jornadas de produccion-2009 4- 8 full.ppt

JORNADAS DE PRODUCCION IAPG-Seccional SurAGOSTO 20-21-2009 COMODORO RIVADAVIA

Sandro Arango - YPFRoberto Cardoso - YPFFranco Maieron – YPF

Grupo de Reservorios CS - YPFVictor Martinez - TEXPROIL

EVALUACION E IMPLEMENTACION DE NUEVAS TECNOLOGIAS PARA

REPARAR POZOS INYECTORES EN CAMPOS MADUROS.

Caso de Estudio: Cañadón Seco

Unidad de Negocios Argentina Sur-UNASUnidad Económica-Chubut-Cañadón Seco

TEMARIOTEMARIO

ANTECEDENTES ANTECEDENTES

Origen y diagnóstico del problemaOrigen y diagnóstico del problema

Alternativas visualizadasAlternativas visualizadas

CASING SUPLEMENTARIOCASING SUPLEMENTARIO

Descripción de la TécnicaDescripción de la Técnica

Etapas para la implementaciónEtapas para la implementación

VentajasVentajas

DesventajasDesventajas

Desarrollo y experiencia Desarrollo y experiencia

DESARROLLO DEL PROYECTO DESARROLLO DEL PROYECTO

UbicaciónUbicación

Selección de candidatosSelección de candidatos

Análisis de falla y éxitosAnálisis de falla y éxitos

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONESCONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

UBICACIÓNUBICACIÓN

Cuenca delGolfo San Jorge

Cuenca Austral

CuencaCuyana

Cuenca delNoroeste

CuencaNeuquina

ORIGEN Y DIAGNÓSTICOORIGEN Y DIAGNÓSTICO

Campo Maduro en producción de petróleo.

Alto porcentaje de producción del área proviene de Recuperación por Secundaria.

Algunos pozos con revestimientos cuya antigüedad es superior a 30 años.

Problemas severos de corrosión externa en el casing de aislamiento 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 a Normativas ambientales de la Provincia

ALTERNATIVAS ANALIZADAS

Los mecanismos empleados para detectar roturas fueron los siguientes: Antecedentes

en intervenciones anteriores, perfil de corrosión y espesor de casing, workover a través

tapón y pkr. La información provista por el perfil de corrosión, corroboraba los ensayos

de tpn y pkr.

ReentubadoTubing lessPozo reemplazoCasing patchCasingExpandibleCasingSuplementario

Rotura ?

n

s

0 < L < 50

50 < L< 350

Convencional

L > 350 Reemplazo

L (longitud de la rotura, mts)

Verificar Longitud

ReentubadoTubing lessPozo reemplazoCasing patchCasingExpandibleCasingSuplementario

Rotura ?

n

s

Convencional

L > 350 Reemplazo

L (longitud de la rotura, mts)

Verificar LongitudVerificar Longitud

Convencional

CASING SUPLEMENTARIO

DESCRIPCIÓN DE LA TÉCNICADESCRIPCIÓN DE LA TÉCNICA

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

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

•Fijación mediante packer hidráulicoFijación mediante packer hidráulico

•Aisla zonas del casing original que presenta roturas.Aisla zonas del casing original que presenta roturas.

•Permite la protección de los acuíferos superiores ante Permite la protección de los acuíferos superiores ante una posible falla de inyección.una posible falla de inyección.

•Garantizar la continuidad de la inyección selectiva en las Garantizar la continuidad de la inyección selectiva en las capas de interés de los proyectos de Recuperación capas de interés de los proyectos de Recuperación Secundaria.Secundaria.

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

inyección.inyección.


Etapas para la implementación

•Reparar convencionalmente la(s) rotura(s) del revestimiento Reparar convencionalmente la(s) rotura(s) del revestimiento mediante cementación correctivamediante cementación correctiva para para evitar el aporte de evitar el aporte de fluidos y relleno de la Formación.fluidos y relleno de la Formación.

•Realizar auxiliar y cementar a presiónRealizar auxiliar y cementar a presión, an, ante la presencia de te la presencia de acuíferos de agua dulce no cubiertos por el casing guía, acuíferos de agua dulce no cubiertos por el casing guía,

•Bajar y fijar sarta de inyección selectiva con packers y Bajar y fijar sarta de inyección selectiva con packers y tandems hidráulicos y conector on-off inferiortandems hidráulicos y conector on-off inferior (box) con (box) con tubing de maniobra.tubing de maniobra.

•Vincular casing suplementario de 3 ½” a cabeza colgadora Vincular casing suplementario de 3 ½” a cabeza colgadora 5 ½”-3 ½”.5 ½”-3 ½”.•Bajar y vincular columna de inyección de 2-3/8” con Bajar y vincular columna de inyección de 2-3/8” con conector on-off (pin) a la selectiva previamente fijada.conector on-off (pin) a la selectiva previamente fijada.

•Verificar hermeticidad en el nuevo anular tubing 2 3/8” y Verificar hermeticidad en el nuevo anular tubing 2 3/8” y casing suplementario de 3 ½” .casing suplementario de 3 ½” .

•Desvincular On-OffDesvincular On-Off y sacar tubing de maniobra. y sacar tubing de maniobra.•Bajar y fijar packer hidráulico con casing suplementario de Bajar y fijar packer hidráulico con casing suplementario de 3-1/2” en zona con buena cementación primaria, por debajo 3-1/2” en zona con buena cementación primaria, por debajo de la rotura.de la rotura.

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


VENTAJAS DE LA TECNICA

•Menor costo operativo de remediación, comparado con Menor costo operativo de remediación, comparado con otras técnicas. otras técnicas.

•Permite mantener la selectividad del pozo inyector.Permite mantener la selectividad del pozo inyector.

•Operación con equipo work over y herramientasOperación con equipo work over y herramientas convencionales.convencionales.

•Instalación completamente recuperable: casing Instalación completamente recuperable: casing suplementario y selectiva de inyección.suplementario y selectiva de inyección.

•Operación convencional con equipos de alambre y cable Operación convencional con equipos de alambre y cable (slick y wire line)(slick y wire line)

•Versatilidad en la inclusión de packers adicionales y/o Versatilidad en la inclusión de packers adicionales y/o reemplazo de columna de tubing (mediante desvinculación reemplazo de columna de tubing (mediante desvinculación del On-Off) sin necesidad de movimientos de la instalación del On-Off) sin necesidad de movimientos de la instalación selectiva y del casing suplementario.selectiva y del casing suplementario.

•Rehabilitación de pozos que no se recuperaron mediante Rehabilitación de pozos que no se recuperaron mediante cementaciones convencionales y que su destino era el cementaciones convencionales y que su destino era el reemplazo o abandonoreemplazo o abandono


DESVENTAJAS DE LA TECNICA 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:3½”#7,7Lbs/Pie EUE SC y 2 3/8”#4,6Lbs/Pie NU.• Requiere el uso de elevadores con cuñas para el caso del tubing 2 3/8” SC.


DESARROLLO, EXPERIENCIA Y APRENDIZAJE EN CASING 5 ½”

•En los primeros pozos con casing 5 ½” se usó como casing suplementario tubing 3 ½” 7,7lbs/pie EUE y por su interior la columna de tubing 2 3/8” 4,6 Lbs/pie con conexión Premium. Esta conexión requiere el uso de llave de torque especial y bandeja.

•Los tiempos de bajada fueron lentos y la conexión no ofrecía justificativo para las presiones de inyección aplicadas.

•En los últimos pozos se bajó tubing 2 3/8” 4,5 Lbs/pie EUE SC con tiempos operativos y costos normales.

•Incorrecto funcionamiento del sistema de hermetizacion del packer previo a la fijación.

•Se reemplazó el sistema original por un tapón recuperable a cable.


DESARROLLO, EXPERIENCIA Y APRENDIZAJE EN CASING 7”

•Debido a que se disponía de un stock de casing de 5” y 4,5”, el Proyecto se inició empleando estos tubulares como casing suplementario en pozos con casing de 7”.•Con este fin se desarrolló un packer para casing de 7” con pasaje interior 3.961” que permitía el pasaje de tubing 2 7/8” estándar.•Se observaron las siguientes dificultades:•Peso de la cañería que limitaba la capacidad de operación del equipo de Work Over.•El uso adicional de llave y bandeja de entubación.•Incorrecto funcionamiento del sistema de hermetizacion del packer previo a la fijación. •Se reemplazó el sistema original por un tapón recuperable con cable-tubing. •Se descartó en futuras operaciones el uso de otra cañería como casing suplementario que no fuera el tubing 3,5” 7,7 Lbs/pie.

Se adopto como norma para pozos con casing de 5 ½” y 7” el uso de tubing 3 ½” 7,7 Lbs/pie EUE como casing suplementario.Se adopto el tubing 2 3/8” 4,6 Lbs/pie EUE Special Clearance como columna de inyección a través del casing suplementario. A futuro se ensayara usar tubing 2 3/8” 4,6 lbs/pie NU sin recalque, por su menor costo y mayor huelgo en el interior del tubing 3 ½” 7,7Lbs/Pie EUE.Actualmente se encuentra disponible un nuevo desarrollo del packer para casing suplementario que permite bajarlos 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.La mejora más importante es que permite ser bajado junto con la instalación La mejora más importante es que permite ser bajado junto con la instalación selectiva reduciendo tiempos operativos del Work Over.selectiva reduciendo tiempos operativos del Work Over.La fijación y empaquetamiento de la instalación selectiva se logra La fijación y empaquetamiento de la instalación selectiva se logra generando presión en el interior del Casing Suplementario (tubing de 3 ½”).generando presión en el interior del Casing Suplementario (tubing de 3 ½”).El Packer para casing de 5 ½” posee un dispositivo de fijación incorporado, El Packer para casing de 5 ½” posee un dispositivo de fijación incorporado, evitando el uso y costo adicional del equipo de wire line.evitando el uso y costo adicional del equipo de wire line.

CONCLUSIONES Y MEJORAS

DESARROLLO ACTUAL PACKER CASING SUPLEMENTARIO

DESARROLLO ACTUAL PACKER CSG SUPLEMENTARIO

Operación

•RepararReparar convencionalmente la(s) rotura(s) del revestimiento convencionalmente la(s) rotura(s) del revestimiento mediante cementación correctivamediante cementación correctiva para para evitar el aporte de evitar el aporte de fluidos y relleno de la Formación.fluidos y relleno de la Formación.

•Realizar auxiliar y cementar a presiónRealizar auxiliar y cementar a presión, an, ante la presencia de te la presencia de acuíferos de agua dulce no cubiertos por el casing guía, acuíferos de agua dulce no cubiertos por el casing guía,

•Bajar y fijar sarta de inyección selectiva con packers y Bajar y fijar sarta de inyección selectiva con packers y tandems hidráulicos + Packer Casing Suplementario + tandems hidráulicos + Packer Casing Suplementario + conector On Off (inferior pin) + tubing 3 ½”.conector On Off (inferior pin) + tubing 3 ½”.

•Vincular Packer Casing Suplementario 3 ½” a cabeza Vincular Packer Casing Suplementario 3 ½” a cabeza colgadora 5 ½”-3 ½”.colgadora 5 ½”-3 ½”.

•Bajar y vincular columna de inyección de 2-3/8” con Bajar y vincular columna de inyección de 2-3/8” con conector On Off a la selectiva previamente fijada.conector On Off a la selectiva previamente fijada.

•Verificar hermeticidad en el nuevo anular tubing 2 3/8” y Verificar hermeticidad en el nuevo anular tubing 2 3/8” y tubing de Casing Suplementario de 3 ½” .tubing de Casing Suplementario de 3 ½” .

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

DESARROLLO DEL PROYECTO

1. Selección de los candidatos.

• Consideraciones ambientales, neta asociada, niveles de inyección.

2. Definición del tipo y programa de intervención.

3. Carga y costeo .

4. Definición del cronograma de intervención.

5. Implementación-Resultados


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

CLASIFICACION OPERATIVA DE LOS POZOS INYECTORES

VERDE: Pozo Activo, sin punzados por encima del packer o con punzados cementados y csg en condiciones, no presión entre caños.

AMARILLO: Pozo con problemas, actuales y/o futuros, que no admite prueba de entrecaños y podría ser cerrado por la Provincia (punzados sobre el packer sin cementar, roturas de csg.

ROJO: Pozo Inactivo, algunos cerrados por la Provincia.


EVALUACION ECONOMICAActividad Costo Dias/pozo

REEMPLAZO 580 12REENTUBADO 350 12TUBING LESS 150 7CONVENCIONAL 100 7

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)

Evaluación económica


ANTECEDENTESACTIVIDAD EJECUTADA 2007-2008

Inyec. Neta Inversión Inyec. Neta Inversión

Area N° pozos Recup. Asociada Total KUS$ Total Fallidos Reint. falta positivo negativo Recup. Asociada Real KUS$

m3/dia m3/dia Programada N° poz. N° poz. N° poz. m3/dia m3/dia Ejecutada

Cañadón Seco 16 2260 96 3085 16 3 2 1 10 1520 72 3107

Cañadón León 8 1011 64 2080 13 2 4 3 4 815 17.7 1898

El Cordón 7 610 29 1335 9 1 1 2 5 340 16 1101

Pico Truncado 11 1766 88 1965 11 4 0 7 1660 37 2188

El Destino - Kaike 13 1509 39 2305 15 3 2 10 1670 37 2650

TOTAL 55 7156 315 10770 64 13 9 6 36 0 6005 180 10944

PROYECTO PIRRI - 08-RESUMEN DE ACTIVIDAD

Prueba D.Z.N.PLANEADO EJECUTADO A LA FECHA

Workover

Inyec. Neta Inversión Inyec. Neta Inversión

Area N° pozos Recup. Asociada Total MUS$ Total Fallidos Reint. falta positivo negativo Recup. Asociada Real KUS$

m3/dia m3/dia Programada N° poz. N° poz. N° poz. m3/dia m3/dia Ejecutada

Cañadón Seco 8 1363 89 1500 9 0 0 0 9 0 1304 97 1915

Cañadón León 7 1021 54 1250 11 3 2 0 6 0 797 33 2075

El Cordón 8 1053 47 1380 5 0 0 0 4 1 535 18 1237

Pico Truncado 11 1854 57 1500 11 3 2 0 6 0 987 28 1931

El Destino - Kaike 10 1185 28 1500 11 0 1 0 9 1 1164 44 1730

TOTAL 44 6477 276 7130 47 6 5 0 34 2 4787 220 8888

PROYECTO PIRRI 2007- BALANCE DE ACTIVIDAD

Prueba D.Z.N.PLANEADO

Workover

% éxito: 60%

% éxito: 66%

jornadas de produccion-2009 4- 8 full.ppt

Documents