Pozos con Presión y desplazamiento de Fluido

Pozos con Presión y desplazamiento

de Fluido

Intervenciones con Pulling o WO

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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

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.

4 O I L G A S W A T ER I N JEC T O R D R Y LO C A T I O N O LD LO C A T I O N A B A N D O N ED - O I L SHU T - I N - G A S SHU T - I N - O I L SHU T - I N - W A T ER D R I LLI N G - O R - T EST I N G SHU T - I N - I N JEC T O R D I SPO SA L A B A N D O N ED - I N JEC T O R A B A N D O N ED - W A T ER

Análisis

22 Prod. 12 Iny.

Análisis

Down Time asociado a Pozos con Desplazamiento

6.05.8 1.8 5.2 3.2 5.8 2.0 4.7 3.4 1.1 3.1 2.53.0 2.0 13.7 6.4 5.0 2.5 6.2 1.2 2.5 8.8 6.8 4.5 2.9 18.9 2.83.2 5.4 2.2 6.36.1 11.6 3.5 2.4 2.1 16.6 7.26.68.6 10.6 4.6 2.9 15.3 5.1 13.4_12.014.218.117.4 8.9 22.4 9.9 23.6 48.4 12.1_10.0 9.1 5.7 3.02.6 5.9 6.5 17.4 7.1 3.9 3.3 2 57₅₂ 20 40 7469 16 39 6 30 6 75 94 24 91 2 37 195 151 62 21 33 7 61 116139 28 71 59 7 48 79 22 148 17 52 24 37 6 17 178 58₅₂ 122 39 149 105 311 247 411 215 364 456 259 166 285 143 378421 248 75 147 180 43 156 1 10 100 1000 E n e -0 4 J u l-0 4 E n e -0 5 J u l-0 5 E n e -0 6 J u l-0 6 E n e -0 7 J u l-0 7 E n e -0 8 J u l-0 8 E n e -0 9 J u l-0 9 1.0 10.0 100.0 1000.0

Down Time Oil m3/d Promedio

6

Análisis

PZ-101 PZ-103 PZ-106 PZ-107 PZ-130 PZ-131 PZ-132 PZ-139 PZ-140 PZ-142 PZ-143 PZ-144 PZ-145 PZ-146 PZ-147 PZ-148 _PZ-149 PZ-150 PZ-151 PZ-152 PZ-156 PZ-702 PZ-703 PZ-704 PZ-705 PZ-709 PZ-710 PZ-718 PZ-723 PZ-807 PZ-810 PZ-819 PZ-827 PZ-835 PZ-838 PZ-839 PZ-846 PZ-861 PZ-862 PZ-864 PZ-911 Z-054 PZ-936 PZ-937 PZ-972 _PZ-973 PZ-869 PZ-960 PZ-974 PZ-986 PZ-985 PZ-987 PZ-1009 PZ-1010 PZ-995 PZ-1033 PZ-1040 PZ-1041 OIL WATER INJECTOR LOCATION ABANDONED-OIL SHUT-IN-OIL ABANDONED-INJECTOR PZ-101 PZ-103 PZ-106 PZ-107 PZ-130 PZ-131 PZ-132 PZ-139 PZ-140 PZ-142 PZ-143 PZ-144 PZ-145 PZ-146 PZ-147 PZ-148 _PZ-149 PZ-150 PZ-151 PZ-152 PZ-156 PZ-702 PZ-703 PZ-704 PZ-705 PZ-709 PZ-710 PZ-718 PZ-723 PZ-807 PZ-810 PZ-819 PZ-827 PZ-835 PZ-838 PZ-839 PZ-846 PZ-861 PZ-862 PZ-864 PZ-911 Z-054 PZ-936 PZ-937 PZ-972 _PZ-973 PZ-869 PZ-960 PZ-974 PZ-986 PZ-985 PZ-987 PZ-1009 PZ-1010 PZ-995 PZ-1033 PZ-1040 PZ-1041 OIL WATER INJECTOR LOCATION ABANDONED-OIL SHUT-IN-OIL ABANDONED-INJECTOR PZ-101 PZ-103 PZ-106 PZ-107 PZ-130 PZ-131 PZ-132 PZ-139 PZ-140 PZ-142 PZ-143 PZ-144 PZ-145 PZ-146 PZ-147 PZ-148 _PZ-149 PZ-150 PZ-151 PZ-152 PZ-156 PZ-702 PZ-703 PZ-704 PZ-705 PZ-709 PZ-710 PZ-718 PZ-723 PZ-807 PZ-810 PZ-819 PZ-827 PZ-835 PZ-838 PZ-839 PZ-846 PZ-861 PZ-862 PZ-864 PZ-911 Z-054 PZ-936 PZ-937 PZ-972 _PZ-973 PZ-869 PZ-960 PZ-974 PZ-986 PZ-985 PZ-987 PZ-1009 PZ-1010 PZ-995 PZ-1033 PZ-1040 PZ-1041 OIL WATER INJECTOR LOCATION ABANDONED-OIL SHUT-IN-OIL ABANDONED-INJECTOR Jun-04 Jun-04 Jun-05 Jun-09 Jun-05 Jun-09

Implementación de Proyectos de Recuperación Secundaria:

•Simultaneidad de proyectos

•Incremento en la cantidad de arenas en inyección •Arribo de respuesta simultaneo

Situación Inicial

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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

Gestión y documentación del proceso

1. Task Force con integrantes de los sectores involucrados • Alternativas • Análisis de Riesgos • Soluciones Aplicables • Acciones 2. Instructivos Operativos: • Definición de maniobras operativas • Redacción • Puesta en practica

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Gestión y documentación del proceso

3. Registros Operativos • Modalidad de ensayo de desplazamiento y presión • Se encontró el límite técnico operativo admisible

4. ATS realizado en los Equipos

• Evaluación de riesgos del equipo

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

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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 ,WL-SL o Varillas

• Cualquier pozo con

Niple asiento • Permiten bloquear la directa durante maniobras • Permita probar TBG hasta 3000psi.

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

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Nuevas tecnologías de geles

o Uso de geles convencionales

para maniobras

• Gelled Flush • Tanus

• Densificantes

o 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

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

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Uso de cabezas de pozo con colgador

• En inyectores

• En productores

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