EVALUACION E IMPLEMENTACION DE NUEVAS … · Definición del tipo y programa de reparación....

JORNADAS DE PRODUCCION IAPG-Seccional Sur

AGOSTO 20-21-2009 COMODORO RIVADAVIA

Sandro Arango - YPF

Roberto Cardoso - YPF

Franco Maieron – YPF

Grupo de Reservorios CS - YPF

Victor Martinez - TEXPROIL

EVALUACION E IMPLEMENTACION DE NUEVAS TECNOLOGIAS PARA

REPARAR POZOS INYECTORES EN CAMPOS MADUROS.

Unidad de Negocios Argentina Sur - UNAS

Unidad Económica Santa Cruz

UBICACIÓN

ANTECEDENTES

Origen y diagnóstico del problema

Alternativas de solución visualizadas

CASING SUPLEMENTARIO

Descripción de la Técnica

Etapas de Implementación

Desarrollo y experiencia

Ventajas y Desventajas

DESARROLLO DEL PROYECTO

Selección de candidatos

Definición del tipo y programa de reparación.

Análisis Económico.

Implementación

Evaluación de Resultados

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

TEMARIO

UBICACIÓN

Cuenca del

Golfo San Jorge

Cuenca Austral

Cuenca

Cuyana

Cuenca del

Noroeste

Cuenca

NeuquinaCAÑADÓN SECO

ANTECEDENTES

Campo Maduro en producción de petróleo.

Alto porcentaje de producción del área

proviene de Recuperación Secundaria.

Algunos pozos con revestimientos cuya

antigüedad es superior a 30 años.

Problemas severos de corrosión externa en

el casing de aislación a profundidades de

entre 100-800 m . Manifestado como rotura,

en zonas sin cementar por contraste de

salinidades en los acuíferos.

La remediación inicial, mediante

cementación a presión ha generado altos

costos y bajo porcentaje de éxito.

Necesidad de dar cumplimiento con las

Normativas Ambientales de la Provincia.

Rotura de Csg

Origen y Diagnóstico del Problema

ANTECEDENTES

Alternativas de Solución visualizadas:

Análisis de intervenciones previas, Prueba de integridad de revestimiento mediante tapón-

packer, Perfiles de corrosión y espesor de casing.

ReentubadoTubing lessPozo reemplazo

Casing patch

CasingExpandibleCasingSuplementario

Rotura ?

n

s

0 < L < 50

50 < L< 350

Convencional

L > 350 Reemplazo

L (longitud de la rotura, mts)

Verificar Longitud

ReentubadoTubing lessPozo reemplazoCasing patch

CasingExpandibleCasingSuplementario

Rotura ?

n

s

Convencional

L > 350 Reemplazo


Verificar LongitudVerificar Longitud

Convencional


Descripción de la Técnica:

•Es una alternativa de solución a problemas de corrosión y rotura de revestimientos en

pozos inyectores

•A través del uso de un casing adicional de menor diámetro del casing original del pozo.

•Fijación mediante packer hidráulico

•Aisla zonas del casing original que presentan roturas.

•Permite la protección de acuíferos superiores ante una posible falla del sistema de

inyección.

•Garantiza la continuidad de la inyección selectiva, en las capas de interés de los

proyectos de R.S.

•Permite remoción y cambio de la instalación selectiva de inyección.


Etapas en la implementación:

•Reparar convencionalmente la(s) rotura(s) del revestimiento mediante

cementación correctiva para evitar el posible aporte de fluídos y/o

sólidos de la Formación.

•Realizar auxiliar y cementar a presión, ante la presencia de acuíferos

de agua dulce no cubiertos por el casing guía.

•Bajar y fijar sarta de inyección selectiva con packers y tandems

hidráulicos y conector on-off inferior (box) con tubing de maniobra.

•Vincular casing suplementario de 3 ½” a cabeza colgadora 5 ½”- 3 ½”

•Bajar y vincular columna de inyección de 2 3/8” con conector on-off (pin)

a la selectiva previamente fijada.

•Verificar hermeticidad en el nuevo anular tubing 2 3/8” y casing

suplementario de 3 ½” .

•Desvincular On-Off y sacar tubing de maniobra.

•Bajar y fijar packer hidraúlico con casing suplementario de 3 ½” en

zona con buena cementación primaria, por debajo de la rotura.

•Vincular columna de tubing 2 3/8” a cabeza colgadora de 3 ½ - 2 3/8”


Desarrollo, Experiencia y Aprendizaje

Pozos con casing de 7”

•Se empleó casing de 4.5" y 5“.

•Columna de tubing 2.7/8" estándar.

•El peso de la cañeria (4.5" y 5"), limitaba la

capacidad de la operación del Work Over.

•Uso adicional de llave de torque y bandeja

de entubación para 4.5-5”. Los tiempos de

bajada fueron lentos.

•Incorrecto funcionamiento del sistema de

hermetizacion del packer previo a la

fijación. Se reemplazó el sistema original

por un tapón recuperable con cable –

tubing.

Pozos con casing de 5 ½”

•Se empleó casing de 3.5“- Special Drift- 7.7#.

•Columna de tubing 2-3/8" 4.6# con conexión

premium.

•Uso adicional de llave de torque y elevadores

con cuñas para 2 3/8”.

•Incorrecto funcionamiento del sistema de

hermetizacion del packer previo a la fijación.

Se reemplazó el sistema original por un tapón

recuperable con cable – tubing.

•Las conexiónes 2.3/8”-Premium no ofrecían

justificativo para las presiones

de inyección aplicadas. Se reemplazó por 2

3/8” EUE cupla rebajada y 2-3/8”NU con

tiempos operativos y costos adecuados.


Estandarización de las herramientas

•Uso de doble cabeza colgadora.

•El packer usado es hidráulico, de doble agarre

y triple empaquetadura.

Evolución de las herramientas

• E l desarrollo actual del packer

permitirá bajarse con la instalación

selectiva, reduciendo tiempos

operativos del Work Over.

• La fijación y empaquetamiento de la

instalación selectiva se logrará

generando presión en el interior del

Casing Suplementario (tubing de 3

½”).

• El Packer para casing de 5 ½” tendrá

incorporado un dispositivo de fijación,

que evitará el uso del tapón y por ende

el costo adicional del equipo de wire

line.


Ventajas de la Técnica

•Menor costo operativo de remediación,

comparado con otras técnicas.

•Permite mantener la selectividad del pozo

inyector.

•Permite la operación con equipo work over y

herramientas en su mayoría convencionales.

•La Instalación completamente recuperable:

casing suplementario y selectiva de inyección.

•Permite la operación convencional con

equipos de alambre y cable (slick y wire line)

•Versatilidad en la inclusión de packers

adicionales y/o reemplazo de columna de

tubing (mediante desvinculación del on-off) sin

necesidad de movimientos de la instalación

selectiva.

•Rehabilitación de pozos que no se

recuperaron mediante cementaciones

convencionales y que su destino era el

reemplazo o abandono.

Desventajas de la Técnica

•Mayor riesgo operativo asociado al

número de maniobras y herramientas

bajadas en el pozo, comparado con

alternativas convencionales de reparación.

•Al ser la técnica de casing suplementario

una innovación tecnológica, requiere el

diseño de un packer especial, una cabeza

colgadora adicional y el uso de cañerías

de diámetros diferentes: 3 ½-2 #3/8.

•Requiere el uso de elevadores con cuñas

para el caso del tbg 2 3/8 cupla rebajada.


1. Selección de los candidatos.

• Consideraciones ambientales, neta asociada, niveles de inyección.

2. Definición del tipo de reparación.

3. Análisis Económico.

4. Implementación.

5. Evaluación de Resultados.

Selección de Candidatos:

VERDE: Pozo Activo, sin punzados

por encima del packer o con

punzados cementados y csg en

condiciones.

AMARILLO: Pozo activo que no

permite prueba de hermeticidad

por poseer punzados sin cementar

sobre el último packer de

inyección.

ROJO: Pozo Inactivo, con roturas

detectadas y actualmente cerrado.


2000 01 02 03 04 05 06 071

10

100

1000

10000

DATE

Completions (544)Oil Rate (Cal. Day) ( m3/d )

Inyección de Agua (Cal Day) ( m3/d )

Wells Producing Oil

Wi.WellCount (N°)

Cierre de inyectores

Disminución en la inyección

Aumento en la declinación

2000 01 02 03 04 05 06 071

10

100

1000

10000

DATE

Completions (544)Oil Rate (Cal. Day) ( m3/d )

Inyección de Agua (Cal Day) ( m3/d )

Wells Producing Oil

Wi.WellCount (N°)

Cierre de inyectores

Disminución en la inyección

Aumento en la declinación


Definición del tipo de Reparación:

ReentubadoTubing lessPozo reemplazo

Casing patchCasingExpandibleCasingSuplementario

Rotura ?

n

s

0 < L < 50

50 < L< 350

Convencional

L > 350 Reemplazo


Verificar Longitud

ReentubadoTubing lessPozo reemplazoCasing patchCasingExpandibleCasingSuplementario

Rotura ?

n

s

Convencional

L > 350 Reemplazo


Verificar LongitudVerificar Longitud

Convencional

Evaluación Económica

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

Ene-07 Ene-08 Dic-08 Dic-09 Dic-10 Dic-11 Dic-12 Dic-13 Dic-14 Dic-15 Dic-16 Dic-17

AÑO

PE

TR

OL

EO

SE

C [

m3

/d]

Reservas de 12.0 km3

Reservas de 8.0 km3

Reservas de 4.0 km3

ALTERNATIVAS DE REPARACION Y/O REACTIVACION

y = 66.3750x - 383.7667

R2 = 1.0000

y = 66.3398x - 243.8058

R2 = 1.0000

y = 66.318x - 90.697

R2 = 1

y = 66.3243x - 262.4398

R2 = 1.0000

-200.0

-100.0

-

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

0.0 0.4 0.8 1.2 1.6 2.0 2.4 2.8 3.2 3.6 4.0 4.4 4.8 5.2 5.6 6.0 6.4 6.8 7.2 7.6 8.0 8.4 8.8 9.2 9.6 10.0 10.4 10.8 11.2 11.6 12.0 12.4 12.8 13.2 13.6 14.0

RESERVAS K m3

VA

N (

Ku

s$)

Perforación Reentubación Tubing less Convencional Lineal (Perforación) Lineal (Convencional ) Lineal (Tubing less) Lineal (Reentubación)



Implementación y Evaluación de Resultados:

•La técnica se analizó y definió su ejecución en el 2007.

•Se empezó su implementación a comienzos del 2008.

•A la fecha se han realizado 16 reparaciones exitosas de pozos con Casing

Suplementario.

•Las reparaciones promedio han requerido cerca de 10 días de equipo de RTP y han

costado cerca de 250KUS por pozo (incluye equipo, servicios y materiales)

•Para estas 16 reparaciones se requirieron 23 intervenciones, en algunos pozos hubo

necesidad de entrar dos y hasta tres veces por diferentes fallas en los elementos

(tubulares, packers) o por inconvenientes logísticos.

•En estos años se construyó CURVA DE APRENDIZAJE entre el Operador y las

compañías de Servicios.

•La técnica de reparación de pozos Casing Suplementario ha demostrado ser una

alternativa viable técnica y económicamente para la solución de problemas de roturas en

casing de pozos.

•Se ha comprobado la versatilidad de la técnica para continuar operando los pozos

inyectores y mantener su selectividad.

•Para garantizar el éxito de la técnica es necesario un buen análisis previo de la condición

mecánica del pozo, esto puede implicar un diagnóstico mediante perfil de corrosión o

evaluación con tapón y packer.

•La experiencia en el uso de diferentes tubulares permitió definir como la mejor alternativa el

tubing 3 ½” 7,7 # EUE como casing suplementario tanto para pozos de 5 ½” como de 7” y

el tubing 2 3/8” 4,5 # EUE SC o 2 3/8” NU como columna de inyección. Con el uso de estos

tubulares se mejoraron los tiempos operativos y los costos.

•Actualmente se encuentra disponible un nuevo desarrollo del packer que permite bajarlo

junto con la instalación selectiva, fijar esta ultima y cambiarlo de posición para su fijación

final, ahorrando una carrera del tubing de maniobra, con menores costos operativos.

CONCLUSIONES

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