Evaluación e implementacion de nuevas tecnologías para reparar

EVALUACION E IMPLEMENTACION
DE NUEVAS TECNOLOGIAS PARA
REPARAR POZOS INYECTORES EN
CAMPOS MADUROS.
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
Unidad de Negocios Argentina Sur - UNAS
Unidad Económica Santa Cruz
TEMARIO
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
UBICACIÓN
Cuenca del
Noroeste
Cuenca
Cuyana
CAÑADÓN SECO
Cuenca
Neuquina
Cuenca del
Golfo San Jorge
Cuenca Austral
ANTECEDENTES
Origen y Diagnóstico del Problema
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
ANTECEDENTES
Alternativas de Solución visualizadas:
Análisis de intervenciones previas, Prueba de integridad de revestimiento mediante tapónpacker, Perfiles de corrosión y espesor de casing.
0 < L < 50
Rotura
?
s
n
Convencional
50 < L< 350
Verificar Longitud
L > 350
L (longitud de la rotura, mts)
Convencional
Reentubado
Tubing less
Pozo reemplazo
Casing patch
Casing
Expandible
Casing
Suplementario
Reemplazo
CASING SUPLEMENTARIO
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.
CASING SUPLEMENTARIO
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.
•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 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.
•Vincular columna de tubing 2 3/8” a cabeza colgadora de 3 ½ - 2 3/8”
•Verificar hermeticidad en el nuevo anular tubing 2 3/8” y casing
suplementario de 3 ½” .
CASING SUPLEMENTARIO
Desarrollo, Experiencia y Aprendizaje
Pozos con casing de 7”
Pozos con casing de 5 ½”
•Se empleó casing de 4.5" y 5“.
•Se empleó casing de 3.5“- Special Drift- 7.7#.
•Columna de tubing 2.7/8" estándar.
•Columna de tubing 2-3/8" 4.6# con conexión
premium.
•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.
•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.
CASING SUPLEMENTARIO
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.
CASING SUPLEMENTARIO
Ventajas de la Técnica
•Menor costo operativo de
comparado con otras técnicas.
Desventajas de la Técnica
remediación,
•Mayor
riesgo
operativo
asociado
al
número de maniobras y herramientas
•Permite mantener la selectividad del pozo
bajadas en el pozo, comparado con
inyector.
alternativas convencionales de reparación.
•Permite la operación con equipo work over y
herramientas en su mayoría convencionales. •Al ser la técnica de casing suplementario
•La Instalación completamente recuperable: una innovación tecnológica, requiere el
casing suplementario y selectiva de inyección.
diseño de un packer especial, una cabeza
•Permite la operación convencional con colgadora adicional y el uso de cañerías
equipos de alambre y cable (slick y wire line) de diámetros diferentes: 3 ½-2 #3/8.
•Versatilidad en la inclusión de packers •Requiere el uso de elevadores con cuñas
adicionales y/o reemplazo de columna de
para el caso del tbg 2 3/8 cupla rebajada.
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.
DESARROLLO DEL PROYECTO
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.
DESARROLLO DEL PROYECTO
Selección de Candidatos:
VERDE: Pozo Activo, sin punzados
por encima del packer o con
punzados cementados y csg en
condiciones.
10000
AMARILLO: Pozo activo que no
permite prueba de hermeticidad
por poseer punzados sin cementar
1000
sobre el último packer de
inyección.
Disminución en la inyección
Aumento en la declinación
100
ROJO: Pozo Inactivo, con roturas
detectadas y actualmente cerrado.
Cierre de inyectores
10
Completions (544)
Oil Rate (Cal. Day) ( m3/d )
Inyección de Agua (Cal Day) ( m3/d )
Wells Producing Oil
Wi.WellCount (N°)
1
2000
01
02
03
04
DATE
05
06
07
DESARROLLO DEL PROYECTO
Definición del tipo de Reparación:
0 < L < 50
Rotura
?
s
n
Convencional
50 < L< 350
Verificar Longitud
L > 350
L (longitud de la rotura, mts)
Convencional
Reentubado
Tubing less
Pozo reemplazo
Casing patch
Casing
Expandible
Casing
Casing
Suplementario
Suplementario
Reemplazo
DESARROLLO DEL PROYECTO
Evaluación Económica
ALTERNATIVAS DE REPARACION Y/O REACTIVACION
500.0
8.00
7.00
Reservas de 12.0 km3
400.0
6.00
y = 66.318x - 90.697
R2 = 1
Reservas de 4.0 km3
300.0
y = 66.3398x - 243.8058
2
R = 1.0000
5.00
VAN (Kus$)
PETROLEO SEC [m3/d]
Reservas de 8.0 km3
4.00
3.00
200.0
100.0
y = 66.3750x - 383.7667
R2 = 1.0000
2.00
-
1.00
0.00
Ene-07
y = 66.3243x - 262.4398
R2 = 1.0000
-100.0
Ene-08
Dic-08
Dic-09
Dic-10
Dic-11
Dic-12
Dic-13
Dic-14
Dic-15
Dic-16
Dic-17
AÑO
-200.0
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
Perforación
Reentubación
Tubing less
Convencional
Lineal (Perforación)
Lineal (Convencional )
Lineal (Tubing less)
Lineal (Reentubación)
DESARROLLO DEL PROYECTO
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.
CONCLUSIONES
•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.