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.