Presentación Workover a pozos

Diplomado en Optimización de Sistemas de Producción de Hidrocarburos.

Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD

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Definición Operaciones con guaya fina. Operaciones con tubería continua. Operaciones con unidades hidráulicas. Tipos de trabajos que realizan en los pozos. Problemas que se presentan en los pozos. Como decidir un reacondicionamiento y/o reparación.


OPERACIONES DE SUBSUELO CON GUAYA

Configuración Mecánica de Pozos: YA ESTÁ LISTA!!!!!!! Se van a realizar varias operaciones en el, tales como: a. Abrir y cerrar mangas b. Colocar tapones c. Limpiar y/o eliminar cualquier obstrucción (por ejemplo: arena, escamas, asfáltenos)

d. Pesca de herramientas e. Reparaciones mayores



OPERACIONES EN SUPERFICIE (OPERACIONES CON GUAYA):

DEFINICIÓN: Son actividades que se realizan con el propósito de colocar equipos y herramientas en el pozo, a fin de permitir la producción de los fluidos del mismo en forma eficiente y segura, minimizando o anulando los riesgos CONDICIONES OPERACIONALES: Presión del Pozo: Permite seleccionar las características físicas del equipo de superficie (lubricador, válvulas 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, asfáltenos, etc). Fluidos de Producción: La producción de H2S y CO2 incide directamente sobre la guaya. Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD


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. Equipos de Superficie Lubricadores Prensa Estopa Válvulas de Seguridad (BOP`s) Indicador de peso Unidad de Potencia Unidad de guaya Aparejo de poleas Tubo telescópico Perro de cadena Perro de guaya Cabeza de caballo Cross over Grúa o señorita



PRENSA ESTOPA

POLEA

VÁLVULA DE SEGURIDAD

LUBRICADORES

CABEZAL DEL POZO

SENSOR DE PESO

CONTADOR DE PIES

TREN BÁSICO DE HERRAMIENTA

CARRETO




EQUIPOS DE SUPERFICIE

LUBRICADORES: • Definición: Son herramientas de trabajo que cumplen la función de equipo de seguridad. Son tubos interconectados que establece la continuidad de la tubería de producción por encima de la válvula de seguridad. • Tipos: • Baja Presión ( 0 - 5000 lpc) • Alta Presión (5000 - 20000 lpc) • Especiales (contra H2S y CO2)



EL PRENSA ESTOPA: • Definición: Es un dispositivo que va instalado en el tope del lubricador, permite pasar la guaya a través de él y queda sellado con la presión del pozo. • Partes: • Preventor interno • Packing • La Polea



INDICADOR DE PESO: • Definición: Es un dispositivo que indica la carga total de la guaya y de las herramientas a una profundidad dada. Esta compuesta por una célula de carga, un reloj indicador de profundidad y una manguera de 50’ de 1/4” colocada al árbol de navidad, que transmite la tensión al abrir el damper. • Tipos: • Mecánico • Hidráulico • Electrónico UNIDAD DE POTENCIA: • Definición: Es una unidad que transmite potencia al carrete de guaya, esta compuesta por un motor de 4 cil. y un acoplamiento hidráulico con una bomba de aceite que maneja entre 20 y 40 GPM. para proveer la energía al rollo. Tiene un tanque de almacenamiento de 300 Lts. y 2 mangueras de 1” de 50’ de largo y de alta presión, las cuales están conectadas a los carretos de guaya. • Tipos: Existen 2 tipos de unidades de potencia de 40 y 60 HP, ambas viene para 2000 r.p.m.. Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD


EL TUBO TELESCÓPICO:

• Definición: Conocido también como gin-pole, es el equipo que armado y colocado en el árbol de navidad, sirve de soporte al aparejo para subir y manejar los equipos de superficie sobre el pozo. El mismo consiste en tres secciones conformadas por tubería de 2-1/2” y 1-1/2” de diámetro, tanto en la sección inferior como en la intermedia y la superior, respectivamente. Todas tienen una longitud de 8’, las cuales se insertan entre si dentro del tubo inferior, donde esta la sección de apoyo.



VÁLVULA DE SEGURIDAD (BOP’s): • Definición: Es un equipo de rams hidráulico ó manual utilizados para prevenir o controlar reventones, es un medio de aislamiento de presión del pozo al lubricador sin cortar o dañar la guaya. • Tipos: • Hidráulica • Mecánicas



LA UNIDAD DE GUAYA: • Definición: Se conoce como carreto de guaya, esta compuesto por una bocina de amplio tamaño para recibir las diferentes guayas, las cuales oscilan entre 18000 y 25000 pies. Este sistema posee 4 velocidades de transmisión con reversa. Posee un sistema de freno de banda para detener bruscamente al momento de realizar los golpes de tijera. Posee un contador y medidor de longitud, que permite saber la profundidad de la herramienta y equipos de la completación. EL PERRO DE CADENA: Definición: Es un equipo que permite con una cadena y unos ganchos en los extremos, sujetar el tubo telescópico al árbol de navidad para poder amarrarlo. EL PERRO DE GUAYA: Definición: Es un dispositivo que sirve para sujetar la guaya en cualquier punto ante diverso problemas existentes en el pozo, dejando en él las herramientas en su interior sujetas con la guaya ó cuando se desee levantar el lubricador, si hay algún problema en el carreto de la guaya. Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD


LA CABEZA DE CABALLO: Definición: Es un soporte metálico que se instala directamente en el rollo y permite el enrolado uniforme de la guaya. CROSS-OVER: Definición: Es una pieza cilíndrica metálica con combinaciones de roscas en sus extremos, utilizadas para adaptar los lubricadores a las conexiones diferentes encontradas en los cabezales de los pozos.

GRUA O SEÑORITA: Definición: Es un equipo portátil diseñado para levantar peso de grandes proporciones, según sus características.


HERRAMIENTAS BÁSICAS DE GUAYA

GUAYAS DEFINICIÓN: Son líneas de acero al carbono y de acero inoxidable que, por su resistencia y flexibilidad, permiten realizar servicios al pozo, de acuerdo con las profundidades máximas, manteniendo la productividad y las presiones del pozo en condiciones de operación. Función: Transportar herramientas y equipos de subsuelo. Tipos: Existen dos tipos de guayas, los monofilamentos y multifilamentos.



GUAYAS MONOFILAMENTOS Definición: 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.

TIPOS DE 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:

Definición: 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. TIPOS DE 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. Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD


Equipos de Guaya Equipos de Subsuelo (Herramientas Auxiliares de Subsuelo)

Equipos de Subsuelo (Herramientas Básicas de Guaya) Guaya / Cabeza de guaya Barra de peso Martillo Muñeco

Verificador de Fondo y de punta de tubería. Calibrador / Cortador Calibrador / Pasador Bloque de impresión Toma muestra 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. TIPOS DE 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.



Hidráulicos: Es una herramienta diseñada para 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”.

MARTILLO HIDRÁULICO



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.


HERRAMIENTAS AUXILIARES DE SUBSUELO

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.

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. Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD


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 asfáltenos.



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.



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.



CEPILLO: Definición: Es una barra sólida perforada a lo largo de su cuerpo, para recibir secciones de guaya las cuales son sujetadas con tornillos al diámetro de la tubería que se va a limpiar. Función: Además de servir para raspar parafinas, puede ser usado para limpiar la tubería, los niples y las camisas, pescar pequeños trozos de guaya, detectar una punta libre, etc..



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.



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.



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.

BOMBA HIDROSTÁTICA: Definición: Es una herramienta cilíndrica hueca de 5’ de largo que en su parte superior posee un “pin” para conectarse a la herramientas básicas de guaya. Funcionamiento: Cuando la herramienta desciende y golpea la obstrucción creando un diferencial de presión, la arena ó barro entran al cilindro previamente sellada para recuperar la muestra.



Cabeza de Guaya

Barra de Peso

Tijera Mecánica

Cortador

Camarita

Toma Muestra

Localizador Punta de Tubería


ACTIVIDADES REALIZADAS CON GUAYA LIMPIEZAS DE OBSTRUCCIONES: Estas se realizan con el propósito de eliminar todos los impedimentos que se encuentran acumulados en la tubería de producción durante la vida útil del pozo, para así lograr una mayor productividad del yacimiento. Obstrucciones: Son obstáculos que impiden el libre paso de las herramientas, a través de la tubería al ser esta calibrada, interrumpiendo el funcionamiento normal del pozo. Tipos de Obstrucciones: Arena, Escamas, Asfalto, Colapso y Tubería partidas. LIMPIEZA DE ARENA: Definición: Es una obstrucción que generalmente por su gran magnitud impide las operaciones normales del pozo y disminuye su cuota de producción.. Herramientas: - Toma muestra. - Bomba de arena “Sand Bailer”. - Bomba hidrostática. - Cepillo. Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD

ACTIVIDADES REALIZADAS CON GUAYA

LIMPIEZA DE ESCAMA: Definición: Son aquellas acumulaciones de carbonatos de calcio que se fijan en las paredes de las tuberías creando una gran restricción en el pozo.

Herramientas: - Portador de química. - Cortador. - Camarita. - Cepillo. - Sampler Catcher PORTADOR DE QUÍMICA “DUMP BAILER”: Definición: Es una herramienta cilíndrica hueca que en su parte inferior posee un pistón de goma con dos sellos para retener el fluido. En su parte superior posee un “pin” para conectarse a la herramientas básicas de guaya. Funcionamiento: Cuando la herramienta desciende y golpea la obstrucción corta el pasador y deposita el contenido de ácido para limpiar la obstrucción de escamas. MANGAS: Definición: Son dispositivos que forman parte de la tubería de producción, diseñados para establecer la comunicación entre el pozo y el yacimiento. Herramientas Utilizadas: - Llave tipo B. - Llave selectiva. - Cortador/Calibrador Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD


LLAVE TIPO B: Definición: Es una herramienta cilíndrica conformada por un núcleo, un juego de cuña, 2 resortes los cuales están instalados paralelamente con un pasador. LLAVE SELECTIVA: Definición: Es una herramienta cilíndrica que posee 2 cuñas que se usan paralelamente al núcleo de la herramienta. En su constitución es parecida a la llave tipo B, con la diferencia de que tiene en la parte inferior, un sistema de localización que en forma selectiva le permite seleccionar la manga para su apertura. SEPARATION TOOL: Definición: Es un equipo de producción que se instala en la tubería y en las mangas, se utiliza para aislar las zonas existentes por debajo de la cuál se instala y fluye el pozo de dicha manga a través de él. PACK-OFF: Definición: Es un accesorio de producción el cuál se instala en la sarta de producción del pozo, cuya función es aislar la comunicación existente entre la tubería de producción y el espacio anular, asegurando así la continuidad de la producción del pozo en cuestión. Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD


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.


TRABAJOS MENORES

TRABAJOS MENORES (COILED TUBING) Plataforma Portátil y Camión de Coiled Tubing


TRABAJOS MENORES

Plataforma de agua – Gabarra de Coiled Tubing


TRABAJOS MENORES

Unidad Combinada “Coiled Tubing – Guaya”


TRABAJOS MENORES


TRABAJOS MENORES


TRABAJOS MENORES

Coiled Tubing Unidad integrada que permite viajar dentro y fuera del hoyo con una Sarta Continua 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


TRABAJOS MENORES

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. 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) Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD

TRABAJOS MENORES

TRABAJOS MENORES (SNUBBING UNIT)

Procesos y Clasificación Rehabilitación

Con Taladro

Intervención Hidráulica

Sin Taladro

Clasificación

150K;340K;460K;600K

Unidad Hidráulica Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD

TRABAJOS MENORES

Descripción de una Unidad Hidráulica

Unidad Básica


TRABAJOS MENORES

Unidades Hidráulicas (Snubbing Unit):

DEFINICIÓN: 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


TRABAJOS MENORES

Unidad Snubbing - Equipos

Aplicaciones Snubbing Unit:

Montaje de cabeza estacionaria Limpieza mecánica / química Montaje de cabeza móvil Eliminación de comunicación Sistema de cables I/R: BES, BCP, LAG y bombas de Contrapesos subsuelo Sistema de control de cuña Reemplazar colgador en cabezal Consola del perforador Operaciones de Pesca Consola de control de impide reventón Asegurar o abandonar un pozo Cuñas móviles Reemplazo de sellos primarios y Cuñas estacionarias secundarios Cabillas rotatorias Levantar cabezal Bloque de montaje del perforador Otros (Fresado, desplazamiento de Torre de sondeo fluidos, etc) Cable “snub” principal


TRABAJOS MENORES

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


TRABAJOS MAYORES/MENORES

TIPOS DE TRABAJOS EN LOS POZOS

   

MENORES: OPERACIONES CON GUAYA. TRABAJOS CON COILED TUBING. TRABAJOS CON SNUBBING UNIT. MAQUINAS DE SERVICIO MAYORES:

 REPARACIONES.  REACONDICIONAMIENTOS.



TRABAJOS MAYORES/MENORES TRABAJOS MAYORES: SE REFIERE A LOS TRABAJOS QUE SE REALIZAN UTILIZANDO EQUIPOS DE PERFORACIÓN / REPARACIÓN.

TRABAJOS MENORES: SE REFIERE A LOS TRABAJOS QUE SE REALIZAN , CON CUALQUIER OTRO EQUIPO DIFERENTE AL DE PERFORACIÓN / REPARACIÓN, GENERALMENTE CON BARCAZA O GABARRA DE COMPAÑÍA DE SERVICIO. TRABAJOS ADICIONALES: SON AQUELLOS TRABAJOS QUE SE EFECTUAN DURANTE LA FASE PRODUCTIVA DEL POZO, CON LA FINALIDAD DE MANTENER O AUMENTAR LA EFICIENCIA DE PRODUCCIÓN. RECOMPLETACIÓN: SON AQUELLOS TRABAJOS ADICIONALES QUE SE REALIZAN EN EL POZO, CON EL PROPOSITO DE INCLUIR UNO O VARIOS YACIMIENTOS .


Rehabilitación de Pozos Es el conjunto de actividades que se ejecutan en pozos de petróleo, gas, agua o inyectores, para restablecer o mejorar su capacidad de producción / inyección. Las operaciones de rehabilitación de pozos deben ser llevadas a cabo tomando en consideración los siguientes aspectos:

 Cumplimiento con las regulaciones.

 Seguridad.  Impacto al medio ambiente.  Respeto por una fuente natural de vital importancia.


Clasificación Reparaciones

Abandono

Reacondicionamiento REHABILITACIÓN

Estimulación


Rehabilitación de Pozos FASE Abandonar La operación de rehabilitación de pozos de la industria petrolera, se ha dividido en 5 fases que corresponden a actividades técnicamente independientes, las cuales describen el proceso de rehabilitación de un pozo, desde que se inician los preparativos para la mudanza del taladro, hasta que se prueba satisfactoriamente el árbol de navidad o se asegura el pozo.

Completar Evaluar Yacimiento Habilitar Mudar


Rehabilitación de Pozos Fase Mudar (M) Corresponde a las actividades que involucran el movimiento del equipo de perforación / rehabilitación desde un pozo o viceversa. Su inicio se presenta en cualquiera de las siguientes situaciones:

 Si es desde un pozo, comienza al iniciarse la desvestida del

equipo de perforación/ rehabilitación, después de probar el árbol de navidad satisfactoriamente y/ o se asegure el pozo.

 Si la mudanza es desde un patio o dique nacional, comienza con el primer movimiento de carga.

 Si

la mudanza es desde un patio o dique del exterior, comienza con el primer movimiento de salida del puerto en Venezuela, después de realizados los tramites legales. Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD

Rehabilitación de Pozos La Fase es finalizada en los siguientes casos:

 Al iniciar la instalación de las líneas para controlar el pozo.  Cuando se entregue el equipo de perforación de acuerdo a las condiciones del contrato. Esta fase comprende las siguientes etapas: a.- Desvestir b.- Transportar c.- Vestir d.- Mantenimiento Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD

Rehabilitación de Pozos Fase Habilitar (H) Son aquellas actividades que tienen como propósito preparar el pozo para restablecer o mejorar sus condiciones de operación. Se inicia con la instalación de líneas de control del pozo y finaliza al iniciar el armado del ensamblaje de la sarta de evaluación, completación o con el aseguramiento del pozo para mudar el equipo. Esta fase comprende las siguientes etapas:

a.- Preparar el pozo (Pp) b.- Trabajos programados (Tp)


Rehabilitación de Pozos Fase Evaluar el Yacimiento (E) Son actividades relacionadas con las operaciones de evaluación de yacimientos. Comienza en alguna de las siguientes situaciones:

 Después de terminar la

limpieza del revestidor.

 Después de interrumpir la fase habilitar para realizar evaluación del hoyo abierto. Esta fase comprende las siguientes etapas: a.- Etapa Preparar el Pozo (PP) b.- Etapa Evaluar (EV) Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD

Rehabilitación de Pozos Fase Completar (C) Esta fase corresponde a las actividades relacionadas con las operaciones de completación del pozo, incluyendo la bajada del liner ranurado. Comienza en algunas de las siguientes situaciones:

 Después de terminada la operación de sacar la sarta de evaluación.  Al iniciar el cambio de fluido de rehabilitación por el fluido de completación.

Para el caso de completar con otro equipo o taladro, se inicia con los preparativos de acondicionamiento del pozo. Termina cuando el pozo queda listo para fluir hasta la estación de flujo, una vez probado satisfactoriamente el árbol de navidad y/o se asegure el pozo.


Rehabilitación de Pozos Esta fase comprende las siguientes etapas: a.-Etapa Preparar Pozo (PP) b.-Etapa Control de Arena (CA) c.-Etapa Completar (EC)

Fase Abandonar (A) Esta fase corresponde a las actividades relacionadas con las operaciones de abandono definitivo o temporal del pozo. Se inicia bajo dos condiciones:

Cuando

se este trabajando en un pozo y se tome la decisión de abandonarlo.

Cuando es un abandono programado y se instalan las

líneas de control

del pozo. Finaliza en ambos casos, cuando el pozo queda asegurado según normas y procedimientos de seguridad. Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD

Reparación de Pozos Son aquellas actividades tendientes a mejorar o restaurar la producción de crudo, después de cierto periodo inicial de producción, posterior a la completación del pozo. Estas incluyen entre otras, la instalación o cambio del forro ranurado, exclusión de arenas, reparación del revestidor de producción, recompletación o cambio de la zona productora. Se define como candidato a reparación aquellos pozos inactivos o los que estando activos presentan bajo potencial y/ o alta producción de agua y/ o gas.


Reparación de Pozos Para estudiar un candidato a reparación se debe contar con:

 Las fichas del pozo.  Los gráficos de producción del pozo, tanto el histórico como el de prueba.

 Una o varias secciones estratigráficas.  La producción de los pozos vecinos


Reparación de Pozos Métodos de Levantamiento Artificial (Generalidades)

Bombeo Mecánico Es el método de levantamiento artificial más utilizado en el mundo. Este método consiste en una bomba de subsuelo de acción reciprocante que es abastecida con energía producida a través de una sarta de cabillas. El bombeo mecánico tiene su mayor aplicación en el ámbito mundial en la producción de crudos pesados y/o extrapesados, aunque también se usa en la producción de crudos medianos y livianos.


Reparación de Pozos UNIDAD DE BOMBEO

BARRA PULIDA PRENSA ESTOPA CRUCETA CABEZAL MOTOR GAS PRODUCIDO POR ANULAR REVESTIDOR

TUBERIA DE PRODUCCIÓN ANCLA DE TUBERÍA

SARTAS DE CABILLAS

BOMBA DE SUBSUELO

Bomba de Subsuelo

ANCLA DE GAS


Reparación de Pozos La eficiencia de este método se puede ver afectada por:

 Cabillas rotas.  Rotura en los pines.  Bomba atascada.  Alta producción de gas. Carta Dinagráfica

Carta Dinagráfica

 Cargas en la barra pulida.  Torque en la caja reductora del balancín.

 Potencia en la barra pulida.  Contrapeso requerido.

 Las fases del ciclo de bombeo.  Las condiciones de los Equipos BMC.  Bombas de Subsuelo.  Tubería de Producción.  Sarta de Cabillas.  Unidad de Superficie. Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD

Reparación de Pozos Cambio de Bomba de Subsuelo Este procedimiento establece la forma para realizar la operación de reemplazo de bomba de subsuelo en pozos donde se realicen servicios tanto de Workover como pulling. Verificar las siguientes condiciones al entrar la maquina de pozo: a. Localización limpia (libre de monte o escombros) b. La localización debe tener los ganchos de anclaje de los vientos, completos, descubiertos y libres de montones. c. Motor de balancín con corriente eléctrica. d. Freno del balancín en perfectas condiciones. e. El sitio donde se coloca el personal para tomar la corriente debe encontrarse limpio y libre de humedad.

f. Balancín con escalera instalada. Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD

Reparación de Pozos Bombeo Electrosumergible (B.E.S) El principio básico de este sistema constituye el uso de una bomba centrífuga de múltiples etapas, que transmite energía a los fluidos ubicados en el fondo del pozo en forma de presión a través de un motor eléctrico sumergible. TABLERO DE CONTROL TRANSFORMADOR

CAJA DE VENTEO


Reparación de Pozos Factores que Afectan el Funcionamiento de un Equipo de B.E.S

 Inestabilidad y/o Deficiencia del Suministro Eléctrico Las perturbaciones en el voltaje, excesiva carga del sistema, pueden ocasionar daños a transformadores, controladores, cable de potencia y motor, entre otros. Por otra parte, el bajo voltaje puede ocasionar el aumento de la temperatura, ocasionando fallas del motor.

 Diseño y Manejo Inadecuado del Equipo A la hora de realizar el diseño se debe tener cuidado con el espacio anular revestidor-equipo ya que este no solo limita el tamaño del motor y la bomba, sino también el tipo de cable de potencia y demás accesorios. Las perturbaciones en el voltaje pueden ser ocasionadas por el mal diseño, y el mal manejo de la bomba puede ocasionar doblez del eje. El cable puede sufrir daños mecánicos por el mal manejo durante la instalación y corrida dentro del pozo.


Reparación de Pozos

 Desgaste del Equipo

Desgaste de los aranceles inferiores del impulsor como consecuencia de que la bomba se encuentra operando en condiciones de empuje hacia abajo y desgaste de los aranceles superiores cuando la bomba opera por encima de su capacidad de diseño. La deposición de escamas, arena o parafina ocasiona taponamiento o cierre de las etapas junto con una pérdida de eficiencia de la bomba. La carcasa del motor se puede deteriorar debido a la corrosión, provocando huecos en este permitiendo que el aceite del motor este en contacto con el fluido del pozo y ocasionando pérdida de presión en la bomba y por lo tanto falla en el conjunto motor-bomba-protector.


Reparación de Pozos  Temperatura Además de la temperatura de fondo del pozo, existen otras causas que contribuyen a que un equipo opere a temperaturas muy altas: Insuficiente refrigeración del motor debido a: equipo sobredimensionado, presencia de incrustaciones, alto porcentaje de gas libre, entre otros. También ocurren altas temperaturas cuando el motor se coloca por debajo de las perforaciones. Sobre carga del motor, debido a: operación a frecuencias mayores que la frecuencia máxima de aplicación, alto caudal o incremento sustancial en el corte de agua, operación de bombas con etapas muy desgastadas. Factores adicionales como velocidad y viscosidad del fluido que circula alrededor de la parte exterior del motor pueden contribuir al incremento de temperatura.


Reparación de Pozos

 Producción de Gas

Dependiendo de la cantidad de gas libre, se puede presentar ciertos problemas como: Cavitacion, Gas lock, Surging, entre otros. La presencia de gas libre genera deterioro de la curva de la bomba, lo que conlleva a la pérdida total o parcial del yacimiento.

 Incrustaciones Las incrustaciones pueden depositarse en los pórticos de la sección de admisión de fluidos o separador de gas. En la bomba, se va acumulando en el interior de las etapas, particularmente en las superficies de deslizamiento, entre los impulsores y difusores y también entre los cojinetes, restringiendo y, eventualmente, bloqueando el movimiento de las etapas de la bomba y del eje.


Reparación de Pozos Análisis de las Cartas del Amperímetro Una de las herramientas más valiosas que se tienen para localizar fallas en el equipo de subsuelo es la carta de amperaje, tomadas durante el funcionamiento del equipo y registrada por el amperímetro, ubicadas a la vista en el tablero de control. Esta carta indica el amperaje de entrada del motor y la toma mediante un transformador reductor acoplado al cable detrás del tablero.

Cambio de Bomba Electrosumergible Objetivo Recomendar una serie de procedimientos para realizar una actividad exitosa, basada en las mejores prácticas operacionales y minimizar los riesgos presentes al efectuar un servicio de reparación a pozos que se encuentran en producción por medio de bombas electrosumergibles (B.E.S)


Reparación de Pozos Descripción de la Tarea Sacar Tubería de Producción con Equipo B.E.S Retirar Equipo Electrosumergible. Armar Equipo Electrosumergible. Bajar Equipo Electrosumergible con Tubería de Producción.

 Bombeo de Cavidad Progresiva Es un sistema de levantamiento artificial que utiliza como elemento principal una bomba de desplazamiento positivo del tipo rotativo para levantar los fluidos del pozo hasta la estación de flujo ubicada en superficie.


Reparación de Pozos MOTOR ELECTRICO

Factores que Afectan el Bombeo de Cavidad Progresiva.

CABEZAL DE ROTACION

1. Elastómero.

MOTOVARIADOR MECANICO ACOPLES

CRUCETA DE PRODUCCIÓN

Abrasión. Ataque químico.

CABILLAS

REVESTIDOR DE PRODUCCION

Delaminación. Arrastre de alta presión. Presión excesiva por etapas.

ROTOR ESTATOR

TUBERÏA DE PRODUCCIÖN

ELASTOMERO

Alta temperatura de operación.

Influencia mecánica.


Reparación de Pozos 2. Rotor y Estator Sustancias químicas. Interferencia.

Pasador

3.

Peso de la sarta de cabillas junto con el estator.

4.

Grapa

Falta de ajuste a la barra pulida.

5. Cabezal Giratorio Soporte del motor partido. Recalentamiento en el freno. Daño en caja de engranaje. Daño en las poleas. Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD

Reparación de Pozos Cambio de Bomba de Cavidad Progresiva Objetivo Recomendar una serie de procedimientos los cuales están basados en las mejores practicas operacionales y en las experiencias de campo con la finalidad de garantizar una operación segura y exitosa.

Procedimiento de Campo

Antes de comenzar con la actividad es necesario realizar un chequeo previo del pozo y de la localización para chequear ciertas condiciones: Líneas eléctricas cercanas al equipo deben estar sin energía. Retirar el cableado del motor. Verificar condiciones de la localización. (Mencionadas en la actividad de mudanza del equipo)


Reparación de Pozos Levantamiento Artificial por Gas Es un método que utiliza gas comprimido como fuente de energía para llevar los fluidos del yacimiento desde es fondo del pozo hasta la superficie, de allí que la consideración principal en su selección para producir un grupo de pozos petroleros, es la disponibilidad de una fuente de rentable de gas a alta presión. Existen dos tipos de L.A.G, entre los cuales tenemos:

L.A.G Continuo Se considera como una extensión del método de producción por flujo natural y consiste en complementar el gas de formación mediante la inyección continua del gas en la columna de fluido del pozo con el propósito de aligerarla para disminuir la presión fluyente en el fondo y generar el diferencial de presión requerido para que la arena productora aporte la tasa de producción deseada.

Piny Oil


Reparación de Pozos L.A.G Intermitente Consiste en inyectar cíclica e instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción con el propósito de desplazar, hasta la superficie la columna o tapón de fluido que aporta la arena por encima del punto de inyección.

TAPON DE LIQUIDO

GAS COMPRIMIDO

PUNTO DE INYECCION


Reparación de Pozos Fallas mas comunes en el Sistema de L.A.G 1. En el suministro del gas utilizado para el levantamiento Regulador ajustable de inyección del gas demasiado abierto. Regulador ajustable de inyección de gas casi cerrado. Presión de inyección baja. Presión de inyección alta.

2. En el sistema de recolección de fluidos Restricción en las válvulas. Alta presión en el cabezal .

3.

Dentro del pozo.

Pozos que fluyen intermitentemente.

Hueco en la tubería.

Instalación bloqueada y no descargada.

Pozo circulando gas seco

Válvula abierta.

Pozos que no aceptan gas de inyección

Pozos que producen arena Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD

Reparación De Pozos Estas fallas pueden ser detectadas a través de los siguientes recursos: 1.

Registrador de dos plumas.

2.

Registrador de presión del gas inyectado al pozo.

3.

Pruebas de producción.

4.

Detalles mecánicos.

5.

Registros de presión-temperatura fluyente.

Cambio e Instalación de Válvula L.A.G Su aplicación se inicia en la sección de Optimización de Producción donde se identifica el pozo candidato a cambio de válvulas, es decir, aquel que presenta pérdida de producción e inestabilidad de presiones, se diagnostica y elabora el rediseño para llevar a cabo el trabajo.



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. 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.


TIPOS DE REACONDICIONAMIENTOS DE POZOS

REACONDICIONAMIENTO 4 CONVERSIONES (INY/PROD)

PERMANENTE

4 CAÑONEO/RECAÑONEO 4 SIDE TRACK 4 GRASS-ROOT 4 RECOMPLETACIÓN 4 TAPONES DE METAL

TEMPORAL

4 4 4 4

ABRIR/CERRAR/AISLAR ZONA APERT. POZOS INACTIVOS ACIDIFICACIÓN INY. DE GELES



3REPARACIÓN

RESTABLECER CONDICIONES MECÁNICAS DEL POZO (LIMPIEZAS, ELIMINAR COMUNICACIÓN, CAMBIOS DE EMPAQUE CON GRAVA)

INYECCIÓN DE BACTERIAS

3ESTIMULACIÓN

QUÍMICA

INYECCIÓN DE SURFACTANTE

ACIDIFICACIÓN



ESTIMULACIÓN 4 INYECCIÓN DE SURFACTANTE

QUÍMICA / MECÁNICA

4 INYECCIÓN DE BACTERIAS 4 ACIDIFICACIÓN 4 ACIDIFICACIÓN/FRACTURAS 4 FRACT. HIDRÁULICO

4 CAMBIO DE MÉT. (GL BES/BCP)

I.A.V I.A.V + ADITIVO

4 CONVENCIONAL 4 SELECTIVA 4 ANULAR



TIPOS DE REACONDICIONAMIENTO 1.

Conversión de productor a inyector: Es convertir un pozo productor en pozo inyector. Cuando en un yacimiento se entre en la etapa de la recuperación suplementaria se requieren pozos inyectores para inyectar los fluidos seleccionados (gas, agua, nitrógeno, etc.) que van a restaurar parte de la energía consumida durante el período de producción primaria. Esos inyectores pueden ser obtenidos de la perforación de pozos o también a través de la conversión de productores que ya están agotados o invadidos por agua o gas. Esta clase de rehabilitación se aplica en los casos siguientes:



Conversión de un pozo productor a inyector en proyectos de recuperación suplementaria. Conversión de un pozo productor a inyector en proyectos para desechar efluentes petroleros.





Ventajas: La recompletación es una opción más económica que la perforación de un pozo nuevo. Desventajas: Tiene una vida útil más corta que un pozo perforado debido a las óptimas condiciones de los revestidores de un pozo nuevo.

En las siguientes figuras se presenta el esquema de la conversión de un pozo productor, invadido por agua, a inyector de agua. En los trabajos de conversión fueron abandonadas, mediante cementación forzada, las tres zonas superiores donde no estaba programada la inyección de fluidos.



2. Recompletaciones: Es abandonar el presente yacimiento no productivo y recompletarlo en otro económicamente atractivo. Una de las prácticas de completación de pozos con varios horizontes petrolíferos es completarlos y producirlos inicialmente en el yacimiento mas profundo, y una vez que se llegue al límite económico de producción recompletarlo en otro horizonte petrolífero. Este tipo de trabajo requiere la utilización de taladros debido a que generalmente está asociado con actividades muy exigentes como la inyección de cemento, destrucción de empacaduras permanentes con herramientas que requieren ser rotadas. Los reacondicionamientos de este tipo se aplican cuando el yacimiento:  Llega a su límite económico.  No puede ser puesto a producción por presencia de un pescado irrecuperable.



3. Desviación larga (sidetrack): La desviación larga o sidetrack es un tipo de reacondicionamientos que consiste en abandonar el hueco original del pozo y perforar uno nuevo desviado a través de una ventana superficial en el revestidor. Estos reacondicionamientos tienen las siguientes aplicaciones:  En pozos donde no puede ser recuperada la sarta de completación para llevar a cabo los trabajos programados en el hoyo original  Intencionalmente en pozos con una gran cantidad de empacaduras permanentes, donde el análisis económico favorece a la desviación larga comparada con la opción de recuperar la completación y realizar los trabajos en el hueco original. Las siguientes figuras muestran un pozo donde fue imposible recuperar la completación y por tal razón se decidió llevar a cabo una desviación larga.





4. Desviación corta (ventana): La desviación corta o ventana es un tipo de reacondicionamiento que consiste en abandonar el hueco original del pozo y perforar uno nuevo desviado a través de una ventana debajo del revestidor de producción. Generalmente los pozos sometidos a estos trabajos son completados con un forro ranurado empacado con grava. Estos reacondicinamientos son aplicados: Para reemplazar el foro que está dañado Cuando hay pescado dentro del forro que esta afectando la producción Cuando el forro no esta dañado, pero requiere ser reemplazado y empacado con grava para inyectar el pozo con vapor. En la figura seis (6) se representa un pozo completado originalmente con un forro ranurado sin grava y que fue reacondicionado mediante una desviación corta. La completación se hizo con un forro ranurado empacado con grava en un nuevo hoyo ampliado.





Pozo programado para una desviación corta por debajo de la zapata del revestidor, pero al no poderse recuperar el forro viejo fue completado a través de una ventana abierta arriba de la zapata del revestidor.

Reacondicionamiento de un pozo originalmente programado como desviación corta, pero al recuperar todo el forro viejo no hubo necesidad de perforar el nuevo hoyo desviado.



5. Aislamiento de zonas productoras: Estos trabajos de reacondicionamiento consisten en separar mediante empacaduras, las diferentes zonas productivas que han estado produciendo juntas desde la completación original. Estos nos permiten supervisar y controlar el comportamiento individual de cada zona para mejorar el proceso de explotación del yacimiento. Estos trabajos pueden ser aplicados en pozos completados con una sola empacadura en el tope de los intervalos. Las diferentes arenas son generalmente separadas mecánicamente, con empacaduras. En las siguientes figuras se presentan los trabajos de aislamiento de zonas en un pozo que había sido completado originalmente con todos los intervalos atractivos abiertos a producción



6. Grass root: Es abandonar el pozo original y perforar un nuevo hoyo desviado hasta la profundidad total. Este tipo de reacondicionamiento puede ser catalogado como una desviación larga. La diferencia básica entre ellos es que en el Grass-root el pozo es completado con un revestidor del mismo diámetro que el original. Mientras que en la Desviación larga el pozo tiene que ser completado con un revestidor de menor diámetro que el original. Para poder hacer un Grass-root es requisito indispensable que el revestidor de producción no esté cementado hasta la superficie. Este tipo de reacondicionamiento se aplica en los pozos someros donde:  El revestidor de producción esta muy deteriorado  No puede ser recuperado un pescado del pozo

Esquema de un pozo donde hubo que realizar un Grass-root debido a que tenía un pescado irrecuperable en el forro ranurado



7. Cañoneo: Es un tipo de reacondicionamiento que consiste en perforar con cañones el revestidor de producción en intervalos evaluados como atractivos. Entre las principales aplicaciones de esta clase de reacondicionamiento tenemos: Cuando se requiere abrir a producción un nuevo intervalo En pozos donde se estime que exista daño a la formación Cuando se sospecha que el pozo fue cañoneado fuera de zona 8. Tapones de cemento: Estos tienen múltiples aplicaciones de las actividades petroleras: controlar pérdidas de circulación durante la perforación del hoyo; asentar las herramientas de desviación en la perforación direccional controlada; abandonar los pozos y aislar zonas inferiores para sacarlas permanentemente de producción por problemas de alta producción de agua o gas. Estos trabajos pueden ser realizados con Taladros, con el Coiled Tubing o con un equipo con guaya eléctrica. El empleo generalizado de este método es para aislar intervalos inferiores que tienen: Alta producción de agua o gas. Alta presión que pueda estar causando flujo cruzado hacia otros intervalos.






Análisis Económico Es uno de los factores más importantes e influyentes en la elaboración de una propuesta de subsuelo, ya que por medio de este, se determinan y se calculan todos los gastos producidos en un trabajo de reparación.  Valor Presente Neto (VPN)

Indicadores Económicos

 Tasa Interna de Retorno(TIR)  Eficiencia de la Inversión(EI)  Tiempo de Pago.


Problemas que se presentan en pozos productores e inyectores



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 Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD


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 constantes.

y el resto de los parámetros se mantienen

Problema de Alta Producción de Agua: Qbruto se mantiene, Qneto disminuye parámetros se mantienen constantes.

y el % AyS aumenta; el resto de los

Problema de Alta Producción de Gas: Qbruto se disminuye un poco, Qneto disminuye de los parámetros se mantienen constantes.

y la RGP aumenta; el resto

Problema Mecánicos: La comunicación se detecta comparando las presiones THP con CHP, el resto de los parámetros se mantienen constantes.



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

SOLUCIÓN DEL PROBLEMA.


ANALISIS DE PROBLEMAS DE POZOS

CON BAJA

TASA DE

PRODUCCION / INYECCION


BAJA TASA DE PRODUCCIÓN

IDENTIFICACIÓN Q

Pruebas de Producción

x x

x x

x

x

x

x x x x x

Cambio de declinación.

x

x

Declinación normal del pozo.

x

Declinación del pozo luego que baja la tasa de producción.

Q pozo actual

<<

Q pozo declinación normal

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 Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD


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

Línea de flujo obstruida

Alta presión de separación

Línea de flujo rota

Otros (cabezal de producción)

Problemas con el volumen de gas inyectado

Línea de flujo compartida

Problemas de voltaje, frecuencia, etc.



AMBIENTE SUPERFICIE

Diagnóstico

Causas Alta presión separación.

Trabajo a realizar  Repetir

de

prueba

con

P

de

Separación óptima y Calibrar el separador.

 Línea de flujo rota. Línea de flujo obstruida (esca-mas, asfáltenos, parafina, finos). Línea de flujo compartida (contrapresión). Problemas con el volumen de gas inyectado (LAG). Problemas de voltaje, frecuencia, etc. (B.E.S). Otros (cabezal de producción).

 Mediante

Reparar o reemplazar tubería. medidas

en Limpiar línea obstruida.

superficie:

THP PLF

Individualizar líneas.

CHP Psep Panel de control

Etc,

Repetir prueba con volumen de gas óptimo. Repetir prueba condiciones óptimas.

con

Corregir falla, fuga, etc.



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 1. PROBLEMAS CON LA SARTA DE PRODUCCIÓN.

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

Diagnóstico

Trabajo a realizar

MEDIANTE OPERACIONES CON GUAYA:

 Limpieza con Coiled Tubing y Química.

•Verificación de fondo. Tubería colapsada / rota.

•Calibración de tubería. •Camarita impresión.

Taladro completación).

(sacar

•Toma de muestra. •Prueba de tubería. Pescado.

•Banderola. •Etc.

Operación de pesca con guaya. Eventualmente Taladro.



2. DEFICIENCIAS EN EL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Causas

Diagnóstico

Trabajo a realizar

 Bombeo mecánico:

Cabillas rotas.

 Prueba con carta dinagráfica.

Bomba atascada.

 Máquina de Servicio (Cabillero, Chivito).

Desgaste, etc. L. A. G. •Válvula descalibrada. •Válvula atascada u obstruida. •Válvula rota. B. E. S. Cable dañado. Motor dañado. Bomba atascada, obs-truida, desgastada, etc.

Operaciones con guaya. Registros de presión y tem-peratura fluyente.

Operación con guaya (recuperar válvula y bajar válvula calibrada).

Otros (discos de superficie).

Examen del panel de control de superficie

Taladro. Sacar completación y equipo. Corregir y bajar equipo y completación.

Otros. Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD


2. DEFICIENCIAS EN EL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Causas  Bomba de Cavidad Progresiva: • Cabilla o rotor partido. • Elastómero (endurecido, expandido, rasgado, etc.)

Diagnóstico

Trabajo a realizar

 Análisis de amperaje, voltaje,  Máquina de Servicio (Cabifrecuencia (HZ), etc. llero, Chivito).  Prueba con Carta Dinagráfica.

• Desgaste del rotor.



3.- COMUNICACIÓN MECÁNICA

Causas  Empacadura desasentada.

Diagnóstico

Trabajo a realizar

 Operaciones con guaya:

 Hueco en la tubería.

Prueba de tubería.

 Manga dañada / rota.

Banderola.

 Taladro. completación avería.

y

Sacar reparar

Etc.



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= bo  mo  [ Ln(re ) + S ] rw Estimulaciones Fracturamiento Pozos horizontales Fracturamiento Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD


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 =  - 1  Ln    Kd   rw  Donde: Sd= Factor Skin, derivado de prueba especiales de presión K = Permeabilidad Zona Virgen (md) Kd = Permeabilidad Zona de Daño (md) rd = Radio del daño (pulgs) rw = Radio del pozo (pulgs)



Factor de daño considerando el sistema geométrico



AMBIENTE YACIMIENTO

Pseudo - Daño Causa

Diagnóstico

Trabajo a realizar

• Penetración parcial.

 Altos valores del Factor de Daño (S>>10) de las Pruebas de Pozos.

• Cañoneo parcial.

 Análisis Nodal.

• Diseño inadecuado del cañoneo.

 Simulación Numérica de Yaci-mientos.

 Pseudo-daño.

 Cañoneo y Recañoneo.  Profundizar el pozo en el caso de penetración parcial.



Interacciones Roca-Fluido Causa 1.- Migración/Taponamiento por arena.

Diagnóstico

Trabajo a realizar

 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.

 Control de la tasa de producción (Tasa óptima).  Empaque con grava Hueco Abierto (OHGP).

a

 Empaque con grava Hueco Entubado.

a

 Uso en general de Rejillas Ranuradas/Pre-empacadas.  Consolidación (resi-nas).

química

 Taponamiento de intervalos cañoneados y/o del reductor.  Caracterización de tamaño de grano mediante análisis de núcleos. Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD


Interacciones Roca-Fluido Causa 2.- Migración/Taponamiento por finos.

Diagnóstico

Trabajo a realizar

 Pozos completados en el Eoceno.

 Control de la tasa de producción (Tasa óptima).

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

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

 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).



Interacciones Fluido-Fluido Causa

Diagnóstico

1.- Precipitados inorgánicos.

 Análisis físico - químico del agua de formación (Índice incrustante de Stiff-Davis, Langelier, etc).

 Ácido Clorhídrico (Carbonatos/Areniscas).

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

 Mud - Acid (Areniscas).

 Precipitación de escamas en los equipos de superficie.

 Ácido Fórmico (Altas Temperaturas).

Trabajo a realizar

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

 Ácido Fluorhídrico (Areniscas).  Ácido Acético.

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



Interacciones Fluido-Fluido Causa 2.- Precipitados orgánicos.

Diagnóstico

Trabajo a realizar

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

 Indispensable pruebas de compatibilidad con el fluido de formación.

 Análisis físico - químico del Hidrocarburo.

 Asfaltenos: solventes aromáticos (Xileno)


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

 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).



Fenómenos interfaciales Causa

Diagnóstico

1.- Bloqueo por emulsiones.

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

Trabajo a realizar

 Disminución e inestabilidad en los valores de gravedad API.  Análisis de Laboratorio de las muestras de crudo  Frecuente en pozos perforados con lodos de emulsión inversa o en pozos rehabilitados con fluidos inadecuados.

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

 Producción de finos de arcillas (Caolinitas o Ilitas) aceleran el proceso de formación de emulsiones.



Fenómenos interfaciales Diagnóstico

Causa 2.- Bloqueo por agua.

Trabajo a realizar

 Trabajo previo inadecuado en el pozo.

 Uso de geles.

 Incremento repentino del corte de agua.

 Uso de ácidos alcohólicos (Pozos de Gas).

 Ausencia total producción de petróleo.

de

 Uso de surfactantes.

 Dejar a producción el pozo, hasta que el agua sea producida.

Inversión de la Mojabilidad Causa

Diagnóstico

Inversión de la mojabilidad.

 Pozos con alto corte de agua.

Trabajo a realizar

 Frecuente en pozos perforados con lodos de emulsión inversa

 Uso de geles.  Agentes Surfactantes.


AMBIENTES DE ANÁLISIS

Pcabezal

SUPERFICIE

Pdesc.

LÍNEA DE FLUJO

PLANTA DE INYECCIÓN

POZO

YACIMIENTO BAJA TASA DE INYECCIÓN Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD

SECUENCIA DE ANÁLISIS

SUPERFICIE

POZO

YACIMIENTO BAJA TASA DE INYECCIÓN Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD

AMBIENTE SUPERFICIE Disminución en la Tasa de Inyección

Baja presión de descarga

Línea de inyección rota

Línea de inyección obstruida

BAJA TASA DE INYECCIÓN Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD

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 línea.

/

Instalar

nueva

•Presión de cabezal. •Etc.

Línea de inyección obstruida.

Realizar limpieza química.


AMBIENTE POZO Disminución en la Tasa de Inyección

Problemas con la sarta de inyección

Obstrucción de la sarta de inyección

Tubería colapsada / rota

Comunicación mecánica

Empacadura desasentada Hueco en la tubería Manga dañada

Pescado

BAJA TASA DE INYECCIÓN Workover a pozos BAJA DE INYECCIÓN Instructor: Ing.TASA Orlando Zambrano Mendoza, PhD

PROBLEMAS CON LA SARTA DE INYECCIÓN. Causas  Obstrucción de la sarta de inyección (escamas, etc.).

Diagnóstico

Trabajo a realizar

MEDIANTE OPERACIONES CON GUAYA:

 Limpieza con Coiled Tubing y Química.

•Verificación de fondo. Tubería colapsada / rota.

•Calibración de tubería. •Camarita impresión.

Taladro completación).

(sacar

•Toma de muestra. •Prueba de tubería. •Banderola. Pescado.

•Etc.

Operación de pesca con guaya. Eventualmente Taladro.


AMBIENTE POZO COMUNICACIÓN MECÁNICA Causas  Empacadura desasentada.

Diagnóstico

Trabajo a realizar

 Operaciones con guaya:

 Hueco en la tubería.

Prueba de tubería.

 Manga dañada / rota.

Banderola.

 Taladro. completación avería.

y

Sacar reparar

Etc.


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

•Migración/Taponamiento por arena •Migración/Taponamiento por finos •Precipitados inorgánicos

Pseudo-Daño

•Penetración parcial •Cañoneo parcial

•Diseño inadecuado del cañoneo


AMBIENTE YACIMIENTO

Pseudo - Daño Causa

Diagnóstico

Trabajo a realizar

• Penetración parcial.

 Altos valores del Factor de Daño (S>>10) de las Pruebas de Pozos.

• Cañoneo parcial.

 Análisis Nodal.

• Diseño inadecuado del cañoneo.

 Simulación Numérica Yaci-mientos.

 Pseudo-daño.

 Cañoneo y Recañoneo.

 Profundizar el pozo en el caso de penetración parcial.

de


AMBIENTE YACIMIENTO Interacciones Roca-Fluido Causa 1.- Migración/Taponamiento por arena.

Diagnóstico

Trabajo a realizar

 Taponamiento de intervalos cañoneados.

 Control de la tasa de inyección (Tasa óptima).

 Caracterización de tamaño de grano mediante análisis de núcleos.

 Consolidación (resi-nas).

química

 Pozos completados en formaciones someras no consolidadas (Mioceno).


AMBIENTE YACIMIENTO

Interacciones Roca-Fluido Causa 2.- Migración/Taponamiento por finos.

Diagnóstico

Trabajo a realizar

 Pozos completados en el Eoceno.

 Control de la tasa de inyección (Tasa óptima).

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

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

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


AMBIENTE YACIMIENTO

Interacciones Fluido-Fluido Causa

Diagnóstico

1.- Precipitados inorgánicos.


Trabajo a realizar

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

de

 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).


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

a.Completación inicial b.Historia de presión/producción. Tendencias (qw, RGP, qo, P) c.Historia de reacondicionamientos, reparaciones, estimulaciones y servicios 2. Comportamiento de pozos vecinos Comparar Experiencia de reacondicionamientos. Problemas mecánicos en lugar de yacimientos? Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD

Como decidir un reacondicionamiento y/o reparación 3. Datos de Geología y Registros • Localización del pozo • Es necesario como punto de drenaje del yacimiento? • Mapa de isopropiedades (f, So, K, etc) • Núcleos • Puede definir CAP o CGP?


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

Posible comunicación del hoyo (fallas mecánicas)

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

Prueba de producción en pozo cerrado por largo tiempo

j.

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

k. Historia de corrosión de las tuberías Workover a pozos Instructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD

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

Presentación Workover a pozos

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