril Las causas de la presencia de agua puede ser debido a: Fugas en la TR.- Este problema puede ser por rotura o falta de hermeticidad en la TR en la zona de agua o gas según el caso. Este problema puede ser detectado por registro de anomalías y puede ser corregido con cementación o con un parche en la TR Canalización de fluidos atrás de la TR.- Es causada por una cementación defectuosa por medio de registros de adherencia (CBL )o registros de sonido ultrasónicos para medir las propiedades mecánicas del cemento, o también de registros de producción, y registros de temperatura, radioactivo y de ruidos son también útiles.
Conificación de agua de fondo o de gas en la parte superior en yacimientos estratificados por segregación gravitacional(agua, aceite y gas). Este problema se presenta cuando el contacto agua-aceite o gas aceite esta cerca de los disparos y existe una permeabilidad vertical alta. En el caso de gas el gas migra hacia abajo al depresionarse el pozo y en el caso del aceite el agua migra hacia arriba. Hay veces que con registros es fácil confundirse con la canalización o , estratos de alta permeabilidad por ejemplo un registro de ruidos puede eliminar un problema. La prueba mas concluyente en este caso podría ser medir el pozo en diferentes gastos ya que este problema es muy sensitivo. Una solución a este problema puede ser cerrar el pozo un tiempo para su estabilización y después abrirlo posiblemente estrangulado. Otra solución seria efectuar una C:F: y redisparar mas arriba si fuera posible Interdigitacion en yacimientos estratificados por estratos de diferente
En el caso, de presentarse la irrupción de agua, la decisión de producir el pozo dependerá de l aspecto económico presentandose las siguientes alternativas Producir selectivamente los intervalos abiertos de estratos menos permeables para reducir la producción y los costos de los sistemas artificiales Incrementar la recuperación de la zona y la ultima alternativa es terminar en todos los intervalos para reducir los costos de de la reparación aumentando los costos de sistemas artificiales si es el caso. Si las zonas son muy permeables, la producción de agua puede exceder la capacidad de los sistemas artificiales y tendría que ser abandonada a menos que sean selladas. La digitacion es sensible al gasto de producción , por lo que al bajar este , la producción de agua baja o la otra alternativa es incrementar los intervalos permeables En este caso los registros de producción son útiles para determinar el perfil de producción y evaluación de los fluidos producidos en cada intervalo. También el conocimiento geológico de la permeabilidad de los estratos y la localización y extensión de las barreras son importantes para disminuir el % de
8.2 Control de agua
Alto % de agua • Interdigitación de agua
en yacimientos estratificados • Intervalo invadido
• Cementación forzada a baja
presión con cemento de baja perdida de agua y cambio de intervalo • Cementación forzada a baja
presión con cemento de baja perdida de agua y cambio de intervalo • Conificación de agua en
yac. De alta K vert en matriz o por fractura • Invasión masiva
• Taponar por C:F: y disparar
otro intervalo arriba del contacto agua-aceite • Producción controlada de
Daño a la formación •Verificar profundidad interior con L:A:; si hay tapón: •soluciones •limpieza •Re perforación •tratamiento químico •acidificación o fractura •.Si las perforaciones están tapadas con arena: •soluciones • engravar con cedazo •resina •cedazo preempacado
Baja permeabilidad • Baja permeabilidad – Sistema artificial – tratamiento con ácido – fracturamiento hidráulico – fracturamiento con ácido
• Abatimiento de presión
en el yacimiento – Sistema de recuperación
mejorada – Sistema artificial de Prod
Alto % de gas • Problema
• Solución
• Yac. Estratificados o
• C.F: y disparar otro
cementación defectuosa • Conificacion de gas
intervalo de menor RGA • C.F: y disparar otro intervalo estructuralmente mas bajo
Presencia de arena – Problema
• Pozos de alta
productividad term. Sencilla
– Solución
• Empaque con grava • Resinas plástica • Cedazos preempacados
de fibra de vidrio • Cedazos de mallas de acero
Aceite viscoso – Problema
• Asfalto y parafina
– Solución
• Inyección de vapor • inyección de solventes
químicos y surfactantes
Baja productividad – Problema
• Formación areniscas o
– Solución
• Fracturamiento
hidráulico con con calizas de baja sustentante permeabilidad • Calizas o dolomitas de baja • Fracturamiento hidráulico con ácido permeabilidad • Inyección de surfactantes • Alta viscosidad debido a emulsión • Calentador de fondo o circulación de aceite o Alta viscosidad por aceite
Problema Gasto de producción se abatió a menos de la mitad en 6 meses
Con Py e Pwf se calculo I.P.< 50% que pozos vecinos Mediante análisis de pruebas de presión se determino que S=20 y Kh similar a pozos vecinos Estrategia de registros de producción y análisis
Debido a la rápida declinación , y factor de daño alto se considera que el pozo esta dañado Para ayudar a diseñar el tratamiento de estimulación a la matriz se tomo un registro de molinete y uno de temperatura demostrando que el intervalo menos dañado es el B que aporta el 70% del total de la producción y el A con el 10 % y el C con 25 % por lo que deberá de usarse un agente divergente y con esto se lograra mayor efectividad
.problemas
•
Parafina o asfalteno
•
Solución Métodos químicos,mecánicos,rimado Aceite caliente o solventes Surfactantes
•
Emulsión o bloqueo por agua Presencia de areniscas
•
Tratamiento de HF-HCl
• •
Problemas Incrustaciones
• • •
•
PROBLEMA Bajo índice de productividad del pozo
Kh baja
Factor “S”
Kro baja
alto
si Restricciones de la terminación
Registros de calibración y de producción Incrustación
Si
IP bajo
Pruebas de presión calculo de Kh y S
Disparos obturados o cortos
Si
Restricciones en el pozo
Baja capacidad de flujo de la formación y disparos
Si Daño al yacimiento
no Registros de producción
estimula
7.2 CONTROL DE ARENA
La producción de arena normalmente esta asociada con campos de la edad terciaria Existe dos tipos de arena ; las que originalmente formaban parte de la estructura de la formación y las que están disueltas en los fluidos . Estas no son problemas ya que son producidas Las referidas en primer termino son las que ocasionan obstrucción en los cana les de flujo 7.2.1.Clasificación de las arenas:
Como una regla de dedo, se tiene lo siguiente: Los sólidos producidos mas pequeños que 90 porcentiles son probablemente finos intersticiales Entre 90 y 75 representan algunos de los mas pequeños granos de arena no consolidada Entre 75 y 50 representa arena no consolidada ; esta es la que se debe de controlar ya que los otros pueden ser producidos sin problema
»El gasto de flujo critico ocurre cuando al sobrepasar determinado gasto de producción se incrementa la presencia de arena »Existe una estabilidad entre las fuerzas que actúan en la formación entre las que tenemos las siguientes: »7.22 Factores que afectan la producción de arena: »Debido a los estratos por la sobrecarga »Fuerzas capilares y la cementación de origen del material »7.2.3.Factores que afectan la producción de arena: »La viscosidad y/o gasto aumentan las fuerzas de arrastre »Al aumentar la producción de agua disuelve el material de cementación propiciando una disminución de la resistencia de la formación o una reducción en las fuerzas capilares debido al aumento de la saturación de agua »Debido al incremento de saturación se reduce la permeabilidad relativa al aceite incrementando las caídas de presión en el yacimiento »Las caídas de presión en el yacimiento incrementa las fuerzas de compactación y puede reflejarse en la cementación entre los granos.
7.24 Mecanismos de control de la arena
Reducción de las fuerzas de arrastre es el método mas barato y más efectivo y se puede hacer durante la terminación del pozo, consiste en: Aumentar el área de flujo por: Aumento de la densidad de perforaciones Aumentar la longitud de disparos Fracturas empacadas Disparos limpios Restringir el gasto de producción determinando el gasto critico cuando se necesita producir al máximo gasto. 7.2.5.Métodos mecánicos de control de arena
Cedazos con grava para retener la arena de la formación Cedazos preempacados de fibra de vidrio Cedazos de mallas de acero inoxidable Cedazos sin grava 7.26.Parámetros básicos de diseño
Optimizar el ancho de las ranuras del cedazo para retener la grava o arena en su caso. Se debe usar una técnica de colocación efectiva 7.2.7.CRITERIO DE DISEÑO 1.-Obtener una muestra representativa.- el tamaño de la arena varia dentro de un cuerpo arenoso Una muestra obtenida de la producción es buena Efectuar un análisis de mallas para obtener la distribución de tamaño de los granos en % en peso. El procedimiento de análisis esta contenido en las especificaciones ASTM. Una vez obtenida la muestra se efectúa el análisis y se construye la curva de distribución del tamaño del grano en valores porcentiles de porcentaje acumulativo en peso contra diámetro del grano . Las curvas varían de una región a otra El método Schwartz se ha usado para obtener la uniformidad del
Si c es < 3 , la arena es uniforme y es descrita por el tamaño D10 si C> 5 La arena no es uniforme y es representada por el tamaño D40 si C> 10 La arena no es uniforme y es representada por el tamaño D70 7.28.TAMAÑO DE LAS RANURAS Idealmente las ranuras deben ser tan largas como sea posible para no restringir el flujo de fluidos y finos El ancho de las ranuras no debe ser mayor del doble del ancho de los granos correspondiente 10 porcentiles a fin de que sean efectivas. En diámetros de tamaño uniforme o donde hay cambios de gasto , el tamaño de las partículas debe ser igual a l tamaño de 10 porcentiles En empaques con grava el ancho de la ranura debe ser ligeramente mas pequeño que el grano de grava mas chico. 7.2.9TAMAÑO DEL LA GRAVA DEL EMPAQUE De diferentes estudios y pruebas de laboratorio se determino que el tamaño de la
Otro factor a controlar es la velocidad de flujo de la arena el cual debe ser de menor de .05 pie/eg para arena uniforme y para arena no uniforme mayor que .05 pie/seg. El calculo de la velocidad viene dado por el cociente entre el gasto de producción en pie 3/seg. entre el 50% del área abierta de las ranuras en pie 2 De acuerdo a las pruebas aludidas se llego por consenso que, la relación de grava - arena debe estar entre 5 y 6 .
Debido a que a valores fuera de este rango se reduce la permeabilidad para valores mayores de 6 ocurre un puenteo dentro del empaque de grava y en menores el tamaño de la grava mas chica que la necesaria reduciendo la permeabilidad Teóricamente el espesor del empaque debe ser de de 4 a 5 veces el diámetro de la arena , pero en la practica se considera que el
Otro método es el de uso de resina plástica. Este es usado en zonas cortas donde por una u otra razón un empaque con grava no puede ser usado como son:En geometría reducidas,Terminaciones dobles, Pozos costa afuera, Pozos donde no se dispone de medios para sacar la Tubería, Pozos con presiones de formación anormales También existen cedazos de mallas de acero inoxidable que son fabricados por compañías que usan el análisis granulometrico para efectuar el diseño Los cedazos pre empacados de y con fibra de vidrio son usados exitosamente en pozo s de producción media de aceite y gas . El diseño es realizado en base al análisis granulometrico de la arena de producción de forma similar al descrito para cedazos pero con la ventajas de; No tiene problemas de corrosión, Puede ser molido fácilmente, Se usan en el extremo del aparejo frente al intervalo disparado, Fácil fabricación, Costo bajo
POZO CENTRAL 333 Prof mts 471
Mandriles de bolsillo para B.N.
913
T.P: de 2-7/8”
1051
1056 1265 Camisa deslizable WB-1 Empacador kh-8 de 7” Combinación de 4hN.G .caja a 8h E.U.E. caja Cedazo de 3.75”X2.50”
Tapón de fibra de vidrio 3.75x2,48”
1277.58-1278.93 1287.65-1290.38 1318.5 1319 1323 1323.10 1335
Control de arena La arena no es deseable en la producción de los pozos ya que llega el momento en que interfiere en la producción del pozo obturando las tuberías y reduciendo la producción de petroleo, por lo que existen varios métodos para su control; uno de ellos es colocar cedazos preempacados a través del aparejo de producción usando la TF. Otro es la consolidación química de la arena de la formación; puede ser con furan, material epoxico y resinas fenólicas. Este tratamiento es para intervalos no mayor de 10 pies y otro es la colocación de arena recubierta con resina fenólica y epóxica material empacado junto a la for mación. El método seleccionado dependerá de las condiciones del pozo y circunstancias. Actualmente el empleo de la TF resulta eficiente y es menos costoso comparado con otros, debido al mejoramiento en esta tecnología en los aspectos de equipo, servicios, herramientas y fluidos lo que la ha hecho más confiable. El procedimiento para la colocación de cedazos es generalmente de dos formas; en la primera: 1.- Baje el ensamble de fondo con el cedazo en su parte inferior y la sección de tubo hasta la cima del tapón de cemento con la herramienta soltadora. 2.- Coloque un tapón recuperable sobre la cima del ensamble 3.- Coloque arena alrededor del espacio anular entre la TR y el cedazo hasta cubrir el ensamble 4.- Lave la cima del ensamble y recupere el tapón 5.- Coloque un empaque en la boca del ensamble contra la TR En la figura 15 siguiente se muestra este procedimiento Otra forma es: Con la TF, colocar el empaque de arena o bolas de ceramica hasta cubrir el intervalo disparado Bajar el cedazo con la herramienta soltadora y con una zapata en su extremo inferior y en el interior TF como tubería lavadora Bajar hasta el fondo lavando el empacamiento en su parte central hasta el fondo donde se
Solución a problemas mecánicos Causan perdida de producción y/o incremento en los costos de operación. Algunas de las acusas mas comunes son: Falla en la cementación primaria Fugas en la TP, TR o en el empacador Falla en el sistema artificial Antes de mover un equipo de reparación debe estudiarse exhaustivamente que otro problema o cambio debe efectuarse. Es frecuente que se dañe la cementación después de efectuar un trabajo a la matriz con ácido por alcanzar presiones de fractura Para localizar las fugas debe analizarse el agua para diferenciar entre fugas de la TR y agua de formación. Los registros de temperatura, así como los de producción son útiles en este caso.
CORROSION
Corrosión.- es un proceso electro químico que sufren los materiales metálicos que están expuestos a los fluidos corrosivos tal como H2S, CO2, oxigeno,, etc.. que originan perdida de material metálico en los tubulares, conexiones y, cabezales del pozo . Tipos de corrosión; uniformemente, picaduras, galvánica, celdas de concentración, fracturas, inter granular, esfuerzos de corrosión, erosión de corrosión La corrosión ocurre cuando hay presencia de agua mas un electrolito como sulfatos o cloruros o gases disueltos como H2S, CO2, O2 y dióxido de sulfuro
4fe+3O2
2Fe2O3
Fe+ H2S
FeS +H2
CORROSION POR CO2 La corrosión del acero por CO2 se presenta generalmente en pozos de gas presentandose la siguiente reacción CO2+ H20
Corrosión del acero
Si se condensa el vapor de agua en la TP o líneas se producirá la corrosión en forma de hoyos en la parte superior de estos La corrosión es mas rápida a medida que aumenta la presión dando origen a ácidos mas fuertes Para saber si se presentara el problema de corrosión por CO2 en un pozo de gas se basa en el índice de presión parcial: Presión parcial=presión total de CO 2 * % de CO2 Si la presión parcial es > 30 habrá corrosión Si la presión parcial esta entre 7-30 puede haber corrosión Si la presión parcial es < 7 no habrá corrosión Si existe agua salada la corrosión aumenta debido a que las sales incrementan
Acido sulfhidrico La corrosión por esta substancia causa que la superficie se torne color negro La reacción es la siguiente: Fe+H2S+ mezcla
FeS+H2
En problemas mas graves en la capas subyacentes se presentan picaduras y grietas. Las rajaduras es debido a acumulación del hidrogeno atómico .La dureza de la tubería hace que esta sea demasiado sensible a la acumulación de hidrogeno ocasionando fisuras El hidrogeno atómico se difunde dentro de los granos de metal y tiende a formar moléculas mas grandes, las cuales debido a la alta presión dentro del acero tienden a reventar y formar rajaduras, grietas además de la perdida de ductilidad y resistencia a a la cedencia. El endurecimiento es mas severo en aceros de alta resistencia cuya dureza es de mas de 22 Rockwell en tuberías y aparejos de varillas de Bombeo mecánico que están sujetos a cargas cíclicas. Corrosión por oxigeno El oxigeno disuelto en agua acelera la velocidad de corrosión este problema es frecuente en sistemas de inyección de agua y en Bombeo mecánico
Se ha investigado que si además de oxigeno hay CO2 en una proporción del 50% mas rápido que cuando no lo hay. Se recomienda que el contenido de oxigeno no sea mayor del 50 ppb para tener un buen control El medio ambiente mas corrosivo, ocurre cuando entran trazas de oxigeno en un sistema de salmueras amargas destruyendo todo el equipo en 6 meses La corrosión es a veces protegida por una delgada película de oxido formada sobre la superficie de metales y aleaciones aunque muchas veces es destruida por la erosión causada por la corriente de producción. Bacteria Las salmueras pueden contener dos clases de bacteria aeróbicas y anaerobias dependiendo si contienen oxigeno o no Entre las bacteria aeróbicas tenemos las algas, hongos ,etc. ; las cuales tienden a taponar y dejar fuera el equipo. Este tipo de bacteria es combatido tratandolo con cloro. Dentro del otro tipo de bacteria tenemos las sulfatoreductoras; que son anaerobicas; estas se alimentan de sulfatos y producen H2S. Para evitar la formación de este tipo es necesario inyectar bactericida de 100 ppm a intervalos de tiempo.
Técnicas para medir del gasto de corrosión pruebas para medir la velocidad de corrosión Inspección visual pruebas para medir el gasto químico historia de l comportamiento del equipo Medios para determinar el gasto de corrosión Inspección visual.- Es realizado en equipo fuera de servicio. Llevar registros y descripciones son útiles para futuras comparaciones Registros de calibración de TP y TR detectaran perdida de metal debido a picaduras, adelgazamiento o desgaste. Este tipo debe correrse en forma periódica para ver el avance Evaluación de corrosión en la tubería de perforación es realizada con Tuboescope Hay otro equipo y métodos para detectar la corrosión. Debe hacerse un análisis económico de los métodos de corrosión ya que algunas veces resulta mas caro . También deben considerarse la seguridad y las normas y
Selección apropiada de materiales para reducir la corrosión Metales y aleaciones Existen aleaciones que son caras pero que a veces se justifica Cuando existe H2S el efecto de endurecimiento afecta la resistencia y durabilidad. .Los materiales aceptables se muestran en la tabla 10.3 pero los de acero al bajo carbón como J55, C75, y N-80 son ampliamente usados ya que resultan económicos y solo se recomiendan algunas medidas . Las demás aleaciones son caras y solo se deben usar cuando se justifique, como son las aleaciones de acero con Cromo y Níquel En un medio ambiente de bióxido de carbono y oxigeno el endurecimiento no es problema En el caso del CO2 O2, se pueden usar aleaciones pero son caras y será mas económico usar aceros de bajo carbón con algunas recomendaciones;para el caso de O2 se debe excluir el oxigeno; en caso contrario se deberá usar aleaciones como son aceros inoxidables, monel (aleación Ni-Cu), Niquel-Hierro y Aluminio Bronce. Algunos materiales no metálicos tienen mucha mas baja resistencia que el acero y limitaciones de temperatura excepto la tubería de de producción de fibra de vidrio con resina epoxica con amina aromática.que no es afectada por el H2S y el CO2 En el caso de TP , esta resiste hasta 100 grados centígrados y hasta 4000 lb/ pg2 de para
»Solución a problemas mecánicos
Ejemplo 12-2 Localización de canalización de gas
con registros de temperatura y de ruido Los registros de temperatura y ruido de la figura 12-4, fueron obtenidos un pozo de aceite que produce una alta RGA. Los dos registros, muestran que el gas esta siendo producido de una arena superior y hay una expansión a través de las restricciones y canalización hacia el intervalo de bajo. Para eliminar la excesiva producción de gas, se debe hacer una cementación forzada para bloquear el flujo en el canal, disparando en la zona de gas y circulando la
Problema 12-3 Excesiva producción de gas de una zona ladrona Un pozo en un yacimiento esta produciendo un gasto de gas alto con un gasto de aceite bajo comparado con pozos similares en el campo ¿Que registros de producción u otras pruebas pueden ser realizadas para demostrar que el gas esta migrando de otra capa de gas a través de una zona ladrona ? Una solución seria tomar un registro de temperatura y un registro de densidad, ambos localizarían el punto de entrada de gas cualitativamente, además el registro de temperatura diferenciara entre la producción de una zona ladrona y el gas resultante de la canalización. La figura 12.7 muestra las curvas de los registros donde se ve claramente que la producción proviene de la zona ladrona. Del registro de temperatura se ve el súbito enfriamiento de la curva coincidente con la baja en la densidad del fluido demostrando que la zona ladrona es la B. Puesto que el aceite es producido por la zona A como lo demuestra el ligero incremento en la densidad del fluido de la zona A, la producción de gas de la zona B no es canalización o conificación de la zona debajo de este nivel. El registro de temperatura tampoco indica que
Problema 12-2. Un pozo en un yacimiento, esta produciendo una cantidad excesiva de agua (50%) . Para localizar la fuente de la excesiva producción de agua se tomaron registros de temperatura, de molinete y gradiomanometro . Para este pozo Bo= 1.3, Bw=1.0 y a las condiciones de fondo densidad del aceite es de 0.85 gr/cm3, densidad del agua es de 1.05 gr/cm3. ¿Que zona parece estar produciendo mas agua?. Considerando los registros puede determinarse la causa del alto % de agua. Explique sus respuestas
Problema 12-3a Un pozo de aceite esta produciendo gas en exceso debido a la conificacion de gas de la parte superior. El pozo no produce agua. Considera que hay dos zonas perforadas, dibuja las curvas correspondientes a los registros de temperatura, ruido y densidad que se tendrían.
Problema 12-4 Un pozo de inyección en un barrido de agua tiene tiene una alta inyectividad . Describe los registros que tu pudieras proponer para diagnosticar la causa del problema.
Ejemplo de la figura 2.20 pag 25 del vol 2 de Operaciones de Producción Un pozo de bombeo mecánico fue terminado con TR de 5-1/2 ” y TP de 2-3/8” en un yacimiento que maneja agua . La producción disminuyo de 70 bls de aceite y 40 de agua a 186 bls de agua sin producción de aceite . Se sospecha de una fuga en la TR , pero la técnica de usar un tapón y un empacador no dio resultado. Con la bomba colocada a 4580 pies (1395 m) y las perforaciones a 4648-68(1416-1422m) y 4684-4730 pies(1428-1442m) , y por medio de la combinación de herramientas para medir la densidad, temperatura y gasto, registro una entrada de fluido en 4605 pies(1403m) con 47 barriles de agua moviendose hacia arriba y 160 bls moviendose hacia abajo. El registro de temperatura mostró posible movimiento de agua hacia abajo a través de un canal en la zona de cemento. Después de efectuar
Ejemplo fig 2.22 Flujo de agua a través de canales El pozo productor de aceite mostrado en la figura producía 100 % de agua; pero después de repararlo produjo 314 bls de petróleo con 1% de agua , dos años después el agua se incremento hasta un 98%. Puesto que los pozos vecinos no producían agua, se programo un registro de temperatura y un CBL ya que presumiblemente se trataba de una canalización. El registro de rayos gama mostró alta radioactividad en la zona de aceite disparada y también en una arena que contenía agua 75 pies(22.8 m) arriba y otra en las mismas condiciones 50 pies(15 m) abajo , la alta radioactividad es un indicativo del movimiento de agua dejando residuos de radioactividad. El CBL mostró pobre adherencia arriba del intervalo productor y solo una corta sección de buena adherencia abajo de este. Combinado con rayos gamma, se detecto la canalización y las arenas se identificaron
Ejemplo de flujo cruzado y uso del molinete para la determinación de gasto de multiples intervalos. (figuras Fig 2.23-2.25 y tablas 2.2 y 2.3) Medidor de flujo PCT para definir los perfiles de flujo y flujo cruzado Un pozo en el medio oriente fue terminado en 4 zonas que producían aceite 100 % con baja RGA. Como una operación de rutina, el operador quiso saber cuanto aportaba cada zona y medir si habia flujo cruzado entre zonas a condiciones de cierre. Perfil de flujo. Con el pozo fluyendo en un gasto de 35,000 bls/dia se corrió un registro de medición de flujo continuo de cada intervalo, tres corridas fueron realizadas hacia abajo y tres
Continuación ejemplo flujo cruzado Las velocidades corregidas son mostradas en la tabla2.2. La figura 2.25, muestra los registros de temperatura, gradiomanómetro y medidor de flujo hechos con el pozo cerrado. Considerando el medidor de flujo en la corrida numero 6 registrada hacia abajo en 50 m/min. , la no respuesta en A es de 7.6 rps. El incremento en B a 8 rps flujo hacia arriba pasando B entrando a la zona 4. La forma de la curva que decrece en el intervalo 4 verifica esto y mas ampliamente muestra entrada de flujo en la parte inferior del intervalo 4. El flujo en el intervalo 4 es aceite, mostrado por el gradiomanómetro con densidad de 0.69 gr/cm3 y viene de la zona 1 y 2 una menor aportación de la zona 3. La tabla 2.3, muestra los valores de flujo cruzado en pozo cerrado ya corregidos considerando la calibración
»Tabla 2.2 »Estación Velocidad Gasto Zona
Bls/di
»A
200
35100
P4
16100
»B
108
19000
P3
0
Ejemplo .- Registros de neutrón pulsado para seguir el comportamiento del yacimiento fig 2-29. Un pozo terminado en una zona mas alta se profundizo a intervalos mas profundos cerca del contacto agua-aceite como pozo de observación para los intervalos mas profundos. El registro TDT de la fig 2.29 muestra cuatro corridas realizadas a lo largo de 36 meses, mostrando lo siguiente: El agua progresivamente invadió el intervalo 5195-5225 (arena mas baja) El intervalo de 5132-5152 no estaba invadido En el tercer registro, el intervalo 5053-5069 muestra un avance de agua. El cuarto registro muestra la zona completamente lavada. La figura 2.29 resume este movimiento
5053-5069
5132-5152
5195 - 5225
Ejemplo para estimulación selectiva figura 2.32
Un pozo de gas terminado en el intervalo 5902-6479 con porosidad dolomítica se estimulo con ácido produciendo 9.5 mmpcd con 8% de H 2S, con una presión en la cabeza de 1800 lb/pg2 La prueba DST y registros de porosidad indicaron que el pozo podía producir mas. Se corrió registro de molinete y gradiomanómetro para definir el perfil de producción. La corrida 1 de la figura 2.32 muestra una columna de agua salada de la profundidad de 6275 m al fondo, con 15 pies de condensado sobre la cima. El medidor de flujo, muestra que que el 40% de la producción total proviene del intervalo 6135 a 6180 sin producción abajo de 6275 m. Después de efectuar una estimulación con ácido el pozo produjo
Ejemplo Localización de la posición de la expansión de gas con registros radioactivos neutrón tomados a través de la TP(.fig 2.34) Se tomaron dos registros, uno inmediatamente después de la terminación y el otro después de un año Los registros fueron tomados en TP de 31/2 ” y TR de 9-5/8”y la intención fue monitorear el avance de gas en la explotación de un intervalo de aceite mas abajo Mientras la mayoría de las secciones se ajustaba perfectamente bien, en la parte superior en las secciones A y B de cuerpos arenosos se notaba que las curvas se separaban hacia la derecha(parte mas baja del índice de hidrogeno) indicando la presencia de gas libre. Esta información podrá ser usada para ver el estado del yacimiento y predecir el tiempo en el cual llegara el gas al intervalo en producción para tomar las
