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Pozos con Presión y desplazamiento
de Fluido
Intervenciones con Pulling o WO
UGGSJ-PAE
Agosto-2009
Jornadas de Producción IAPG
Problemática
Pozos a ser Intervenidos que presentan Presión y desplazamiento de fluido
En el yacimiento “Cerro Dragón” de la UGGSJ, se han producido en los últimos años algunos
inconvenientes en pozos afectados por la recuperación secundaria, (productores e inyectores), que al
ser intervenidos con equipos de torre manifiestan un desplazamiento de fluido, generalmente de baja
presión dinámica pero de excesivo caudal.
Problemas operativos:
•Contención y disposición del fluído desplazado (Petróleo+Agua)
•Afectación de la seguridad y al medio ambiente durante la operación
•Cierre de pozos inyectores vecinos
•Incremento del Down-Time de producción
• Disminución de la presión del reservorio y por ende la producción en las mallas afectadas.
2
Problemática
•Esta situación obliga a dejar el pozo parado, despresurizandose a Tanque o línea,
esperando equipo, hasta constatar que dicha presión dinámica y caudal en
superficie lleguen a valores manejables, que no comprometa el medio ambiente y
permita el montaje del equipo y la BOP.
•En algunos casos y especialmente en inyectores puede llegar a ser de meses la
espera, con la consiguiente despresurización del reservorio.
•Como consecuencia debemos tomar medidas en los pozos inyectores vecinos,
disminuyendo primero su caudal y hasta llegar al cierre de los mismos en algunos
casos.
•Se analizaron alternativas, las que se aplicaron con distintos resultados, algunas
de ellas son del tipo mecánico y otras de origen químico desarrollados en forma
paralela.
3
Análisis
Distribución Areal y Producción Asociada
OIL
GA S
W A T ER
IN JEC T OR
DRY
LOC A T ION
OLD LOC A T ION
A B A N D ON ED - OIL
SHU T - IN - GA S
SHU T - IN - OIL
SHU T - IN - W A T ER
D R ILLIN G- OR - T EST IN G
SHU T - IN - IN JEC T OR
D ISPOSA L
A B A N D ON ED - IN JEC T OR
A B A N D ON ED - W A T ER
22 Prod.
12 Iny.
4
Análisis
Down Time asociado a Pozos con Desplazamiento
1000
1000.0
Down Time Oil m3/d
Promedio
Down Time Fluido m3/d
411
311
247
195
151
94
75
74 69
122
91
62
57 52
39
37
30
24
52
52
43
17
10.0
7
6
1.0
Jul-09
Jul-05
22.4 23.6
18.1
17.4
15.3 13.4 14.2
12.1
12.0
10.6
10.09.1
8.9 9.9
7.26.68.6
5.7
5.1
4.6
3.02.6
2.9
Ene-09
2.0
Ene-07
2
1.1
Ene-05
11.6
8.8
6.8
6.3
6.1
5.4
4.5
3.5
3.2
2.9
2.8
2.5
2.5
2.4 2.1
2.2
1.2
Jul-06
3.1 3.0
2.5
7.1
16.6
6.4
6.2
5.0
Ene-06
3.3
6.05.8 5.2 5.8
4.7
3.4
3.2
2.0
1.8
18.9
Jul-08
3.9
13.7
48.4
6.5
Ene-08
7
6
5.9
Jul-04
100.0
17.4
6
Ene-04
105
39
17
10
1
180
156
147
143
24
22
16
2
248
28
21
20
58
37
33
285
75
59
48
40
259
215
79
71
61
421
378
166
149
Jul-07
100
178
148
139
116
456
364
5
Análisis
Jun-05
Implementación de Proyectos de Recuperación
Secundaria:
Jun-09
Jun-04
•Simultaneidad de proyectos
•Incremento en la cantidad de arenas en inyección
•Arribo de respuesta simultaneo
•Recursos de Intervención de pozos finitos
Jun-04
PZ-131
PZ-846
PZ-107
PZ-146
PZ-101
PZ-106
PZ-143
PZ-156
PZ-103
PZ-139
PZ-807
PZ-973
PZ-142
PZ-147
PZ-145
PZ-1010
PZ-869
PZ-152
PZ-148
PZ-839
PZ-838
PZ-862
PZ-1009
PZ-149
PZ-864
PZ-960
PZ-835
PZ-139
PZ-972
PZ-987
PZ-807
PZ-973
PZ-142
PZ-145
PZ-1010
PZ-869
PZ-152
PZ-148
PZ-839
PZ-838
PZ-862
PZ-911
PZ-1009
PZ-149
PZ-864
PZ-960
PZ-710
PZ-103
PZ-936
PZ-139
PZ-1040
PZ-132
PZ-974
PZ-1041
PZ-819
PZ-972
PZ-987
PZ-936
PZ-702
PZ-705
PZ-151
PZ-974
PZ-807
PZ-973
PZ-142
PZ-1033
PZ-145
PZ-1010
PZ-869
PZ-152
PZ-148
PZ-839
PZ-838
PZ-862
PZ-995
PZ-911
PZ-150
PZ-986
PZ-987
PZ-1033
PZ-861
PZ-827
PZ-835
PZ-937
Z-054
PZ-144
PZ-810
PZ-147
PZ-861
PZ-827
PZ-995
PZ-150
PZ-986
PZ-101
PZ-709
PZ-106
PZ-143
PZ-718
PZ-937
Z-054
PZ-144
PZ-1033
PZ-846
PZ-107
PZ-704
PZ-1040
PZ-132
PZ-810
PZ-131
PZ-146
PZ-703
PZ-103
PZ-1041
PZ-819
PZ-147
PZ-861
PZ-827
PZ-911
PZ-150
PZ-986
PZ-156
PZ-702
PZ-705
PZ-151
PZ-974
Jun-09
PZ-130
PZ-710
PZ-703
PZ-718
PZ-937
Z-054
PZ-144
PZ-810
PZ-101
OIL
WATER
INJECTOR
LOCATION
ABANDONED-OIL
PZ-140
SHUT-IN-OIL
PZ-985
ABANDONED-INJECTOR
PZ-709
PZ-106
PZ-936
PZ-1041
PZ-819
PZ-972
PZ-846
PZ-107
PZ-704
PZ-1040
PZ-132
PZ-718
PZ-131
PZ-146
PZ-143
PZ-702
PZ-705
Jun-05
PZ-130
PZ-710
PZ-703
PZ-704
PZ-151
OIL
WATER
INJECTOR
LOCATION
ABANDONED-OIL
PZ-140
SHUT-IN-OIL
PZ-985
ABANDONED-INJECTOR
PZ-709
PZ-130
PZ-156
PZ-723
PZ-723
PZ-723
OIL
WATER
INJECTOR
LOCATION
ABANDONED-OIL
PZ-140
SHUT-IN-OIL
PZ-985
ABANDONED-INJECTOR
PZ-1009
PZ-149
PZ-864
PZ-835
PZ-960
PZ-995
6
Situación Inicial
Distribución porTipo de pozo
Año 2006
7
Soluciones Implementadas
•Instructivos operativos y Practicas Especiales
•Tapón Hidráulico Especial para bajar instalación BES
•Tapón Obturador de TBG
•Carretel de control de desplazamiento y bombas centrifugas
•Cambio en diseño de Cabezas de pozo
•Acondicionamiento de cabezas existentes con colgador
•Productos químicos densificantes
Gel Temporario H2 ZERO para montar
TANUS
GEL FLUSH
•Acondicionamiento de Equipo de Pulling y WO
8
Gestión y documentación del proceso
1.
•
•
•
•
2.
•
•
•
Task Force con
integrantes de los
sectores involucrados
Alternativas
Análisis de Riesgos
Soluciones Aplicables
Acciones
Instructivos
Operativos:
Definición de
maniobras operativas
Redacción
Puesta en practica
9
Gestión y documentación del proceso
3.
Registros Operativos
•
•
4.
Modalidad de
ensayo de
desplazamiento y
presión
Se encontró el
límite técnico
operativo admisible
ATS realizado en los
Equipos
•
Evaluación de
riesgos del equipo
10
Tapón Hidráulico Especial para bajar
instalación BES
•
Tapón especial para controlar pozo durante armado y
bajado de BES
•
Se fija con cable por encima de los punzados
•
Permite controlar el pozo en la etapa mas critica del
armado de la instalación
•
Se pesca con pescador especial instalado por debajo de
la bomba
•
Se deja en el pozo hasta la siguiente intervención
donde es recuperado y reparado
11
Herramientas especiales para control de directa
o
Tapón obturador de tubing
•
•
•
•
•
•
Posee válvula de
seguridad
Para instalaciones
existentes
Se baja o pesca con
cable de equipo ,WLSL o Varillas
Cualquier pozo con
Niple asiento
Permiten bloquear la
directa durante
maniobras
Permita probar TBG
hasta 3000psi.
12
Acondicionamiento de equipo para
manejo de fluidos
•
Carretel con salidas
laterales de 4” para
disminuir presión de
descarga
•
Bombas centrifugas para
descargar entrecolumna
•
Mayor capacidad de piletas
•
Manifold de ahogue y
manifold de descarga
13
Nuevas tecnologías de geles
o
Uso de geles convencionales
para maniobras
•
•
•
o
Gelled Flush
Tanus
Densificantes
Tecnología H2Zero para
controlar pozo durante el
montaje
•
•
•
•
•
Solución para cabezas de
pozo sin colgador
Probado con presiones
estáticas de hasta 700 psi
Optimizado para bombear
previo al montaje
Mas económico y efectivo que
freezzing jobs o geles
densificados
Se elimina por movimiento de
tubería
14
Elementos para control de derrames
o
Striper para controlar flujo
por entrecolumna durante
maniobras
o
Chaqueta anti-salpicado para
control de fluido durante
desenrosques
o
Equipamiento convencional de
bandejas y colectores
o
Uso de tanquetas soterradas
15
Uso de cabezas de pozo con colgador
• En inyectores
• En productores
CABEZA SIN COLGADOR
CABEZA CON COLGADOR
16
Resultados
•
Intervención de pozos hasta 6m3/h con Pestática 700Psi
•
Desplazamientos controlados hasta 25m3/h durante la operación
logrando finalizar el trabajo
•
Armado de BES sin desplazamiento, maniobra segura y herramienta
recuperable
•
Factor clave el apoyo del personal operativo
•
Se ha disminuido considerablemente el tiempo de espera por pozo como
así también el tiempo insumido durante la intervención
•
Se redujo el impacto ambiental para este tipo de intervenciones
•
Se disminuyó el Donwn-Time y la pérdida de inyección
17