TRABAJOS EN POZOS PRODUCTORES E INYECTORES
TIPOS DE TRABAJOS EN LOS POZOS OPERAC IONES CON GUA GUAY YA. MENORES: OPERACIONES TRABAJOS CON COILED TUBING. TRABAJOS CON SNUBBING UNIT. MAQUINAS DE SERVICIO
MAYORES : REPARACIONES. REACONDICIONAMIENTOS.
DEFINICIONES TRABAJOS MAYORES: SE REFIERE A LOS TRABAJOS QUE SE REALIZAN UTILIZANDO EQUIPOS E QUIPOS DE PERFORACIÓN / REPARACIÓN. TRABAJOS MENORES : SE REFIERE A LOS TRABAJOS QUE SE REALIZAN , CON CUALQUIER OTRO EQUIPO DIFERENTE AL DE
PERFORACIÓN / REPARACIÓN, REPARACIÓN, GENERALMENTE CON BARCAZA O GABARRA GABARRA DE COMPAÑÍA COMPAÑÍA DE SERVICIO. SERVICIO. TRABAJOS ADICIONALES: SON AQUELLOS TRABAJOS QUE SE EFECTUAN DURANTE LA FASE PRODUCTIVA DEL POZO, CON LA FINALIDAD DE MANTENER O AUMENTA AUMENTAR R LA EFICIENCIA DE PRODUCCIÓN. RECOMPLETACIÓN: SON AQUELLOS TRABAJOS ADICIONALES ADICIONALES QUE SE S E REALIZAN EN EL POZO, CON EL PROPOSITO P ROPOSITO DE INCLUIR UNO O VARIOS YACIMIENTOS .
DEFINICIONES REACONDICIONAMIENTO PERMANENTE SON AQUELLOS TRABAJOS ADICIONALES QUE SE REALIZAN EN EL POZO, QUE OCASIONAN CAMBIOS DEL YACIMIENTO PRODUCTOR O DENTRO DEL MISMO YACIMIENTO.
REACONDICIONAMIENTO TEMPORAL SON AQUELLOS TRABAJOS ADICIONALES QUE SE REALIZAN EN EL POZO MEDIANTE DISPOSITIVOS MECÁNICOS QUE PERMITEN LA APERTURA O CIERRE DE INTERVALOS EN UN MISMO YACIMIENTO PRODUCTOR O CAMBIOS PARA OTRO YACIMIENTO. REPARACIONES SON AQUELLOS TRABAJOS ADICIONALES EFECTUADOS EN EL POZO, CON EL PROPÓSITOD DE INSTALACIÓN DEL EQUIPO DE SUBSUELO PARA RESTAURAR LA CONDICIÓN MECÁNICA DEL POZO (REEMPLAZO DE TUBERÍA\LIMPIEZA\ETC).
DEFINICIONES ESTIMULACIONES SON AQUELLOS TRABAJOS EFECTUADOS AL POZO, CON LA FINALIDAD DE RESTAURAR/AUMENTAR LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MEDIANTE EL USO DE ALGUN DISPOSITIVO MECÁNICO O MEDIANTE ESTIMULO A LA FORMACIÓN QUE OCASIONE UN INCREMENTO EN LA PERMEABILIDAD EFECTIVA A LOS FLUIDOS QUE SE PRODUCEN O SE INYECTAN.
POTENCIAL DE PRODUCCIÓN - DEFINICIÓN:
Es la capacidad máxima de producción estabilizada de petróleo de un pozo, medido de forma individual en la estación de flujo a condiciones óptimas de operación: Completación y Método de Producción.
GENERACIÓN DE POTENCIAL - DEFINICIÓN:
Es la producción de petróleo adicional respecto al nivel base de potencial, obtenida a través de actividades de perforación, reacondicionamiento, estimulación.
Potencial después del trabajo > Potencial
antes del trabajo, se contabiliza como GENERACIÓN.
PERFORACIÓN VERTICAL
PRODUCTOR
DIRECCIONAL
REACONDICIONAMIENTO CONVERSIONES (INY/PROD)
PERMANENTE
CAÑONEO/RECAÑONEO SIDE TRACK GRASS-ROOT RECOMPLETACIÓN TAPONES DE METAL
TEMPORAL
ABRIR/CERRAR/AISLAR ZONA APERT. POZOS INACTIVOS ACIDIFICACIÓN INY. DE GELES
REACONDICIONAMIENTO CONVERSIONES (INY/PROD)
PERMANENTE
CAÑONEO/RECAÑONEO SIDE TRACK GRASS-ROOT RECOMPLETACIÓN TAPONES DE METAL
TEMPORAL
ABRIR/CERRAR/AISLAR ZONA APERT. POZOS INACTIVOS ACIDIFICACIÓN INY. DE GELES
ESTIMULACIÓN INYECCIÓN
QUÍMICA / MECÁNICA
I.A.V I.A.V + ADITIVO
DE SURFACTANTE INYECCIÓN DE BACTERIAS ACIDIFICACIÓN ACIDIFICACIÓN/FRACTURAS FRACT. HIDRÁULICO CAMBIO DE MÉT. (GL BES/BCP)
CONVENCIONAL SELECTIVA ANULAR
MANTENIMIENTO DE POTENCIAL - DEFINICIÓN:
Es la producción de petróleo que restaura el nivel base de potencial, a través de actividades de reacondicionamiento, reparaciones y estimulaciones.
Potencial después del trabajo = Potencial antes del trabajo,
Potencial después del trabajo < Potencial antes del trabajo, se declina el Potencial.
REACONDICIONAMIENTO TAPONES DE CEMENTO/METAL PERMANENTE
FORZAMIENTO DE CEMENTO RECAÑONEO
ABRIR/CERRAR/AISLAR ZONA TEMPORAL
INYECCIÓN DE GELES APERT. POZOS INACTIVOS CAT. 2
REPARACIÓN
RESTABLECER CONDICIONES MECÁNICAS DEL POZO (LIMPIEZAS, ELIMINAR COMUNICACIÓN, CAMBIOS DE EMPAQUE CON GRAVA)
INYECCIÓN DE BACTERIAS
ESTIMULACIÓN
QUÍMICA
INYECCIÓN DE SURFACTANTE
ACIDIFICACIÓN
DEFINICIÓN: Actividad que se realiza, con el propósito de colocar equipos y herramientas en el pozo, a fin de permitir la producción del mismo en forma eficiente, minimizando o anulando los riesgos
CONDICIONES OPERACIONALES: Presión del Pozo: Permite seleccionar las características físicas del equipo de superficie (lubricador, valv. de seguridad. Profundidad: Para determinar la longitud de la guaya y peso de las herramientas. Tipo de Yacimiento y Completación: Esto para evitar atascamiento por la configuración mecánica y/o presencia de escamas, parafinas, asfaltenos, etc..). Fluidos de Producción: La producción de H2S y CO2 incide directamente sobre la guaya.
FACTIBILIDAD DE EFECTUAR EL TRABAJO CON GUAYA: Una vez verificada todas las condiciones antes expuestas, se puede proceder a realizar todo trabajo menor al pozo productor y/o inyector seleccionado. Cabe destacar que aunque el programa contempla todas las acciones por efectuar, frecuentemente existen desviaciones; que se deben a situaciones imprevistas y obligan a una rápida corrección, con el fin de continuar con el programa de actividades.
TIPOS DE GUAYA:
Guaya Fina (Monofilamento). Guaya Gruesa (Multifilamento). Guaya Eléctrica
GUAYAS: Monofilamentos: Son las guayas finas mas usadas en la operaciones de subsuelo, por su resistencia y flexibilidad. Su diámetro es de 0.092”, 0105” y 0.108”. Su tensión de ruptura esta entre 1500 y 2000 lbs.
Multifilamentos: Son guayas gruesas comúnmente empleadas para reemplazar las finas, tienen un diámetro mayor y pueden ser de 3/16”, 1/2” y 5/16”, esto cuando se requiera de mayor resistencia. Se usan generalmente
en trabajos de achiques, pesca (cuando no hay alta presiones), bajar tubería de extensión y otros.
GUAYAS MONOFILAMENTOS: Guayas de Acero al Carbón: Se utilizan en cualquier pozo, sin problemas de H2S y/o CO2. Guayas de Acero Inoxidable: Se usan en ambientes de H2S ó en los cuales ocurren problemas de corrosión debido al alto contenido de CO2.
GUAYAS MULTIFILAMENTOS: Guayas de Acero: Están compuestos de cordones y alma, siendo ésta generalmente de fibra textil, se usan por que tienen mayor resistencia para diámetro y peso, su longitud no varia a condiciones atmosféricas y son de larga duración. Elementos Básicos del Diseño: Grado de Acero, Número y forma de alambres en el cordón, Tipo y colocación del alambre, preformado y tipo de alma. Clasificación de Cordones: Redondo, aplastado, recubiertos agrupados y concéntricos.
Equipos de Guaya Equipos de Subsuelo
Equipos de Superficie Lubricadores
Guaya / Cabeza de guaya
Prensa Estopa
Barra de peso
Válvulas de Seguridad (BOP`s)
Martillo
Indicador de peso Unidad de Potencia Unidad de guaya
Muñeco Verificador de Fondo y de punta de tubería.
Aparejo de poleas
Calibrador / Cortador
Tubo telescópico
Calibrador / Pasador
Perro de cadena
Bloque de impresión
Perro de guaya
Toma muestra
Cabeza de caballo Cross over Grúa o señorita
Bomba de arena y hidrostática Cepillo Caja Ciega Bajantes, Pescantes, etc.
CABEZA DE GUAYA: Definición: Es un dispositivo en forma cilíndrica, con un cuello de pesca que forma la primera parte del juego de herramientas básicas, que permite la interconexión entre estas y la guaya. Componentes: Aro: Disco metálico que sujeta la guaya. Espaciador: Pieza metálica cóncava que separa el resorte del nudo. Resorte: Espiral de acero que actúa como amortiguador entre el nudo de la guaya y el tope interno del “rope socket”
BARRA DE PESO: Definición: Es un dispositivo cilíndrico y de acero al carbono, por su longitud y peso refuerza la acción del martillo. También es el segundo componente del juego de herramienta. Función: Instalar y remover los equipos de control de flujo y vencer a la vez el diferencial de la presión del pozo para poder llegar a la profundidad requerida.
MARTILLOS: Definición: Son los dispositivos encargados de transmitir las fuerzas y los golpes que ejercen las barras de peso al instalar o remover los equipos de control de flujo en el subsuelo. Clasificación: • Mecánicos • Hidráulicos.
MARTILLOS: Mecánicos (Tipo Tijeras): Esta formado por dos eslabones en forma de U entrelazados, los cuales se desplazan uno dentro del otro; al cerrarse o abrirse violentamente por el peso y longitud de la barra, se ejecuta la acción del martillo. Este golpe depende de la densidad y la viscosidad del fluido en la tubería, como así también del tamaño y de la profundidad donde esté la herramienta.
MARTILLOS: Mecánicos (Tipo Tubular): Es un eje cilíndrico que se desliza hacia abajo para cerrar y hacia arriba para golpear. Funciona como un tubo telescópico. La configuración de la camisa permite realizar los trabajos con menos riesgo, por ejemplo: la pesca de guaya y la limpieza de arena.
MARTILLOS: Hidráulicos: Es una herramienta diseñada para Hidráulicos: suministrar impactos de mayor potencia que los obtenidos con los mecánicos, esta potencia es proporcional a la tensión aplicada a la guaya y al peso de las barras. Los mas utilizados son de 1-1/2’ a 2’ de largo y diámetros de 1-1/2”, 1-3/4” y 1-7/8” con cuello de pesca de 1-3/8”.
MUÑECO: Descripción: Es similar a un pedazo de barra, con las mismas dimensiones. Esta formado por una bola y un cilindro hueco, donde gira la bola que flexibilidad al conjunto. Es parecido a una unión universal. Función: Dar flexibilidad a la barra y que la herramienta tenga más movimiento mientras esta trabaja dentro de las tuberías, con los mandriles de LAG ó engancha alguna herramienta u otro equipo que se encuentre recostado a la tubería.
VERIFICADOR DE FONDO Y DE PUNTA DE TUBERÍA: El chequeo de fondo y la localización de punta de tubería tienen gran importancia, debido a que se obtiene información de los daños que puede tener un pozo por arenamiento, formación de escamas y sedimentación. Con estos procesos se puede detectar la posibilidad de utilizar equipos mayores para la reparación del pozo ó para su limpieza, estimulación o servicios con unidad de tubería continua.
VERIFICADOR DE FONDO Y DE PUNTA DE TUBERÍA: Definición: Es una operación que permite conocer la profundidad exacta donde se encuentra la punta de la tubería, con el fin de correlacionar. Para ubicar la punta de la tubería se utiliza como herramienta el localizador de punta de la tubería. Nota: Para el chequeo de fondo, también se utilizan los denominados: Calibrador/cortador, Calibrador/Pasador y Toma muestra, que serán descritos posteriormente.
VERIFICADOR DE FONDO Y DE PUNTA DE TUBERÍA: Partes: Un cuerpo cilíndrico con una ranura longitudinal donde va insertada la lámina de forma cónica en su parte inferior. Una lámina con la parte superior libre y la inferior fijada al cuerpo de un pasador. Un resorte que impulsa la parte no fija de la lámina hacia fuera. Nota: Antes de bajar el localizador se pasa un cortador para garantizar que esta herramienta pasará sin problemas.
CALIBRADOR/CORTADOR: Definición: Es una herramienta metálica con ranuras longitudinales de diferentes medidas, la cuál se coloca a lo largo de un cuerpo para verificar los diámetros de la tubería. Función: Calibrar la tubería y servir como herramienta para cortar ó limpiar sustancias adheridas a su pared interna, tales como parafinas, carbonatos y parafinas.
CALIBRADOR/PASADOR: Definición: Es una herramienta cilíndrica metálica cónica en sus extremos. Posee un sistema de comunicación a través del cuerpo que le permite bajar dentro del fluido del pozo para verificar el colapso de la tubería. Función: Abrir restricciones menores que puedan haber sido causadas por daños mecánicos de la tubería, tales como colapso ó aplastamiento.
BLOQUE DE IMPRESIÓN: Definición: Es una pieza cilíndrica plana de acero relleno de plomo, constituida por un pin y un cuello de pesca para conectarse a las herramientas de guaya. Función: Se baja en el pozo y se detiene sobre el pescado, cuando sale a superficie la impresión queda en el plomo indicando el tamaño, forma y posición del tope del pez. Con esta información se determina el tipo de herramienta que se necesita para la operación de pesca y limpieza de obstrucciones.
TOMA MUESTRA: Definición: Es una herramienta cilíndrica metálica y hueca por dentro. En su parte superior tiene un gancho (pin) para acoplarse al HBG, y en la inferior una zapata especial con bola que funciona como retenedor. Función: Recuperar las muestras del material sólido en la máxima profundidad alcanzada en el pozo.
BOMBA DE ARENA “SAND BAILER”:
Definición: Es una herramienta cilíndrica hueca conformada por un pistón viajero que en su parte inferior posee un cheque y en su parte superior un “pin” para conectarse a la herramientas básicas de
guaya. Funcionamiento: Cuando la herramienta descansa sobre el puente de arena esta se cierra y el pistón abre dentro del cilindro succionando la arena, quedando de esta manera dentro del cilindro.
CAJA CIEGA: Definición: Es una pieza de acero sólido con un pin para conectarse a las herramientas de guaya. Función: Es utilizada cuando se requiere golpear una herramienta ó un pedazo de metal para sacarlo fuera de la tubería, ó llevarlo hasta una posición que permita trabajar con mayor facilidad, también se emplea para cortar la línea en el nivel de la cabeza de guaya.
Tipos de Actividades con Guaya Fina: Calibración Chequeo de fondo Limpieza general (obstrucciones, arena, escamas, asfalto) Tapones Mangas Instalación de Separation Tool Instalación de Pack off Herramientas de apertura general Localización de fugas Pesca de guaya Pesca de Herramientas y Equipos Trabajo de levantamiento por succión Toma de Registros de Presión Toma de Registros de Temperatura
Tipos de Actividades con Guaya Gruesa/Eléctrica: Guaya Gruesa: Operaciones de Pesca. Operaciones de Suabeo.
Guaya Eléctrica: Bajada y asentamiento de Empacaduras Permanentes. Operaciones de Cañoneo. Registros de Producción. Registros de Cementación. Registros de Saturación. (Carbono/Oxigeno) Trabajo de levantamiento por succión. Bajada y asentamiento de Tapones (Paraguas) Registros a Hoyo Desnudo.
Plataforma Portátil y Camión de Coiled Tubing
Plataforma de agua – Gabarra de Coiled Tubing
Unidad Combinada “Coiled Tubing – Guaya”
Coiled Tubing Unidad integrada que permite viajar dentro y fuera del hoyo con una Sarta Contínua de Tubería, a altas velocidades y altas presiones Consta principalmente de varios equipos de superficie potencialmente hidráulicos, los cuales pueden ser colocados en una plataforma portátil, camiones o en plataformas de agua (gabarras)
Equipos principales de superficie Cabeza inyectora Carreto de tubería Válvulas de Seguridad (Stack BOP`s) Unidad de Potencia Hidráulica Consola de controles
Ventajas Generales: No requiere tiempo de taladro Permite trabajar a través de empacaduras de producción Circulación mientras se baja o se saca Trabaja en pozos con presión Menor tiempo de trabajo
APLICACIONES : Limpieza de pozo: Limpieza de arena, remoción de parafina y sal, remoción de asfalteno Estimulación de formación: Acificación, fracturamiento hidráulico asistido, inyección de inhibidores Cementación: Forzamiento de cemento, tapones de abandono Control de arena: Empaque con grava convencional, empaque con grava con cerámica, con resina
APLICACIONES : Perforación: Perforación de pozos verticales, direccionales, mecanismos de jetting o con motor de fondo Completación: Colocación de un coiled tubing dentro de una tubería de producción. Registros y cañoneo: Instalación de guaya eléctrica dentro del coiled tubing, registros de producción, de cementación, de inspección de revestidor, cañoneo de zonas. Pesca: Circulación y pesca simultánea, pesca con guaya, pesca con unidades hidráulicas (snubbing unit)
Procesos y Clasificación Rehabilitación
Con Taladro
Intervención Hidráulica
Sin Taladro
Clasificación
Unidad Hidráulica 150K;340K;460K;600K
Descripción de una Unidad Hidráulica
Unidad Básica
Unidades Hidráulicas (Snubbing Unit): Equipos involucrados en el proceso de meter o retirar tubulares, equipos, herramientas, dentro o fuera de un pozo con presión. En otras palabras, movimiento de la tubería en contra de la presión del pozo, debido a que la misma es mayor que el peso de la tubería Clasificación de las Unidades Hidráulicas: Unidades convencionales Unidades hidráulicas asistida por el aparejo
Tipos de Unidades Hidráulicas Unidades de “ayuda con perforador” (rig assist) o convencionales
(perforador de fuerza motriz) Unidades múltiple de cable de cilindro sencillo o múltiple de carrera larga Unidades de jack hidráulico de carrera corta (shortstroke) de cilindro sencillo o múltiple
Unidad Snubbing - Equipos Montaje de cabeza estacionaria Montaje de cabeza móvil Sistema de cables Contrapesos Sistema de control de cuña Consola del perforador Consola de control de impide reventón Cuñas móviles Cuñas estacionarias Cabillas rotatorias Bloque de montaje del perforador Torre de sondeo Cable “snub” principal
Aplicaciones Snubbing Unit: Limpieza mecánica / química Eliminación de comunicación I/R: BES, BCP, LAG y bombas de subsuelo Reemplazar colgador en cabezal Operaciones de Pesca Asegurar o abandonar un pozo Reemplazo de sellos primarios y secundarios Levantar cabezal Otros (Fresado, desplazamiento de fluidos, etc)
Ventajas Utiliza tubería de diámetro pequeño Permite intervenir el pozo a través de la tubería con el pozo vivo Reducción del daño a la formación Puede trabajar con presión de 15000 lpc
Desventajas
Desventajas de Seguridad Operacional
Manejo tubo a tubo
Personal labora en espacio limitado
Espacios físicas cubiertos limitados
Alto índice de riesgos en reacondicionamiento.
Limitaciones con equipos auxiliares
El equipo es vestido sobre el pozo
Limitaciones para almacenamiento y retorno de fluidos
Mayor exposición del personal a las operaciones de altura
PROBLEMAS QUE PRESENTAN LOS POZOS PRODUCTORES: BAJA TASA DE PRODUCCIÓN. ALTA PRODUCCIÓN DE AGUA. ALTA PRODUCCION DE GAS. PROBLEMAS MECÁNICOS.
INYECTORES: BAJA TASA DE INYECCIÓN. PROBLEMAS MECÁNICOS.
Como detectar el problema que presentan los Pozos? Pruebas de Producción (Utilizar las ultimas 5 Pruebas) Fecha Qbruto Qneto RGPform RGPtotal %AyS Reductor API THP CHP EDO PLF Psep
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 de llene para cada Pozo, Volumen de Gas Inyectado, Presión de Inyección, etc. BCP: Stroke/min,Frecuencia BES: Frecuencia, Voltaje y Amperaje
Como detectar el problema que presentan los Pozos? Pruebas de Producción (Utilizar las ultimas 5 Pruebas) Fecha Qbruto Qneto RGPform RGPtotal %AyS Reductor API THP CHP EDO PLF Psep Disminución de la Tasa: Qbruto ,Qneto disminuyen y el resto de los parámetros se mantienen constantes. Problema de Alta Producción de Agua: Qbruto se mantiene, Qneto disminuye y el % AyS 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.
PROBLEMAS EN POZOS
BAJA TASA DE PRODUCCION / INYECCION
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA
ALTA PRODUCCION DE AGUA
ALTA PRODUCCION DE GAS MECANICOS
ANALISIS DE PROBLEMAS DE POZOS CON BAJA
TASA DE
PRODUCCION / INYECCION
IDENTIFICACIÓN Pruebas de Producción
Q
x
x x
x x
x x x x x x x
Cambio de declinación.
x
Declinación normal del pozo. Declinación del pozo luego que baja la tasa de producción.
Q pozo actual << Q pozo declinacinación normal
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
Alta presión de separación
Problemas con el volumen de gas inyectado
Línea de flujo obstruida
Línea de flujo rota
Línea de flujo compartid a
Otros (cabezal de producción )
Problemas de voltaje, frecuencia, etc.
AMBIENTE SUPERFICIE Causas
Diagnóstico
Trabajo a realizar
Alta presión de separación.
Repetir prueba con P de
Línea de flujo rota.
Separación óptima y Calibrar el separador. Reparar o reemplazar tubería.
Línea de flujo obstruida (esca-
mas, asfáltenos, parafina, finos). Línea de flujo compartida (con-
trapresión). Problemas con el volumen de
gas inyectado (LAG).
Mediante
medidas
superficie: THP PLF CHP Psep Panel de control Etc,
en
Limpiar línea obstruida.
Individualizar líneas.
Repetir prueba con volumen
de gas óptimo.
etc. (B.E.S).
prueba condiciones óptimas.
Otros (cabezal de producción).
Corregir falla, fuga, etc.
Problemas de voltaje, frecuencia,
Repetir
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, desgaste, elastómero dañado
Empacadura desasentada Hueco en la tubería Manga dañada
AMBIENTE POZO
SARTA A DE PRODUCCIÓN. P RODUCCIÓN. PROBLEMAS CON LA SART Diagnóstico Causas Trabajo a realizar Limpieza con Coiled Tubing y
Obstrucción de la sarta de
producción (escamas, parafina, finos, asfáltenos, etc.).
MEDIANTE OPERACIONES CON GUAYA: Verificación rificación de •Ve
Tubería colapsada / rota.
Pescado.
fondo. •Calibración de tubería. •Camarita impresión. •Toma de muestra. •Prueba de tubería. •Banderola. •Etc.
Química.
( sacar completación). c ompletación). Taladro (sacar
Operación
de pesca con guaya. Eventualmente Taladro.
AMBIENTE POZO DEFICIENCIAS EN EL MÉTODO DE LEV L EVANT ANTAMIENTO AMIENTO ARTIFICIAL
Causas
Diagnóstico
Trabajo a realizar
Prueba con carta dinagráfica.
Máquina de Servicio (Cabi-
Bombeo mecánico: Cabillas rotas.
llero, Chivito).
Bomba atascada. Desgaste, etc. L. A. G. •Válvula descalibrada.
Operaciones con guaya.
•Válvula
Registros de presión y tem-
atascada u
obstruida. •Válvula rota.
peratura fluyente.
Operación
con guaya (recuperar válvula y bajar válvula calibrada).
Otros (discos de superficie).
B. E. S. Cable dañado. Motor dañado. Bomba atascada, obs-
Examen del panel de control
Taladro. Sacar completación y
de superficie
equipo. Corregir y bajar equipo y completación.
truida, desgastada, etc. Otros.
(continúa)
AMBIENTE POZO
DEFICIENCIAS EN EL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL (Cont.) Diagnóstico Causas Trabajo a realizar Bomba de Cavidad Progresiva:
Análisis de amperaje, voltaje, Máquina de Servicio (Cabi-
frecuencia (HZ), etc. Prueba con Carta Dinagráfica. • Elastómero (endurecido, expandido, rasgado, etc.) • Desgaste del rotor. • Cabilla o rotor partido.
llero, Chivito).
AMBIENTE POZO
3.- COMUNICACIÓN MECÁNICA Diagnóstico Causas Empacadura desasentada.
Operaciones con guaya:
Hueco en la tubería.
Prueba de tubería.
Manga dañada / rota.
Banderola. Etc.
Trabajo a realizar Taladro. Sacar completación
y reparar avería.
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
Control de agua Dilución Control de emulsiones Inyección de vapor
Recañoneo Pozo desviado
7,08 K h ( Pe Pwf ) q o o [ Ln( re ) S ] rw Estimulaciones Fracturamiento Pozos horizontales Fracturamiento
GENERALIDADES DE DAÑO 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)
GENERALIDADES DE DAÑO Factor de daño considerando el sistema geométrico
AMBIENTE YACIMIENTO
Pseudo - Daño
Causa Pseudo-daño.
Penetración parcial. • Cañoneo parcial. • Diseño inadecuado del cañoneo. •
Diagnóstico
Trabajo a realizar
Altos valores del Factor de
Cañoneo y Recañoneo.
Daño (S>>10) de las Pruebas de Pozos. Análisis Nodal. Simulación Numérica de Yacimientos.
Profundizar el pozo en el caso
de penetración parcial.
AMBIENTE YACIMIENTO Interacciones Roca-Fluido Causa 1.- Migración/Taponamiento por arena.
Diagnóstico 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 de núcleos.
Trabajo a realizar Control de la tasa de
producción (Tasa óptima). Empaque con grava a Hueco Abierto (OHGP). Empaque con grava a Hueco Entubado. Uso en general de Rejillas Ranuradas/Pre-empacadas. Consolidación química (resinas).
AMBIENTE YACIMIENTO Interacciones Roca-Fluido Causa 2.- Migración/Taponamiento por finos.
Diagnóstico 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).
Trabajo a realizar 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 hinchamiento de la Montmorillonita (Polímeros). Otros Aditivos (Inhibidores de corrosión, Estabilizadores de hierro)
AMBIENTE YACIMIENTO Interacciones Fluido-Fluido Causa
Diagnóstico
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.
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).
AMBIENTE YACIMIENTO Interacciones Fluido-Fluido Causa 2.- Precipitados orgánicos.
Diagnóstico Análisis
(laboratorio) de depósitos orgánicos (S.A.R.A) Análisis físico - químico del Hidrocarburo. Muestras localizadas en el pozo (Fondo del hoyo, Niples, Mangas, Botellas). Obstrucción en la línea de flujo y/o en el pozo. Muestras tomadas con guaya durante verificaciones de fondo. Aumentos anormales en la Relación Gas - Petróleo (RGP).
Trabajo a realizar Indispensable
pruebas de compatibilidad con el fluido de formación. Asfaltenos: solventes aromáticos (Xileno) Parafinas: solventes parafínicos (Tolueno); gasoil caliente con aditivos químicos como detergentes de parafina, dispersantes o inhibidores.
AMBIENTE YACIMIENTO Fenómenos interfaciales Causa
Diagnóstico
1.- Bloqueo por emulsiones.
Inestabilidad en el corte de
Uso de desemulsificantes.
agua y sedimentos (alto). Disminución e inestabilidad en los valores de gravedad API. Análisis de Laboratorio de las muestras de crudo en pozos Frecuente 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 agentes antiespu-
Trabajo a realizar
mantes como sales de Aluminio de ácidos grasos o alcoholes grasos (evitando espumas estables por acción del gas de formación). Uso de solventes mutuos.
AMBIENTE YACIMIENTO Fenómenos interfaciales Causa 2.- Bloqueo por agua.
Diagnóstico
Trabajo a realizar
Trabajo previo inadecuado en
Uso de geles.
el pozo. Incremento repentino del corte de agua. Ausencia total de producción de petróleo.
Uso de surfactantes. Uso
de ácidos alcohólicos (Pozos de Gas). Dejar a producción el pozo, hasta que el agua sea producida.
AMBIENTE YACIMIENTO Inversión de la Mojabilidad Causa
Diagnóstico
Inversión de la mojabilidad.
Pozos con alto corte de agua.
Uso de geles.
Frecuente
Agentes Surfactantes .
en pozos perforados con lodos de emulsión inversa
Trabajo a realizar
AMBIENTES DE ANÁLISIS SUPERFICIE Pcabezal
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 Causas
Diagnóstico
Trabajo a realizar Corregir avería.
Problemas en plantas (baja
presión de descarga). Mediante
medidas
en
superficie: Línea de inyección rota.
•Presión de descarga.
Reparar / Instalar nueva línea.
•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
AMBIENTE POZO
PROBLEMAS CON LA SARTA DE INYECCIÓN. Diagnóstico Causas Trabajo a realizar Limpieza con Coiled Tubing y
Obstrucción de la sarta de
inyección (escamas, etc.).
MEDIANTE OPERACIONES CON GUAYA: •Verificación de
Tubería colapsada / rota.
Pescado.
fondo. •Calibración de tubería. •Camarita impresión. •Toma de muestra. •Prueba de tubería. •Banderola. •Etc.
Química.
Taladro (sacar completación).
Operación
de pesca con guaya. Eventualmente Taladro.
AMBIENTE POZO COMUNICACIÓN MECÁNICA Causas Empacadura desasentada.
Diagnóstico Operaciones con guaya:
Hueco en la tubería.
Prueba de tubería.
Manga dañada / rota.
Banderola. Etc.
Trabajo a realizar Taladro. Sacar completación
y reparar avería.
AMBIENTE YACIMIENTO Disminución en la Tasa de Inyección Restricción alrededor del pozo debido a: Daño
•Migración/Taponamiento
por arena
•Migración/Taponamiento
Pseudo-Daño
•Penetración parcial
•Cañoneo parcial
por finos •Diseño inadecuado del •Precipitados inorgánicos
cañoneo
AMBIENTE YACIMIENTO
Pseudo - Daño
Causa Pseudo-daño.
Penetración parcial. • Cañoneo parcial. • Diseño inadecuado del cañoneo. •
Diagnóstico
Trabajo a realizar
Altos valores del Factor de
Cañoneo y Recañoneo.
Daño (S>>10) de las Pruebas de Pozos. Análisis Nodal. Simulación Numérica de Yacimientos.
Profundizar el pozo en el caso
de penetración parcial.
AMBIENTE YACIMIENTO Interacciones Roca-Fluido Causa 1.- Migración/Taponamiento por arena.
Diagnóstico Taponamiento de intervalos
cañoneados. Caracterización de tamaño de grano mediante análisis de núcleos. Pozos completados en formaciones someras no consolidadas (Mioceno).
Trabajo a realizar Control de la tasa de
inyección (Tasa óptima). Consolidación química (resinas).
AMBIENTE YACIMIENTO Interacciones Roca-Fluido Causa 2.- Migración/Taponamiento por finos.
Diagnóstico Pozos completados en el
Eoceno. 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.
Trabajo a realizar Control
de la tasa de inyección (Tasa óptima). Estabilizadores para arcillas o finos: Tratamientos cáusticos (Hidróxido de Potasio). Tratamientos ácidos (HF, mud-acid). Inhibidores para evitar hinchamiento de la Monmorillonita (Polímetros). Otros Aditivos (Inhibidores de corrosión, Estabilizadores de hierro)
AMBIENTE YACIMIENTO Interacciones Fluido-Fluido Causa
Diagnóstico
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). (Laboratorio) de Análisis 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).
TÉCNICAS DE
CONTROL DE ARENA
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA
Mecanismos de producción de arena: Movimiento de granos Movimiento de arena en zonas alejadas de la cara de la formación Movimiento de masas Movimiento de arena en pequeñas masas en zonas cercanas a la cara de la formación (obstrucción a nivel de las perforaciones Fluidización masiva Movimiento masivo de arena la cual genera erosión
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA Consecuencias de la producción de arena: Acumulación en los equipos de superficie Arenamiento del hoyo que reduce o impide la producción efectiva del pozo Erosión de los equipos de fondo y superficie Colapso de la formación por socavaciones Reducción de la permeabilidad en la vecindad del pozo Causas de la producción de arena Falta de compactación y cementaciòn entre los granos de arena Factores geológicos y geográficos Flujo multifàsico Altas tasas de flujo Efectos térmicos
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA Muestra de acumulación de arena
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA Criterios de Selección Identificada la necesidad del pozo, para la aplicabilidad de un Método de exclusión de arena, la misma debe hacerse considerando los siguientes criterios: Económico: Considerar el costo inicial del tratamiento y este efecto sobre la producción Antecedentes históricos Análisis de la vida productiva del yacimiento y del pozo Aplicabilidad: Grado de dificultad en la aplicación del tratamiento Duración del servicio: Estimación de producción libre de arena y de tasa de frecuencia para la repetición del tratamiento
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA
Métodos para el Control de Arena Control de la tasa de flujo Combinados (químicos y mecánicos) Mecánicos Químicos Control de arena – Métodos Mecánicos Forro ranurado o rejilla sin empaque con grava Empaque con grava externo (hoyo desnudo) Empaque con grava interno (hoyo revestido) Empaque con grava a través de la tubería de producción
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA Control de Arena (Métodos Mecánicos) Consideraciones generales: Forro ranurado o rejilla sin empaque con grava Ofrecen una vida productiva corta Su taponamiento es muy factible En hoyo abierto, en formaciones no consolidadas se puede
producir colapsamiento al producir el pozo No es recomendable el uso de forro y rejilla sin empaque, ya
que el 10 % de la arena producida es menor que las aperturas de la mayorìa de las rejillas comerciales
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA Control de Arena (Métodos Mecánicos) Cont. Empaque con grava externo (hoyo desnudo) A hoyo desnudo la productividad es mayor que en hoyo
revestido, debido a una mayor área de flujo alrededor de la rejilla Los pozos a hoyo desnudo producen por periodos mayores en
comparación con hoyo revestido (especialmente en pozos con altas tasas y/o alta viscosidad) En pozos con hoyo ampliado se puede colocar una mayor capa
de grava, incrementando el àrea de flujo en la vecindad del pozo Recomendado en formaciones
semiconsolidadas
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA Control de Arena (Métodos Mecánicos) Cont. Empaque con grava interno (hoyo revestido) Existe un ahorro del tiempo de taladro Permite completación en varias zonas No requiere de un programa especial
de perforación
Posibilidad de utilizar cuatro variables de este Método • Empaque con grava convencional • STIMPAC • Empaque con alta tasa de agua • PERFPAC
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA Control de Arena (Métodos Mecánicos) Cont. Empaque con grava a través de la tubería de producción Permite instalar el control de arena en un pozo productor sin tener
que sacar la completación Es necesario conocer las dimensiones del tubing y
del casing, así
como las restricciones mínimas dentro del pozo Recomendable en pozos de baja producción donde los costos
asociados al taladro sobrepasan el limite económico
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA
Control de Arena (Métodos Químicos) CONSISTE EN UTILIZAR QUIMICOS Y RESINAS INYECTADAS EN FORMACIONES POCO CONSOLIDADAS PARA RESTITUIR EL MATERIAL CEMENTANTE DE LA MATRIZ. METODOS: CONSOLIDACION PLASTICA. CONSOLIDACION CON ALTA ENERGIA DE RESINA.
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA Control de Arena (Métodos Químicos) Cont. CONSOLIDACION PLASTICA: SE BOMBEA LA RESINA DENTRO DE LA FORMACION PARA RECUBRIR LOS GRANOS Y ENDURECERLOS, INCREMENTANDO LA FUERZA COHESIVA DE LA FORMACION CERCANA AL HOYO. (FORMA ARTIFICIALMENTE UNA ARENA CONSOLIDADA).
CONSIDERACIONES DE USO: BUENA
CEMENTACION PRIMARIA. DENSIDAD DE CAÑONEO DE 4TPP MINIMO. CONTAR
CON SISTEMAS LIMPIOS.
REALIZAR
UN PREFLUJO DE ETAPAS MULTIPLES. (LIMPIAR Y ABRIR LAS
PERFORACIONES PARA DISOLVER O ESTABILIZAR LAS ARCILLAS)
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA Control de Arena (Métodos Químicos) Cont. CONSOLIDACION PLASTICA. VENTAJAS: AUMENTA LA RESISTENCIA DE LA FORMACION.
PERMITE QUE EL POZO QUEDE COMPLETAMENTE ABIERTO.
ES APROPIADA PARA APLICACIONES A TRAVES DE TUBERIAS (TUBING).
DESVENTAJAS: DISMINUYE LA PERMEABILIDAD DE LA FORMACION.
DIFICULTAD PARA COLOCAR LOS QUIMICOS Y LA RESINA EN LA FORMACION.
NO ES EFICIENTES EN FORMACIONES CON CAVERNAS.
TIENDEN A SER MUY COSTOSOS.
NO FUNCIONAN A LARGO PLAZO EN GRANDES INTERVALOS.
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA Control de Arena (Métodos Químicos) Cont. CONSOLIDACION CON ALTA ENERGIA DE RESINA DETIENE LA PRODUCCION DE ARENA AL INYECTAR GRAVA RECUBIERTA CON RESINAS PRECURADA EN UNA FORMACION, HASTA FORMAR UNA REJILLA DEJANDO LA GRAVA RECUBIERTA CON RESINA EN LAS PERFORACIONES Y EN EL HOYO. FRACTURACION DE GAS PROPULSOR.
EJEMPLO
CAÑONEO CON SOBREBALANCE.
EJEMPLO
FLUJO CON SOBREBALANCE.
EJEMPLO
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA Control de Arena (Métodos Químicos) Cont. FRACTURAMIENTO CON GAS PROPULSOR
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA Control de Arena (Métodos Químicos) Cont. CAÑONEO CON SOBREBALANCE
REGRESAR
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA Control de Arena (Métodos Químicos) Cont. FLUJO CON SOBREBALANCE
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA Control de Arena (Métodos Químicos) Cont. CONSOLIDACION CON ALTA ENERGIA DE RESINA VENTAJAS NO REQUIERE IMPLEMENTO DE FILTRADO COMO REJILLA.
LA RESINA PUEDE ALCANZAR UNA GRAN RESISTENCIA A LOS ESFUERZOS COMPRESIVOS CON
ALTA PERMEABILIDAD. PUEDE EMPLEARSE EN FORMACIONES CON CAVERNAS O MICROFRACTURAS.
DESVENTAJAS NO
ES RECOMENDABLE PARA INTERVALOS MAYORES DE 20’.
SON SENSIBLES A FUTUROS TRATAMIENTOS DE ACIDIFICACIÓN.
REQUIERE TALADRO.
NO ES RECOMENDABLE EN POZOS DE INYECCIÓN DE VAPOR Y CON ELEVADAS
TEMPERATURAS DE FORMACIÓN.
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA
Caso Base Forro ranurado o rejilla
Empaque con grava
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA Forros Ranurados y Rejillas Pre-empacadas
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA
Consideraciones adicionales: Selección del tamaño de la grava: Se requiere: Muestreo de la arena de la formación Análisis del tamizado Dimensionamiento y selección de la arena del empaque con grava mediante los métodos: Coberly,Saucier, Schwartz, etc.
Selección del tamaño de las ranuras (En base al tamaño de la grava seleccionada)
ANALISIS DE PROBLEMAS DE POZOS PRODUCCION
CON ALTA
DE AGUA
CONTROL DE AGUA- DEFINICIÓN ACCIÓN QUE SE TOMA PARA EL MEJORAMIENTO DEL PERFIL DE PRODUCCIÓN E INYECCIÓN DE FLUIDOS EN UN POZO” (SPE 35171, MARZO 1996). “CUALQUIER
BENEFICIOS DE LA TECNOLOGÍA DE CONTROL DE AGUA: INCREMENTA LA EFICIENCIA DE RECOBRO. PROLONGA
LA VIDA PRODUCTIVA DEL POZO.
REDUCE LOS COSTOS DE LEVANTAMIENTO. MINIMIZA EL TRATAMIENTO Y DISPOSICIÓN DE AGUA.
ANTECEDENTES ) 600 D P P400 B ( a s a200 T
80 % AyS
Petróleo 1978
1988
Mas de 1000 pozos productores Mas de 50 pozos inyectores
RESERVAS REMANENTES DE PETROLEO ATRACTIVAS
20
POZOS PRODUCTORES CON ALTOS CORTES DE AGUA
y 40 A % (
Agua
1968
60 ) S
1998
INCREMENTO DE COSTO DE PRODUCCION AUMENTO VOLUMEN DE GAS LIFT PROBLEMAS EN TRATAMIENTO DISPOSICION DE AGUA • INCREMENTO EN LAS REPARACIONES DE POZOS • •
DISMINUCION RECOBRO DEL PETROLEO
• •
IRRUPCIONES PREMATURAS BAJA EFICIENCIA DE BARRIDO
CONTENIDO – DIAGRAMA CAUSA-EFECTO ZONAS DE AGUA ADYACENTES
MECANISMOS
NATURAL
EMPUJE HIDRAULICO ALTA PRODUCCIÓN VARIACIÓN AREAL PERMEABILIDAD ESTRATIFICACIÓN ALTA ADEDAMIENTO
FRACTURAMIENTO INDUCIDO
ACIDIFICACIÓN
INYECCIÓN DE AGUA
CONIFICACIÓN ALTA PRODUCCIÓN BUENA PERMEABILIDAD VERTICAL
PRODUCCIÓN DE AGUA FALLAS REVESTIDOR / TUBERIA
MECÁNICAS FALLAS CEMENTACIÓN EMPACADURAS
COMUNICACIÓN Negrita = Hipervínculo
MECANISMO DE PRODUCCIÓN Gráficos Diagnóstico de Chan (RAP- RAP’ vs Tiempo) Conificación
Adedamiento
Comunicación Mecánica 100
10 '
1
0,1
0,01 10
100
1000
MECANISMO DE PRODUCCIÓN Conificación En un yacimiento con empuje de agua, la caída de presión en los alrededores del pozo puede tender a empujar el agua hacia arriba. Cuando diferenciales extremos de presión existen en un pozo vertical, la forma resultante del contacto agua petróleo en las cercanías del pozo es cónica, en un pozo horizontal la forma es mas parecida a la cresta de una ola. La conificación y "cresting" provienen de una baja presión en el fondo del pozo resultando en un ascenso del contacto agua-petróleo (CAP). Las técnicas para prevenirlas involucran formas de minimizar la caída de presión en dicho contacto, manteniendo las tasas de producción por debajo de la critica , la cual es la tasa máxima de producción de agua libre. Sin embargo, limitar la producción minimiza el coning, pero también los ingresos. Otros métodos para prevenir la conificación involucran el maximizar la tasa critica.
MECANISMO DE PRODUCCIÓN Conificación Causa Yacimiento
con empuje de agua fuerte, en condiciones de pozos con alto drawdown (producciòn sobre tasa crítica)
Trabajo a Realizar
Diagnóstico Comportamiento de Producción:
Cañonear al tope de la arena
Gráfico Diagnóstico de Chan :
Producir por debajo de la tasa
Rápido Aumento de % de AyS
Identificar el mecanísmo producción de agua.
de
Zona Infrayacente saturada de
con cargas de alta densidad.
crítica
Inyección de geles (polímeros) Sellantes sobre el CAP. (Krw )
Conning inverso;
agua. CAP
Cercano:
presencia acuíifero de fondo y/o lateral.
de
Análisis de la Relación Kv/Kh
(de existir información de núcleos). Alta relación Kv/Kh
Registros PLT:
zona de agua
Identificación de
completaciones Duales
Cierre temporal: Cerrar el
pozo por un tiempo, dejar estabilizar los fluidos (segregación gravitacional) y volver a producir bajo tasa Crítica.
MECANISMO DE PRODUCCIÓN Conificación
CIERRE TEMPORAL (Efecto) Reservoir Cross-Section
Reservoir Cross-Section
Oil Oil
Water
2-5 years Water
MECANISMO DE PRODUCCIÓN Adedamiento Causa Yacimientos
con empuje hidraúlico laterales o radiales, estratificados donde las características petrofísicas difieren presentandose algunos estratos con mejor permeabilidad que otros, pudiendo ocasionar el adedamiento por la presencia de agua en estos lentes muy permeables.
Trabajo a Realizar
Diagnóstico
Comportamiento de Producción:
Rápido Aumento de % de AyS
Grafico Diagnóstico de Chan :
Identifica el Mecanismo producción de agua.
de
Zona Infrayacente saturada de
agua.
Producir por debajo de la tasa
crítica Aislar
mecanicamente la zona de agua: tapón puente,
empacaduras, etc.
presencia acuíifero de fondo y/o lateral.
CAP
Completación Selectiva.
Cercano:
de
Caracterización
Areal de Permeabilidades por Unidad de Flujo
Registros PLT:
zona de agua
Identificación de
Aislar quimicamente la zona
de agua: cemento, geles,
emulsiones, resinas, polimeros, etc.
MECANISMO DE PRODUCCIÓN Inyección de Agua Causa Canalización de agua productor
- inyector:
Por canal de alta permeabilidad natural / inducido. Por sobreinyección de agua (fracturamiento). Por trabajos de estimulación: fracturamiento hidraulico; acidificación matricial. Elevada tasa de producción: adedamiento. •
Diagnóstico Comportamiento de Producción
Alto %AyS coincide con inicio de la inyección en pozo vecino. •
•
•
Caracterización en laboratorio
de agua producida Vs. Agua de formación: diagramas Stiff.
•
Utilización
de
trazadores
radiactivos: control del frente de
agua con irrupción prematura.
Trabajo a Realizar Bloqueo del canal de alta
mediante cementación del cañoneo o geles sellantes. permeabilidad:
Control
de
la
tasa
de
de la producción: para
tasa
de
manteniendo la presión de inyección por debajo de la presión de fractura de la formación. inyección:
Control
evitar una canalización forzada de agua.
Registros de PLT (productores) Baja densidad de cañoneo:
y de Inyectividad (Inyectores).
Registros
de
Saturación:
monitoreo de frentes de inyección.
en el intervalo de alta permeabilidad.
Cañoneo hacia la base del
intervalo: restringiendo el flujo
de agua.
REGRESAR
Zona de Aguas Adyacentes Fracturamiento Natural
Causa Yacimientos
Fracturados, donde los canales de alta permeabilidad pueden conectar el acuifero con el pozo.
.
Diagnóstico Comportamiento de Producción
Trabajo a Realizar Aislar zona de agua. (De ser
posible)
Caracterización de Yacimiento:
Caracterización del Sistema de Fractura
Abandono del Pozo
Causa
Propagación indeseada de la fractura ó mal diseño de la misma
Zona de Aguas Adyacentes Fracturamiento Inducido/Acidificación Matricial Trabajo a Realizar Diagnóstico Comportamiento de Producción:
incremento del % AyS coincide con tratamiento.
Cementación
Forzada:
caso de falla de cemento.
En
Reemplazar empacaduras:
en caso de falla de la empacadura.
Aislar Zona ( Completación Selectivas).
REGRESAR
COMUNICACIÓN Fallas de Cementación Una pobre adherencia cemento/casing o cemento/formación son la principal causa de canales en el anular entre el casing y la formación. Estos canales pueden ocurrir en cualquier etapa de la vida de un pozo, pero son usualmente observados debido a un rápido incremento en la producción de agua después de una estimulación o un corte de agua inesperado después de una completación. Los canales detrás del casing son mucho mas comunes que las fallas o fugas en el revestidor re vestidor.. Un buen trabajo de cementación primaria usualmente previene canales detrás del casing. Metodos para alcanzar una buena adherencia entre el reservorio y el casing han sido establecidos; sin embargo, pobre calidad en los trabajos de cementación primaria son muy frecuentes.
COMUNICACIÓN Fallas de Cementación Diagnóstico
Causa Deficiente
Comportamiento de Producción cementación
primaria.
Prueba de Completación: alto %AyS, no esperado. Rápido aumento del %AyS: (Pi AP<= Pi AA) o (Pi AP>Pi AA) •
Trabajo a Realizar Realizar una cementación forzada o circulante: para
reparar cementación primaria.
•
Arena infra y/o suprayacente
saturada de agua o gas.
Graficos Diagnóstico de Chan
identificación el tipo de mecanismo de producción de agua
Registro
de
Cementación
identificación de la zona no cementada. CBL/VDL):
Registro PLT:
identificación de la fuente de producción de agua.
Pruebas
selectivas
de
Producción: identificación de la
fuente de producción de agua.
Caracterización en laboratorio
de agua producida Vs. Agua de formación: diagramas Stiff.
Traer de nuevo el pozo a
producción: a tasa controlada,
y monitorear %AyS.
COMUNICACIÓN Fallas Mecánicas (Configuración de los Pozos) Diagnóstico
Causa Falla en el revestidor:
corroído o roto
revestidor
Falla en tubería:
hueco en tubería, juntas mal enroscadas.
Empacaduras desasentadas:
comunicación entre zonas.
Tapón filtrando:
comunicación entre zonas no deseada.
Trabajo a Realizar
Comportamie Comportamiento nto de Producción
Sacar completación y cambiar tubería rota.
Prueba de Completación: alto %AyS, no esperado. •
Registro de Cementación
Colocación de un “pack off”:
CBL/VDL): descarta que no es un
hueco de tubería (menor a 2 pies)
problema de cementación primaria. Registro PLT:
identificación de la fuente de producción de agua.
Intentar asentar empacadura por
Pruebas selectivas de Producción:
identificación de la fuente de producción de agua.
Caracterizació Caracterización n en laboratorio de
agua producida Vs. Agua de formación: diagramas Stiff. Pruebas de filtración de
empacaduras: identificación de
empacaduras desasentadas.
presión o hidraulica. Sacar completación y sustituir
empacadura. Colocación de un “casing patch”:
hueco en revestidor.
Cementar revestidor:
revestidor.
hueco en
Banderola: identificación
de la profundidad de un hueco en tubería REGRESAR
ANALISIS DE PROBLEMAS DE POZOS PRODUCCION
CON ALTA
DE GAS
ALTA PRODUCCIÓN DE GAS PREMISAS Para el caso de problemas de pozos con alta Producción de Gas, la metodología para diagnósticar y controlar el Gas, se realiza de manera similar al problema de alta Producción de Agua, con la diferencia que se realizan análisis cromatográficos de muestras de Gas a fin de definir el patrón del mismo. Adicionalmente se elaborarian los Gráficos de Diagnósticos de Chan mediante la utilización de RGP y RGP’ vs Tiempo
REGRESAR
ANALISIS DE PROBLEMAS
MECANICOS EN POZOS
COMUNICACIÓN Fallas Mecánicas Diagnóstico
Causa Falla en el revestidor:
corroído o roto
revestidor
Comportamiento de Producción • •
Falla en tubería:
hueco en tubería, juntas mal enroscadas, etc.
Empacaduras desasentadas:
comunicación entre zonas.
Tapón filtrando:
comunicación entre zonas no deseada.
•
Prueba de Completación. Medidas de THP. Medidas de CHP.
Pruebas selectivas de Producción Pruebas de filtración de
empacaduras: identificación de
empacaduras desasentadas. Banderola: identificación
de la profundidad de un hueco en tubería
Registro PLT:
identificación de filtración de tapones.
Trabajo a Realizar Sacar completación y cambiar
tubería rota. Colocación de un “pack off”:
hueco de tubería (menor a 2 pies)
Sacar completación y sustituir
empacadura. Colocación de un “casing patch”:
hueco en revestidor.
Cementar revestidor:
revestidor.
hueco en
Comparación de Volumenes de
Gas Inyectado Gas Lift vs Volumen de Gas Total Producido .
REGRESAR
