Workover Operaciones Avanzadas.ppt

CAPACITACION EN OPERACIONES DE WORKOVER

PROBLEMAS DE LA PRODUCCION PROBLEMAS DE SUBSUELO Y DE EQUIPOS Incursión de Arena Producción de agua

Otros problemas combinados

Problemas con el equipo de Producción

Depositación de Parafinas

Incrustaciones orgánicas e inorgánicas

Taponamiento por sólidos

OPERACIONES DE MANTENIMIENTO DE LA PRODUCCION

Requiere:  Amplio conocimiento de los yacimientos  Aplicación de tecnologías existentes  Buena planificación, programación y control operacional

PROBLEMAS DE PRODUCCION DE UN POZO PETROLERO Razones mas comunes de la disminución de la tasa de producción deseada de un pozo: • Baja presión del yacimiento • Deterioro de la formación • Baja permeabilidad del yacimiento • Tamaño inadecuado del equipo de producción • Alta viscosidad del petróleo • Restricciones del hoyo y daños de formación

DAÑOS A LA FORMACIÓN

Daño (Skin): taponamiento del espacio poroso inter-comunicado de las rocas que contienen los hidrocarburos, debido a diferentes causas Reducción de la permeabilidad de la roca

DAÑOS A LA FORMACIÓN

Daños potenciales de formación durante operaciones de: • Perforación y completamiento • Trabajos posteriores de producción, tales como: cañoneos, cementaciones correctivas, limpieza de arena, estimulaciones • Cambio de mecanismo de producción

DAÑOS A LA FORMACIÓN El grado de severidad de estos daños se debe principalmente a los siguientes factores: • Magnitud de la presión de sobrebalance • Características del filtrado del fluido de perforación • Tiempo de contacto con el fluido • Tamaño de las partículas sólidas del fluido • Composición mineralógica de la roca • Caudal y presión del fluido de perforación

DAÑOS A LA FORMACIÓN • En las operaciones de cañoneo ocurre una compactación del área de penetración y se puede producir una reducción de la permeabilidad de la formación productora. De igual forma, los ripios de la carga o otros desechos retenidos en el lugar por el lodo de perforación y ayudan a reducir la permeabilidad de la cara de la formación. • El cañoneo bajo balanceado es el mas apropiado para obtener un sistema de perforaciones efectivas y no están expuestas a fluidos extraños.

DAÑOS A LA FORMACIÓN

• Daños causados por el lodo: • Invación del filtrado • Filtrado salado • Filtrado dulce • Taponamiento por sólidos

DAÑOS A LA FORMACIÓN

• Problemas con el Cañoneo • Taponadas: parafina, cemento, acero • Calidad del Cañoneo: penetración, densidad, geometría • Cañonear mejor a 360º • Cañonear profundo: mayor de 6” • Penetración parcial

DAÑOS A LA FORMACIÓN • La restauración de un daño de formación es una actividad difícil y costosa que hay que prevenir. • Los daños repercuten en la productividad y los costos de producción. • Tener conocimiento de las formaciones potenciales a sufrir daño para realizar una planeación, ejecución y seguimiento adecuado a los trabajos que se ejecutan.

DAÑOS A LA FORMACIÓN La diferencia entre la presión de formación y la presión hidrostática se conoce como “presión diferencial” •

Pozo “Bajo balanceado”

• Pozo “Sobre balanceado” Los dos principales daños de formación con frecuencia ocurren en la etapa de perforación por invasiones del filtrado del lodo y sólidos del lodo que alteran la permeabilidad.

DAÑOS A LA FORMACIÓN • La baja permeabilidad del yacimiento puede ser una condición natural pero se puede mejorar con algunas técnicas de fracturamiento hidráulico. • El taponamiento por incrustaciones inorgánicas puede ocurrir en los pozos o directamente en la formación y son causados por la formación de carbonatos de calcio, de hierro y los sulfatos de calcio y bario.

TECNICAS MAS COMUNES PARA IDENTIFICAR DAÑOS DE FORMACION •Pruebas de formación (DST) • Registros de resistividad • Revisión de la historia de producción • Comparación con pozos análogos • Análisis de sistemas nodales • Perfil de eficiencia de producción • Registros de producción • Análisis de núcleos

TECNICAS MAS COMUNES PARA IDENTIFICAR DAÑOS DE FORMACION Pruebas de formación La prueba denominada “DST”, se hace generalmente para determinar el potencial de hidrocarburos al iniciar la etapa de producción de un pozo. Un “DST” muestra el comportamiento de la presión del yacimiento contra el tiempo y puede ayudar a interpretar la posible existencia de “daño de formación”

TECNICAS MAS COMUNES PARA IDENTIFICAR DAÑOS DE FORMACION Registros de resistividad Se utilizan para determinar el grado de invasión del filtrado de lodo y dan una idea de los posibles daños de formación.

La comparación con pozos análogos Analizando el comportamiento de pozos vecinos y de similares características, también se puede establecer si existe posible daño en la formación y determinar las acciones a seguir.

TECNICAS MAS COMUNES PARA IDENTIFICAR DAÑOS DE FORMACION

Revisión de los índices de producción Consiste en analizar la historia de los índices de productividad de un pozo en las diferentes etapas de la vida productiva de un pozo para compararlos con el índice de productividad estimado, dependiendo del tipo de mecanismo de producción, agotamiento del yacimiento y la caracterización de las rocas y los fluidos producidos.

TECNICAS MAS COMUNES PARA IDENTIFICAR DAÑOS DE FORMACION

Revisión de la historia de producción Este sistema es útil para detectar posibles daños de la formación. Consiste en analizar las curvas de declinación de la producción de los diferentes pozos, determinado las variaciones bruscas de producción que se presenten y analizar sus posibles causas.

TECNICAS MAS COMUNES PARA IDENTIFICAR DAÑOS DE FORMACION

Los análisis de pruebas de presión Son técnicas más efectivas para determinar daños a la formación. El factor de daño tiene tres causas principales: si el daño se encuentra cerca al pozo, si es debida por el flujo de los fluidos o es por causa de restricciones mecánicas en los pozos.

TECNICAS MAS COMUNES PARA IDENTIFICAR DAÑOS DE FORMACION Los análisis de Núcleos Los análisis de núcleos pueden dar una mejor idea del tipo y tamaño del daño que presenta una determinada roca productora. A los núcleos se les pueden efectuar análisis petrofísicos, desplazamiento de fluidos y análisis químicos de los fluidos contenidos en ellos.

HERRAMIENTAS DE DIAGNÓSTICO TJ-21 22/06 /

RECOLECCIÓN Y CLASIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN

UBICACIÓN DEL POZO Y SUS VECINOS

MUESTRAS Y ANÁLISIS DE LABORATORIO

COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN Y PRODUCCIÓN

REVISIÓN DE INFORMACIÓN PRUEBAS DE POZOS

COMPLETACIÓN DE POZO TRABAJO EN EQUIPO DIAGRAMA MECÁNICO

ESTADÍSTICAS

REVISIÓN PETROFÍSICA

INHIBICIÓN: Tratamiento que se realiza para inhibir carbonatos en la formación (Scale). FLUIDOS INVOLUCRADOS: • Preflush: Compuesto de Salmuera KCl al 2%, WAW 5244X y AQ-40. • Píldora: Salmuera KCl y SCW-167. • Overflush: Salmuera KCl al 2% y WAW5244X • SALMUERA KCl al 2%.

FRACTURAMIENTO: Se realiza para crear fracturas que permitan una mejor comunicación entre espacios porosos en una formación. FLUIDOS INVOLUCRADOS: • Arenas de Fractura: Arenas de alta esfericidad. • Salmueras: Salmuera KCl al 8%. • Geles lineales y no lineales: De acuerdo a la formulación de la fractura.

TRATAMIENTO ÁCIDO: Tratamientos para diluir precipitados de carbonato. FLUIDOS INVOLUCRADOS: • Ácidos: FeAcid HCl, Acidos organicos (Ácido Acético, Ácido Formico). • Crudo: Para realizar desplazamientos de estos ácidos. • Salmueras: Para realizar desplazamientos. • Neutralizantes: Soda Cáustica.

TRATAMIENTO ORGÁNICO: Tratamientos para diluir parafinas y asfáltenos. FLUIDOS INVOLUCRADOS: • Xileno: En formulaciones de acuerdo a pies netos a tratar (50/50 en Vol.) • Diesel: En formulaciones de acuerdo a pies netos a tratar. • Surfactante: Hyflo-IV.

GRAVEL PACKER: Proceso para empaquetar el pozo con el fin de evitar arenamientos. (pozos con alta producción de arena). Se emplean gravas y liner Scren. FLUIDOS INVOLUCRADOS: • Geles: Para fluidos de empaquetamiento. • Gravas: Dependiendo empaquetamiento. • Salmueras: Para circulación.

del

tipo

de

WELL CONTROL : Operaciones mediante las cuales se controlan los influjos o sobre presiones (Cuando la presión de la formación es mayor a la presión de la columna hidrostática). Se busca THP y CHP: 0 psi. FLUIDOS INVOLUCRADOS: • Lodos: Generalmente se utilizan para operaciones de perforación, en Workover los fluidos de control no tienen pesos tan altos, además los lodos son más costosos. • Salmueras (KCl, CaCl): de 8.6 lpg hasta de 9.8 lpg • Formiatos: de 9.8 lpg a 11 lpg • Carbothixal: para pesos de 11 a 14 lpg

RASPADORES DE CASING (SCRAPER) Esta herramienta es utilizada en Workover para remover obstrucciones de las paredes internas del casing, y para calibrar este antes de bajar empaques. • La construcción de la herramienta permite trabajarlo bien sea con rotación ó con reciprocación. • Generalmente se corre con la caja hacia abajo y si se desea se coloca debajo de él una broca, por razones practicas se recomienda en forma general que se trabaje reciprocándolo únicamente.

RASPADORES DE CASING (SCRAPER)

PRUEBA DEL REVESTIMIENTO CASING LEAK-OFF Estas se realizan:

Después de haber hecho reparaciones de colapsos con Tapper mill donde pudo haberse roto el Casing. En pozos viejos pueden existir rotos por avanzada corrosión. La prueba del Casing se puede realizar por intervalos aislados usando un retenedor y un empaque recuperable

• El método consiste en sentar el empaque recuperable lo más abajo posible y presionar bombeando por entre la tubería con presiones de 500 a 2000 Psi.

• Se presionan unos 5 o 10 minutos y se observa si la presión se mantiene o no. En esa misma posición sin desasentar el empaque, pero después de liberar la presión, se presiona por el anular para chequear el intervalo que queda encima del empaque recuperable hacia arriba hasta chequear todo el casing e identificar todos los rotos.

LI-DAILEY DRILLING JARS Con el nombre de martillos (JARS) se distingue la herramienta que se utiliza en las sartas con el fin de acelerar el impacto o crear impacto a la sarta para Tensionar fuerte la misma. Este se usa cuando la tubería está pegada, en operaciones de pesca. El Drilling Jars : se puede usar la sarta y rotar todo el tiempo ( sartas de perforación ) El Fishing Jars : se usa o se baja solamente con sartas de pesca. Se fabrican dos tipos Mecánico Hidráulico. Para usarlos en conjunto se recomienda colocar el mecánico inmediatamente debajo del hidráulico y juntos.

HIDRAULICO

MECANICO

OPERACIONES DE BACK – OFF Con este nombre se conoce la operación de recuperar tuberías que han quedado pegadas entre el pozo. Existen dos formas de hacerlo: - Mecánico: Requiere de la experiencia del operador y se puede hacer en hueco abierto o entubado.

OPERACIONES DE BACK – OFF

- Convencional (string shot): Requiere para su realización el uso de la unidad de wireline (camión), barras de pesos, varillas metálicas y cuerdas explosivas (prime-cord).

PROCEDIMIENTO • Ubique el sitio exacto donde realizará el back-off. Será la unión entre dos tubos cualesquiera a una profundidad. • Prepare el número de cuerdas de prime-cord que va a utilizar, generalmente dos o tres cuerdas y amarrelas a la varilla metálica.

PROCEDIMIENTO

• Conecte la varilla metálica al CCL y éste al cable (wireline). • Baje el conjunto anterior entre las tuberías que están entre el pozo hasta la profundidad que ya se ha definido; teniendo cuidado de colocar el centro de la carga al frente de la unión por donde se desea desenroscar (usando el CCL).

• Establezca el número de vueltas (torque) a la izquierda que va a usar para iniciar el back- off. • Generalmente se usa de 3/4 a 1 vueltas por cada 1000 pies; si fuera back- off mecánico. • Coloque la tubería en el peso normal.

• Con la rotaria o con llaves gire la tubería a la izquierda un número de vueltas igual al que previamente estimó, y sostenga dicho torque. • Cierre el circuito en el camión con lo cual las cuerdas harán explosión en el fondo, notándose inmediatamente en superficie que el torque se ha liberado (las llaves se han soltado).

• Si se notó que las llaves se aflojaron, esto indica que hubo éxito y que la tubería se desenrosco correctamente. • Si no se notó que las llaves aflojaron (el torque se mantuvo), será necesario repetir la operación con mas cuerdas o mas torque inicial.

• Muchas veces y generalmente en perforación, esa operación requiere trasmitir el torque todo el tiempo, de lo contrario el torque se quedara en los primeros tubos de arriba. • Esto ocasiona que al hacer la explosión la tubería no desenrosque y peor, en otros casos se desenrosca por donde no se desea.

EJEMPLO DE ILUSTRACION Supongamos el caso de un back-off a 10.000 pies de una tubería que pesa 220.000 Lbs; para lo cual se puede hacer lo siguiente: • • • •

1. Tensión máxima 300.000 Lbs 2. Tensión mínima 250.000 Lbs 3. Número de cuerdas 4 (prime - cord) 4. Número de vueltas (torque) 3/4 x 10 ≈ 7

PROCESO  Bajar las cuerdas y el cable hasta los 10.000 pies (frente a la Unión).  Tensionar hasta 300.000 Lbs.  Gire dos vueltas a la izquierda y sostenga el torque.  Baje la tubería hasta 250.000 Lbs.  Levante hasta 300.000 Lbs.  Baje hasta 250.000 Lbs.  Repetir hasta que el torque afloje.

 Coloque otras dos vueltas a la izquierda y transmite el torque tensionando y bajando la tubería en estos rangos hasta que el torque afloje.  Continúe hasta obtener las 7 vueltas diseñadas.  Cierre el circuito y haga la explosión con lo cual el torque liberara totalmente.  Debe aclararse que operaciones de back-off el uso de demasiada carga puede dañar las uniones de las tuberías además cuando se esta transmitiendo el torque nunca se debe bajar la tubería al peso normal pues se desenroscara fácilmente y de pronto por un sitio no deseado.

CORTADOR INTERNO DE CASING • El Cortador interno tipo A-1 S se utiliza siempre y se usa con el spider y el elevador correspondiente. Corta el revestimiento en forma correcta y radial. • Se establece de antemano la profundidad a las cuales se va a cortar casing. Este tipo de cortador reduce los problemas de cortes al azar y los problemas de revestimientos concéntricos. • La herramienta tiene mayor variedad de tamaños de cuchillas que cualquier otra herramienta. • Al situar la herramienta a la profundidad, las cuchillas se expanden hidráulicamente por simple presión de bomba.

• Se procede a rotar la sarta para hacer el trabajo de corte. • Las cuchillas son de carburo de tungsteno y tienen una buena durabilidad. • El procedimiento requiere hacer todos los cortes uno enseguida de otro sosteniendo desde el principio el casing con el spider y safety clamps, luego se baja a pescar con spear y así ir recuperando trazos de casing ya cortados hasta recuperarlo todo. • La diferencia de cortar con esta herramienta es la uniformidad en el corte, comparándolo con los cortes hechos con explosivos.

PRIORIDADES DE UN PROGRAMA DE REACONDICIONAMIENTO Para definir la prioridad de los trabajos de reacondicionamiento deben tenerse en cuenta varios aspectos logísticos: • Tiempo de duración del trabajo • Barriles adicionales a recuperar • Grado de Incertidumbre del trabajo • Disponibilidad y ubicación del equipo • Costo de movilización y transporte

PRIORIDADES DE UN PROGRAMA DE REACONDICIONAMIENTO FACTORES DE EFICIENCIA DE LOS EQUIPOS DE REACONDICIONAMIENTO

El factor de eficiencia de los equipos de reacondicionamiento se calcula a partir de la relación de tiempo empleado realmente por el equipo sobre el tiempo estimado. Eficiencia = tiempo empleado/tiempo estimado

SECUENCIA TIPICA DE UN COMPLETAMIENTO

1. Acondicionar con scrapper, cambiar agua por aceite. 2. Correr registro de evaluación de cemento (cbl) 3. Cañoneo

de

simultaneos,

intervalos

independientes

dependiendo

requerimientos de prueba. 4. Fracturamientos sucesivos

de

o los

SECUENCIA TIPICA DE UN COMPLETAMIENTO

5. Limpieza de arena post-fracturamientos. 6. Suabeo para descarga del pozo. 7. Limpieza de arena post-suabeo. 8. Completamiento final con equipo de producción indicado.

SECUENCIA TIPICA DE UN COMPLETAMIENTO Identifique el pozo y profundidades correctas

Descargue el pozo hasta que muera

Llenar con un buen fluido de completamiento

Instalar preventoras de varillas

Sacar varillas y bombas Llenar el pozo

5

Retirar el árbol de navidad e instalar BOP¨S

5

Sacar la sarta de producción

Baje con broca y raspador correcto + tuberías conejeadas y medidas

Pudo llegar a fondo Con la broca?

Va a lavar arena

7 SI

NO Va a estimular

NO Posible colapso o Pescado.

SI Cañonee o recañonee si es necesario.

Saque raspador y/o tuberías.

11

Bajar raspador y dejar limpio.

10

11 Fracturar ?

No

Baje tuberías + empaques + Niplesilla para aislar el intervalo

Acidificar

12

Fracture Circule en reversa por debajo del empaque, no por encima Swavear el pozo

Deje relajar presión hasta cero sin Backflow

Chequear el índice J.

Matar el pozo. Saque sarta de trabajo. Baje sarta de producción.

12

Llene el pozo con un buen fluido.

Baje tubería con empaque y niplesilla (intervalo aislado).

Déle remojo si usa retardados.

Acidificar.

Circule en reversa.

Swabear.

Mate nuevamente el Pozo.

Ponga el pozo en producción. Calcule ¨J¨.

Saque tubería de trabajo y Empaque. Baje sarta de producción y quite BOP¨S.

Instale el árbol de navidad.

Pruebe bomba de subsuelo en superficie (Si es bombeo mecánico). Instale preventora de varillas y baje bomba. Pruebe con 100 Psi la bomba en el fondo.

Ponga el pozo en producción.

Bajar con cuello dentado hasta fondo con tubería conejeada y medida, Lavando en reversa o directa

7

Baje con raspador y broca a fondo, para chequear colapso

si Saque cuello dentado. Baje liner rasurado y Empaquete con grava.

Saque la washpipe. Bajar sarta de producción.

Pudo llegar A fondo?

no 10

Baje con washpipe de 1¨ y toque fondo de liner.

Circule en reversa desde el fondo del liner y lave posible arena. Chequee el empaquetamiento.

si 10

Baje bloque de impresión

Colapso?

30

no Baje raspador a fondo

Pescar si

50

Haga prueba de casing.

Casing roto. 40

Continué operaciones.

30

Baje con raspador a fondo.

Repare colapso con Tapper Mill en tamaños progresivos de diámetro.

50 0

Haga squeezes y/o tapones.

40

Haga prueba de inyección y/o seca.

Baje con raspador y broca, limpie y seque.

si

Hay rotos? no Continué operaciones.

40

EL PROGRAMA DETALLADO DE COMPLETAMIENTO INCLUYE:

• Referencia a patrones operacionales aplicables a la operación • Consideraciones especiales • Recopilación de lecciones aprendidas • Secuencia operacional detallada

EL PROGRAMA DETALLADO DE COMPLETAMIENTO INCLUYE:

• Procedimientos para operaciones específicas • Cronograma de operaciones • Detalle de presupuesto de costos

OPTIMIZACION COMPLETAMIENTOS TIEMPOS Y COSTOS DE PRUEBAS Y COMPLETAMIENTOS

BAJA PRODUCTIVIDAD Y ALTO DAÑO DE FORMACIÓN

ATASCAMIENTO DE BOMBAS PCP POR ARENA DE FRAC

TIEMPOS DE REACCION ANTE PARADAS NO PROGRAMA

BAJA PRODUCTIVIDAD POR BAJA P. DE FORMACIÓN

ROMPIMIENTO DE VARILLAS

FLUIDOS PARA REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

FLUIDOS DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

 QUE TIPO DE FLUIDOS DE COMPLETAMIENTO U TILIZA?  QUE CARACTERISTICAS DEBEN TENER ?  SON COMPATIBLES CON LA FORMACION ?

FLUIDOS DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS Fluido que se circula en un pozo durante algunas operaciones de reacondicionamiento para control de presión, limpieza, etc. Requerimientos de los fluidos: • Densidad del fluido: adecuada para control de presión • Compatibilidad con la formación. No causar daños a la formación

FLUIDOS DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

•

Económico, sin causar daños

• Limpio, libre de sólidos • Anticorrosivos y estables con el tiempo

FLUIDOS DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

TIPOS DE FLUIDOS  Crudo limpio del mismo campo  Agua salada de densidad apropiada  Lodos convencionales con base agua o petróleo

FLUIDOS DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS Cuidados con el manejo de los fluidos de reacondicionamiento • Manejo en los tanques de almacenamiento • Transporte en tanques y carro tanques • Otros focos de contaminación • Utilización de inhibidores de corrosión

PLANIFICACION DE LAS OPERACIONES DE REACONDICIONAMIENTO  Hacer plan de trabajo incluyendo trabajos de Wire Line, tipo de equipo requerido, equipo auxiliar  Plan basado en la historia del pozo y experiencia anterior  Selección y adaptación del equipo, personal y condiciones de seguridad  Herramientas y equipos externos a contratar y costos  Servicios requeridos a otras compañías con criterio económico

FLUSHING FLUSHING: Son circulaciones que se realizan con el fin de evitar sacar las sarta e intervenir el pozo. Se efectúan generalmente en pozos donde hay sartas de bombeo pegadas por arena, scale, parafina o asfáltenos. Fluidos involucrados: • Píldoras de Xileno - Diesel • Agua de inyección • Crudo • Ácidos

TUBING ESPACIO ANULAR

TAPONAMIENTO POR ASFALTENOS

Taponamiento asfaltenos • Porqué se taponantes?

por

sólidos

producen

• Qué son los asfaltenos?

y

sólidos

TAPONAMIENTO POR SOLIDOS

Con el tiempo, los fluidos arrastran partículas finas que se desprenden del material cementante de las arenas que contienen los hidrocarburos y van afectando la porosidad y la permeabilidad de las arenas.

TAPONAMIENTO POR ASFALTENOS • Otro problema que se puede presentar es taponamiento por la formación o precipitación de asfaltenos en hidrocarburos de base aromática y estructura amorfa que se presentan en el crudo en forma de partículas coloidalmente dispersas, especialmente en crudos de baja gravedad API. • Este problema se puede resolver mediante el uso de disolventes aromáticos para solubilizar los asfaltenos y removerlos de la formación.

QUE SON LAS INCRUSTACIONES ?

Las incrustaciones (scale) son compuestos resultantes de la cristalización y precipitación de iones minerales presentes en el agua que esta asociada en los yacimientos de petróleo.

QUE SON LAS INCRUSTACIONES ? Es muy común la depositación de costras en las paredes del pozo que afectan la productividad. •

• Estas costras se pueden formar debido a propiedades termodinámicas y las relaciones interactivas en los distintos iones presentes en el agua. • La acumulación de costras de carbonato de calcio y hierro y los sulfatos de calcio y bario cerca de las perforaciones se puede presentar con frecuencia en pozos productores.

REMOCION DE INCRUSTACIONES

1.

REMOCION QUIMICA

1.

REMOCION MECANICA

ESTIMULACIÓN DE POZOS

Se conoce como estimulación a una serie de tratamientos que tienen por objeto eliminar el daño a la formación y restaurar la capacidad natural del pozo, o según el caso, incrementarla por encima de su valor natural

BES

TECNICAS DE ESTIMULACION DE POZOS ACIDIFICACIÓN Su objetivo es aumentar la permeabilidad por disolución de materiales que taponan la formación. Métodos de acidificación  Acidificación matriz  Fracturamiento con ácido  Lavado con ácido Aplicación correcta acidificación.

de

las

técnicas

de

TECNICAS DE ESTIMULACION DE POZOS ACIDIFICACIÓN

Presión, Mlppc

Si la inyección del ácido se realiza a tasas y presiones inferiores a los necesarios para vencer la resistencia mecánica de la roca, el tratamiento será matricial, si se excede, será un tratamiento de fracturamiento

Presión de Fractura

Tasa, BPM

MÉTODOS DE ESTIMULACIÓN PASO I

Movilidad Factor de Daño Altura / espesor de la zona de Interés Presión de Yacimiento Existencia de Barreras Condiciones del cemento Existencia de contacto Agua - Petróleo

PASO II ESTIMULACIÓN MATRICIAL

ACIDIFICACIÓN MATRICIAL SOLVENTES SURFACTANTES

TIPO DE DAÑO MECANISMO DE DAÑO

OTROS (MICROORG.ENZIMAS)

REMOCIÓN MECÁNICA

FRACTURAMIENTO

MÉTODOS TÉRMICOS

TEMPERATURA SOLUBILIDAD AL HCl MÓDULO DE YOUNG ESFUERZOS IN SITU FRACTURAS NATURALES PRODUCCIÓN DE ARENA FINOS

FRACTURAMIENTO ÁCIDO

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

TIPOS DE ÁCIDOS UTILIZADOS • Acidos minerales: clorhídrico, fluorhídrico •

Acidos orgánicos: fórmico, acético

• Acidos pulverizados: sulfámico, cloroacético •

Mezclas ácidas híbridas

Aditivos para ácidos • Inhibidores de corrosión • Surfactantes • Agentes de gelatinización • Agentes divergentes Selección del tipo de tratamiento ácido

ESTIMULACIÓN NO REACTIVA

En este tipo de estimulaciones se utilizan en su mayoría surfactantes con propiedades diversas: • Garantizar que la roca esté mojada por el agua • Romper emulsiones W/O (Surfactantes noiónicos de alto Peso Molécular) • Prevenir la precipitación orgánica “Sludge” (Alquil Fenoles y alquil amonios etoxilados) • Dispersantes de partículas finas

DISEÑO DEL TRATAMIENTO En la práctica se calculan las etapas del tratamiento considerando el volumen de desplazamiento y el radio de penetración, el cual no debe ser menor a 3 pies. V = 7,48 {   h (rs2 - rw2 )} 2 V = 23,5 h  (1-Sw) rs Donde: • • • • • •

V = Volumen a penetrar (Gal)  = Porosidad (fracción) Sw = Saturación de agua h = Arena Neta petrolífera o espesor cañoneado (pies) rs = Penetración deseada (pies) rw = radio del pozo (pies)

OPERACIONES BASICAS DE FRACTURAMIENTO

• Es una técnica para estimular la producción • En que consiste? • Características de los fluidos fracturantes • Forzamiento con Arena y Petróleo (FAP)

OPERACIONES BASICAS DE FRACTURAMIENTO

La estimulación de pozos en una operación de fracturamiento se hace mediante la inyección de un fluido fracturante inyectado a alta presión en la zona a estimular para inducir fracturas naturales que mejoren la permeabilidad y por ende, la productividad del pozo.

OPERACIONES BASICAS DE FRACTURAMIENTO Características de los fluidos fracturantes • La composición del fluido para fractura (fase liquida + aditivos + sólidos soportantes) son de especial importancia en el éxito del tratamiento • Fluidos: agua con reductor de fricción, agua gelatinosa, super geles, poliemulsiones, petróleo viscoso • Los fluidos de fracturamiento deben tener las siguientes características o propiedades:

OPERACIONES BASICAS DE FRACTURAMIENTO • Control de pérdida de fluido • Baja pérdida de fricción tubular • Alta capacidad de carga del material sólido • Bajo daño de la permeabilidad de la formación • Bajo costo. Seguro y fácil de manejar

OPERACIONES BASICAS DE FRACTURAMIENTO TIPOS DE FLUIDO FRACTURAMIENTOS

PARA

• Fluidos en base agua: agua sola, agua con reductores de fricción, agua viscosificada, supergeles • Se debe tener cuidado de no utilizar en formaciones que contengan arcillas que pueden hincharse con el contacto con el agua

OPERACIONES BASICAS DE FRACTURAMIENTO TIPOS DE FLUIDO FRACTURAMIENTOS

PARA

• Poliemulsiones: son fluidos hechos por medio de emulsión de petróleo y agua tratada. Puede ser más económica que el agua gelificada • Petróleos viscosos y viscosificados: muy útiles en formaciones sensibles al agua

CONCLUSIONES Y PLAN DE ACCIÓN PARA MEJORAR LA PRODUCCIÓN • A la luz de este seminario, analizar y formular su propio plan de acción sobre problemas encontrados o situaciones que se le estén presentando en su trabajo. • Cuales son sus principales problemas de producción que tiene o que considera que se le pueden presentar en su trabajo?

CONCLUSIONES Y PLAN DE ACCIÓN PARA MEJORAR LA PRODUCCIÓN

• Que se está haciendo para resolverlos? • En el taller encontró ideas o ayudas que pueda aplicar en su trabajo?. Cuales? • Que plan de acción propone para evitar, corregir o minimizar los posibles daños de formación?

PREGUNTAS ? INQUIETUDES ? SUGERENCIAS ?

OPERACIONES DE SERVICIO A POZOS

WELL SERVICES

BOMBEO ESP

BOMBEO MECANICO

BOMBEO PCP

LIMPIEZA DE ARENA

CIRCULACIONES (FLUSHING)

ALGUNAS SARTAS DE PRODUCCION USADAS Y ELEMENTOS TUBULARES • SARTA DE VARILLAS TIPICA (Bombeo mecánico) Bomba de subsuelo + Varillas de ¾” + Varillas de 7/8 ” + Varillas de 1” • SARTA DE PRODUCCION PARA BOMBEO MECANICO Tapón de 2 7/8 “ + Tubo de 2 7/8 “ + Ancla de gas (tubo ranurado) + Niplesilla + Tubos de 2 7/8” • SARTA PARA GAS LIFT Tubo campana o tubo ranurado corto + Empaque (puede ser modelo G) + Niplesilla + Tubo de 2 7/8” + Mandril para gas Lift + 8 Tubos de 2 7/8” + Mandril + Tuberia de 2 7/8”

SERVICIO ESP ESP : Sistema de Bombeo mediante el cual se extrae el crudo por acción de bombas accionadas por electricidad, para pozos de alto potencial. FALLAS COMUNES: • Bombas pegadas: Sucede cuando las bombas succionan gran cantidad de partículas finas lo que ocasiona pegas, desgaste en las etapas y por consiguiente el daño en el equipo. • Tubería Rota: Por acción de la corrosión, abrasión se pierde fluido y no hay acción de bombeo. • Daños Eléctricos: Ocasionados por sobrevoltaje, daños en el motor, cable de potencia etc.

B. MECÁNICO: Sistema de levantamiento mediante el cual se extrae el crudo por medio de bombas de pistón. Se dividen en 2 tipos: Bombas de Tubing (THC), Bombas Insertas (RWAC, RWBC). FALLAS COMUNES: • Bombas pegadas: Sucede cuando las bombas succionan gran cantidad de partículas finas lo que ocasiona pegas de pistón. • Tubería Rota: Por acción de la corrosión, abrasión se pierde fluido y no hay acción de bombeo. • Varillas y/o Barra Lisa partidas: Ocasionados por esfuerzos de compresión y tensión. • Problemas de Válvulas (viajera, Fija): Por desgaste, por bloqueo de gas.

SERVICIO PCP B. PCP (pump cavitates progressive): Sistema de levantamiento mediante el cual se extrae el crudo por medio de bombas de cavidades progresivas. FALLAS COMUNES: • Bombas pegadas: Se presenta cuando el rotor de la sarta no gira libremente aumentando el torque. • Tubería Rota: Por acción de la corrosión, abrasión se pierde fluido y no hay acción de bombeo. • Varillas y/o Barra Lisa partidas: Ocasionados por esfuerzos de compresión y tensión, rotación (sobre torques). • Problemas de Estator: Por desgaste, por arena.

ABANDONO : operación mediante la cual se bombean tapones de cemento para aislar definitivamente o temporalmente un pozo o zona. FLUIDOS INVOLUCRADOS: • Cemento: Para tapones. • Lodo: Utilizado como fluido de colchón. • Agua fresca: Mezcla de aditivos.

ABANDONO DE UN POZO Placa: Identificación Pozo Coordenadas Fecha, etc.

Zona

dulc a u g sA

to n e i m Yaci

Tapones de Cemento Fluído de Completamiento

e

MIL GRACIAS

Y EXITOS EN SU GESTION [email protected]