presentación workover a pozos

Workover a pozosInstructor: Ing. Orlando Zambrano Mendoza, PhD

Diplomado en Optimización de Sistemas de Diplomado en Optimización de Sistemas de Producción de Hidrocarburos.Producción de Hidrocarburos.


• Definición• Operaciones con guaya fina.• Operaciones con tubería continua.• Operaciones con unidades hidráulicas.• Tipos de trabajos que realizan en los pozos.• Problemas que se presentan en los pozos.• Como decidir un reacondicionamiento y/o reparación.


Configuración Mecánica de Pozos: YA ESTÁ LISTA!!!!!!!

Se van a realizar varias operaciones en el, tales como:

a. Abrir y cerrar mangas

b. Colocar tapones

c. Limpiar y/o eliminar cualquier obstrucción (por ejemplo: arena, escamas, asfáltenos)

d. Pesca de herramientas

e. Reparaciones mayores

OPERACIONES DE SUBSUELO CON GUAYA


OPERACIONES EN SUPERFICIE (OPERACIONES CON GUAYA):

DEFINICIÓN: Son actividades que se realizan con el propósito de colocar equipos y herramientas en el pozo, a fin de permitir la producción de los fluidos del mismo en forma eficiente y segura, minimizando o anulando los riesgos

CONDICIONES OPERACIONALES:

Presión del Pozo: Permite seleccionar las características físicas del equipo de superficie (lubricador, válvulas de seguridad.ProfundidadProfundidad: Para determinar la longitud de la guaya y peso de las herramientas.Tipo de Yacimiento y Completación:Tipo de Yacimiento y Completación: Esto para evitar atascamiento por la configuración mecánica y/o presencia de escamas, parafinas, asfáltenos, etc).Fluidos de Producción:Fluidos de Producción: La producción de H2S y CO2 incide directamente sobre la guaya.



Equipos de Superficie

Lubricadores

Prensa Estopa

Válvulas de Seguridad (BOP`s)

Indicador de peso

Unidad de Potencia

Unidad de guaya

Aparejo de poleas

Tubo telescópico

Perro de cadena

Perro de guaya

Cabeza de caballo

Cross over

Grúa o señorita

FACTIBILIDAD DE EFECTUAR EL TRABAJO CON GUAYA:

Una vez verificada todas las condiciones antes expuestas, se puede proceder a realizar todo trabajo menor al pozo productor y/o inyector seleccionado. Cabe destacar que aunque el programa contempla todas las acciones por efectuar, frecuentemente existen desviaciones; que se deben a situaciones imprevistas y obligan a una rápida corrección, con el fin de continuar con el programa de actividades.



LUBRICADORELUBRICADORESS

PRENSA PRENSA ESTOPAESTOPA

CARRETOCARRETO

VÁLVULA VÁLVULA DE DE

SEGURIDADSEGURIDAD

CABEZAL CABEZAL DEL DEL

POZOPOZO

CONTADOR DE PIESCONTADOR DE PIES

SENSOR DE SENSOR DE PESOPESO

POLEPOLEAA

TREN TREN BÁSICO DE BÁSICO DE

HERRAMIENHERRAMIENTATA



LUBRICADORES:

• Definición: Son herramientas de trabajo que cumplen la función de equipo de seguridad. Son tubos interconectados que establece la continuidad de la tubería de producción por encima de la válvula de seguridad.• Tipos:

• Baja Presión ( 0 - 5000 lpc)• Alta Presión (5000 - 20000 lpc)• Especiales (contra H2S y CO2)

EQUIPOS DE SUPERFICIE


EL PRENSA ESTOPA:

• Definición: Es un dispositivo que va instalado en el tope del lubricador, permite pasar la guaya a través de él y queda sellado con la presión del pozo.• Partes:

• Preventor interno• Packing• La Polea



INDICADOR DE PESO:

• Definición: Es un dispositivo que indica la carga total de la guaya y de las herramientas a una profundidad dada. Esta compuesta por una célula de carga, un reloj indicador de profundidad y una manguera de 50’ de 1/4” colocada al árbol de navidad, que transmite la tensión al abrir el damper.• Tipos:

• Mecánico• Hidráulico• Electrónico

UNIDAD DE POTENCIA:

• Definición: Es una unidad que transmite potencia al carrete de guaya, esta compuesta por un motor de 4 cil. y un acoplamiento hidráulico con una bomba de aceite que maneja entre 20 y 40 GPM. para proveer la energía al rollo. Tiene un tanque de almacenamiento de 300 Lts. y 2 mangueras de 1” de 50’ de largo y de alta presión, las cuales están conectadas a los carretos de guaya.

• Tipos: Existen 2 tipos de unidades de potencia de 40 y 60 HP, ambas viene para 2000 r.p.m..



EL TUBO TELESCÓPICO:

• Definición: Conocido también como gin-pole, es el equipo que armado y colocado en el árbol de navidad, sirve de soporte al aparejo para subir y manejar los equipos de superficie sobre el pozo. El mismo consiste en tres secciones conformadas por tubería de 2-1/2” y 1-1/2” de diámetro, tanto en la sección inferior como en la intermedia y la superior, respectivamente. Todas tienen una longitud de 8’, las cuales se insertan entre si dentro del tubo inferior, donde esta la sección de apoyo.



VÁLVULA DE SEGURIDAD (BOP’s):

• Definición: Es un equipo de rams hidráulico ó manual utilizados para prevenir o controlar reventones, es un medio de aislamiento de presión del pozo al lubricador sin cortar o dañar la guaya.

• Tipos:• Hidráulica • Mecánicas



LA UNIDAD DE GUAYA:

• Definición: Se conoce como carreto de guaya, esta compuesto por una bocina de amplio tamaño para recibir las diferentes guayas, las cuales oscilan entre 18000 y 25000 pies. Este sistema posee 4 velocidades de transmisión con reversa. Posee un sistema de freno de banda para detener bruscamente al momento de realizar los golpes de tijera. Posee un contador y medidor de longitud, que permite saber la profundidad de la herramienta y equipos de la completación.

EL PERRO DE CADENA: Definición: Es un equipo que permite con una cadena y unos ganchos en los extremos, sujetar el tubo telescópico al árbol de navidad para poder amarrarlo.

EL PERRO DE GUAYA: Definición: Es un dispositivo que sirve para sujetar la guaya en cualquier punto ante diverso problemas existentes en el pozo, dejando en él las herramientas en su interior sujetas con la guaya ó cuando se desee levantar el lubricador, si hay algún problema en el carreto de la guaya.



LA CABEZA DE CABALLO:

Definición: Es un soporte metálico que se instala directamente en el rollo y permite el enrolado uniforme de la guaya.

CROSS-OVER:

Definición: Es una pieza cilíndrica metálica con combinaciones de roscas en sus extremos, utilizadas para adaptar los lubricadores a las conexiones diferentes encontradas en los cabezales de los pozos.

GRUA O SEÑORITA:

Definición: Es un equipo portátil diseñado para levantar peso de grandes proporciones, según sus características.



GUAYAS

DEFINICIÓN: Son líneas de acero al carbono y de acero inoxidable que, por su resistencia y flexibilidad, permiten realizar servicios al pozo, de acuerdo con las profundidades máximas, manteniendo la productividad y las presiones del pozo en condiciones de operación.

Función: Transportar herramientas y equipos de subsuelo.

Tipos: Existen dos tipos de guayas, los monofilamentos y multifilamentos.

HERRAMIENTAS BÁSICAS DE GUAYA


GUAYAS MONOFILAMENTOS

Definición: Son las guayas finas mas usadas en la operaciones de subsuelo, por su resistencia y flexibilidad. Su diámetro es de 0.092”, 0105” y 0.108”. Su tensión de ruptura esta entre 1500 y 2000 lbs.

TIPOS DE GUAYAS MONOFILAMENTOS

Guayas de Acero al Carbón: Se utilizan en cualquier pozo, sin problemas de H2S y/o CO2.

Guayas de Acero Inoxidable: Se usan en ambientes de H2S ó en los cuales ocurren problemas de corrosión debido al alto contenido de CO2.



GUAYAS MULTIFILAMENTOS:

Definición: Son guayas gruesas comúnmente empleadas para reemplazar las finas, tienen un diámetro mayor y pueden ser de 3/16”, 1/2” y 5/16”, esto cuando se requiera de mayor resistencia. Se usan generalmente en trabajos de achiques, pesca (cuando no hay alta presiones), bajar tubería de extensión y otros.

TIPOS DE GUAYAS MULTIFILAMENTOS:

Guayas de Acero: Están compuestos de cordones y alma, siendo ésta generalmente de fibra textil, se usan por que tienen mayor resistencia para diámetro y peso, su longitud no varia a condiciones atmosféricas y son de larga duración.

Elementos Básicos del Diseño: Grado de Acero, Número y forma de alambres en el cordón, Tipo y colocación del alambre, preformado y tipo de alma.

Clasificación de Cordones: Redondo, aplastado, recubiertos agrupados y concéntricos.



Equipos de Guaya

Equipos de Subsuelo (Herramientas Básicas de Guaya)

Guaya / Cabeza de guaya

Barra de peso

Martillo

Muñeco

Equipos de Subsuelo (Herramientas Auxiliares de Subsuelo)

Verificador de Fondo y de punta de tubería.

Calibrador / Cortador

Calibrador / Pasador

Bloque de impresión

Toma muestra

Bomba de arena y hidrostática

Cepillo

Caja Ciega

Bajantes, Pescantes, etc.



CABEZA DE GUAYA:

Definición: Es un dispositivo en forma cilíndrica, con un cuello de pesca que forma la primera parte del juego de herramientas básicas, que permite la interconexión entre estas y la guaya.

Componentes: Aro: Disco metálico que sujeta la guaya. Espaciador: Pieza metálica cóncava que separa el resorte del nudo. Resorte: Espiral de acero que actúa como amortiguador entre el nudo de la guaya y el tope interno del “rope socket”



BARRA DE PESO:

Definición: Es un dispositivo cilíndrico y de acero al carbono, por su longitud y peso refuerza la acción del martillo. También es el segundo componente del juego de herramienta.

Función: Instalar y remover los equipos de control de flujo y vencer a la vez el diferencial de la presión del pozo para poder llegar a la profundidad requerida.



TIPOS DE MARTILLOS: Mecánicos (Tipo Tijeras): Esta formado

por dos eslabones en forma de U entrelazados, los cuales se desplazan uno dentro del otro; al cerrarse o abrirse violentamente por el peso y longitud de la barra, se ejecuta la acción del martillo. Este golpe depende de la densidad y la viscosidad del fluido en la tubería, como así también del tamaño y de la profundidad donde esté la herramienta.

MARTILLOS: Definición: Son los dispositivos

encargados de transmitir las fuerzas y los golpes que ejercen las barras de peso al instalar o remover los equipos de control de flujo en el subsuelo.



MARTILLOS:

Mecánicos (Tipo Tubular): Es un eje cilíndrico que se desliza hacia abajo para cerrar y hacia arriba para golpear. Funciona como un tubo telescópico. La configuración de la camisa permite realizar los trabajos con menos riesgo, por ejemplo: la pesca de guaya y la limpieza de arena.



Hidráulicos: Es una herramienta diseñada para suministrar impactos de mayor potencia que los obtenidos con los mecánicos, esta potencia es proporcional a la tensión aplicada a la guaya y al peso de las barras.Los mas utilizados son de 1-1/2’ a 2’ de largo y diámetros de 1-1/2”, 1-3/4” y 1-7/8” con cuello de pesca de 1-3/8”.

MARTILLO HIDRÁULICO



MUÑECO:

Descripción: Es similar a un pedazo de barra, con las mismas dimensiones. Esta formado por una bola y un cilindro hueco, donde gira la bola que flexibilidad al conjunto. Es parecido a una unión universal.

Función: Dar flexibilidad a la barra y que la herramienta tenga más movimiento mientras esta trabaja dentro de las tuberías, con los mandriles de LAG ó engancha alguna herramienta u otro equipo que se encuentre recostado a la tubería.



VERIFICADOR DE FONDO Y DE PUNTA DE TUBERÍA:

El chequeo de fondo y la localización de punta de tubería tienen gran importancia, debido a que se obtiene información de los daños que puede tener un pozo por arenamiento, formación de escamas y sedimentación.

Con estos procesos se puede detectar la posibilidad de utilizar equipos mayores para la reparación del pozo ó para su limpieza, estimulación o servicios con unidad de tubería continua.

Definición: Es una operación que permite conocer la profundidad exacta donde se encuentra la punta de la tubería, con el fin de correlacionar. Para ubicar la punta de la tubería se utiliza como herramienta el localizador de punta de la tubería.

Nota: Para el chequeo de fondo, también se utilizan los denominados: Calibrador/cortador, Calibrador/Pasador y Toma muestra, que serán descritos posteriormente.

HERRAMIENTAS AUXILIARES DE SUBSUELO


VERIFICADOR DE FONDO Y DE PUNTA DE TUBERÍA:

Partes: Un cuerpo cilíndrico con una ranura longitudinal donde va insertada la lámina de forma cónica en su parte inferior. Una lámina con la parte superior libre y la inferior fijada al cuerpo de un pasador. Un resorte que impulsa la parte no fija de la lámina hacia fuera.Nota: Antes de bajar el localizador se pasa un cortador para garantizar que esta herramienta pasará sin problemas.



CALIBRADOR/CORTADOR:

Definición: Es una herramienta metálica con ranuras longitudinales de diferentes medidas, la cuál se coloca a lo largo de un cuerpo para verificar los diámetros de la tubería.

Función: Calibrar la tubería y servir como herramienta para cortar ó limpiar sustancias adheridas a su pared interna, tales como parafinas, carbonatos y asfáltenos.



CALIBRADOR/PASADOR:

Definición: Es una herramienta cilíndrica metálica cónica en sus extremos. Posee un sistema de comunicación a través del cuerpo que le permite bajar dentro del fluido del pozo para verificar el colapso de la tubería.

Función: Abrir restricciones menores que puedan haber sido causadas por daños mecánicos de la tubería, tales como colapso ó aplastamiento.



TOMA MUESTRA:

Definición: Es una herramienta cilíndrica metálica y hueca por dentro. En su parte superior tiene un gancho (pin) para acoplarse al HBG, y en la inferior una zapata especial con bola que funciona como retenedor.

Función: Recuperar las muestras del material sólido en la máxima profundidad alcanzada en el pozo.



CEPILLO:

Definición: Es una barra sólida perforada a lo largo de su cuerpo, para recibir secciones de guaya las cuales son sujetadas con tornillos al diámetro de la tubería que se va a limpiar.

Función: Además de servir para raspar parafinas, puede ser usado para limpiar la tubería, los niples y las camisas, pescar pequeños trozos de guaya, detectar una punta libre, etc..



BLOQUE DE IMPRESIÓN:

Definición: Es una pieza cilíndrica plana de acero relleno de plomo, constituida por un pin y un cuello de pesca para conectarse a las herramientas de guaya.

Función: Se baja en el pozo y se detiene sobre el pescado, cuando sale a superficie la impresión queda en el plomo indicando el tamaño, forma y posición del tope del pez. Con esta información se determina el tipo de herramienta que se necesita para la operación de pesca y limpieza de obstrucciones.



CAJA CIEGA:

Definición: Es una pieza de acero sólido con un pin para conectarse a las herramientas de guaya.

Función: Es utilizada cuando se requiere golpear una herramienta ó un pedazo de metal para sacarlo fuera de la tubería, ó llevarlo hasta una posición que permita trabajar con mayor facilidad, también se emplea para cortar la línea en el nivel de la cabeza de guaya.



BOMBA HIDROSTÁTICA:

Definición: Es una herramienta cilíndrica hueca de 5’ de largo que en su parte superior posee un “pin” para conectarse a la herramientas básicas de guaya.

Funcionamiento: Cuando la herramienta desciende y golpea la obstrucción creando un diferencial de presión, la arena ó barro entran al cilindro previamente sellada para recuperar la muestra.

BOMBA DE ARENA “SAND BAILER”:

Definición: Es una herramienta cilíndrica hueca conformada por un pistón viajero que en su parte inferior posee un cheque y en su parte superior un “pin” para conectarse a la herramientas básicas de guaya.

Funcionamiento: Cuando la herramienta descansa sobre el puente de arena esta se cierra y el pistón abre dentro del cilindro succionando la arena, quedando de esta manera dentro del cilindro.



Tijera Tijera MecánicaMecánica

Cabeza de Cabeza de GuayaGuaya

Barra de Barra de PesoPeso

CortadCortadoror

CamariCamaritata

Toma Toma MuestrMuestr

aa

LocalizaLocalizador dor

Punta de Punta de TuberíaTubería



LIMPIEZAS DE OBSTRUCCIONES:

Estas se realizan con el propósito de eliminar todos los impedimentos que se encuentran acumulados en la tubería de producción durante la vida útil del pozo, para así lograr una mayor productividad del yacimiento.

Obstrucciones: Son obstáculos que impiden el libre paso de las herramientas, a través de la tubería al ser esta calibrada, interrumpiendo el funcionamiento normal del pozo.

Tipos de Obstrucciones: Arena, Escamas, Asfalto, Colapso y Tubería partidas.

LIMPIEZA DE ARENA:

Definición: Es una obstrucción que generalmente por su gran magnitud impide las operaciones normales del pozo y disminuye su cuota de producción..

Herramientas: - Toma muestra. - Bomba de arena “Sand Bailer”. - Bomba hidrostática. - Cepillo.

ACTIVIDADES REALIZADAS CON GUAYA


LIMPIEZA DE ESCAMA: Definición: Son aquellas acumulaciones de carbonatos de calcio que se fijan en las paredes de las tuberías creando una gran restricción en el pozo.

Herramientas: - Portador de química. - Cortador. - Camarita. - Cepillo. - Sampler Catcher

PORTADOR DE QUÍMICA “DUMP BAILER”:

Definición: Es una herramienta cilíndrica hueca que en su parte inferior posee un pistón de goma con dos sellos para retener el fluido. En su parte superior posee un “pin” para conectarse a la herramientas básicas de guaya.

Funcionamiento: Cuando la herramienta desciende y golpea la obstrucción corta el pasador y deposita el contenido de ácido para limpiar la obstrucción de escamas.

MANGAS:

Definición: Son dispositivos que forman parte de la tubería de producción, diseñados para establecer la comunicación entre el pozo y el yacimiento.

Herramientas Utilizadas:- Llave tipo B.- Llave selectiva.- Cortador/Calibrador



SEPARATION TOOL:

Definición: Es un equipo de producción que se instala en la tubería y en las mangas, se utiliza para aislar las zonas existentes por debajo de la cuál se instala y fluye el pozo de dicha manga a través de él.

PACK-OFF:

Definición: Es un accesorio de producción el cuál se instala en la sarta de producción del pozo, cuya función es aislar la comunicación existente entre la tubería de producción y el espacio anular, asegurando así la continuidad de la producción del pozo en cuestión.

LLAVE TIPO B: Definición: Es una herramienta cilíndrica conformada por un núcleo, un juego de cuña, 2 resortes los cuales están instalados paralelamente con un pasador.

LLAVE SELECTIVA:

Definición: Es una herramienta cilíndrica que posee 2 cuñas que se usan paralelamente al núcleo de la herramienta. En su constitución es parecida a la llave tipo B, con la diferencia de que tiene en la parte inferior, un sistema de localización que en forma selectiva le permite seleccionar la manga para su apertura.



Tipos de Actividades con Guaya Fina:

CalibraciónChequeo de fondoLimpieza general (obstrucciones, arena,

escamas, asfalto)TaponesMangasInstalación de Separation ToolInstalación de Pack offHerramientas de apertura generalLocalización de fugasPesca de guayaPesca de Herramientas y EquiposTrabajo de levantamiento por succiónToma de Registros de PresiónToma de Registros de Temperatura

Tipos de Actividades con Guaya Gruesa/Eléctrica:

Guaya Gruesa: Operaciones de Pesca. Operaciones de Suabeo.

Guaya Eléctrica: Bajada y asentamiento de

Empacaduras Permanentes. Operaciones de Cañoneo. Registros de Producción. Registros de Cementación. Registros de Saturación.

(Carbono/Oxigeno) Trabajo de levantamiento por succión. Bajada y asentamiento de Tapones

(Paraguas) Registros a Hoyo Desnudo.



Plataforma Portátil y Camión de Coiled Tubing

TRABAJOS MENORES(COILED TUBING)

TRABAJOS MENORES


Plataforma de agua – Gabarra de Coiled Tubing

TRABAJOS MENORES


Unidad Combinada “Coiled Tubing – Guaya”

TRABAJOS MENORES


TRABAJOS MENORES


Coiled Tubing

Unidad integrada que permite viajar dentro y fuera del hoyo con una Sarta Continua de Tubería, a altas velocidades y altas presiones. Consta principalmente de varios equipos de superficie potencialmente hidráulicos, los cuales pueden ser colocados en una plataforma portátil, camiones o en plataformas de agua (gabarras)

Equipos principales de superficie

Cabeza inyectora Carreto de tubería Válvulas de Seguridad (Stack BOP`s) Unidad de Potencia Hidráulica Consola de controles

Ventajas Generales:

No requiere tiempo de taladro Permite trabajar a través de

empacaduras de producción Circulación mientras se baja o se saca Trabaja en pozos con presión Menor tiempo de trabajo

TRABAJOS MENORES


APLICACIONES:

Limpieza de pozo: Limpieza de arena, remoción de parafina y sal, remoción de asfalteno

Estimulación de formación: Acificación, fracturamiento hidráulico asistido, inyección de inhibidores

Cementación: Forzamiento de cemento, tapones de abandono Control de arena: Empaque con grava convencional, empaque con grava

con cerámica, con resina. Perforación: Perforación de pozos verticales, direccionales, mecanismos de

jetting o con motor de fondo Completación: Colocación de un coiled tubing dentro de una tubería de

producción. Registros y cañoneo: Instalación de guaya eléctrica dentro del coiled

tubing, registros de producción, de cementación, de inspección de revestidor, cañoneo de zonas.

Pesca: Circulación y pesca simultánea, pesca con guaya, pesca con unidades hidráulicas (snubbing unit)

TRABAJOS MENORES


TRABAJOS MENORES (SNUBBING UNIT)

Procesos y ClasificaciónProcesos y Clasificación

RehabilitaciRehabilitacióónnSin TaladroSin Taladro

Con TaladroCon Taladro IntervenciIntervencióón n HidrHidrááulicaulica

Unidad HidrUnidad Hidrááulicaulica

ClasificaciClasificacióónn

150K;340K;460K;600K150K;340K;460K;600K

TRABAJOS MENORES


Descripción de una Unidad Hidráulica

Unidad Básica

TRABAJOS MENORES


Unidades Hidráulicas (Snubbing Unit):

DEFINICIÓN: Equipos involucrados en el proceso de meter o retirar tubulares, equipos, herramientas, dentro o fuera de un pozo con presión. En otras palabras, movimiento de la tubería en contra de la presión del pozo, debido a que la misma es mayor que el peso de la tubería

Clasificación de las Unidades Hidráulicas:

Unidades convencionalesUnidades hidráulicas asistida por el aparejo

Tipos de Unidades Hidráulicas

Unidades de “ayuda con perforador” (rig assist) o convencionales (perforador de fuerza motriz)

Unidades múltiple de cable de cilindro sencillo o múltiple de carrera larga Unidades de jack hidráulico de carrera corta (shortstroke) de cilindro sencillo o múltiple

TRABAJOS MENORES


Unidad Snubbing - Equipos

Montaje de cabeza estacionaria Montaje de cabeza móvil Sistema de cables Contrapesos Sistema de control de cuña Consola del perforador Consola de control de impide reventón Cuñas móviles Cuñas estacionarias Cabillas rotatorias Bloque de montaje del perforador Torre de sondeo Cable “snub” principal

Aplicaciones Snubbing Unit:

Limpieza mecánica / química Eliminación de comunicación I/R: BES, BCP, LAG y bombas de

subsuelo Reemplazar colgador en cabezal Operaciones de Pesca Asegurar o abandonar un pozo Reemplazo de sellos primarios y

secundarios Levantar cabezal Otros (Fresado, desplazamiento de

fluidos, etc)

TRABAJOS MENORES


Ventajas

Utiliza tubería de diámetro pequeño

Permite intervenir el pozo a través de la tubería con el pozo vivo

Reducción del daño a la formación

Puede trabajar con presión de 15000 lpc

Desventajas

Manejo tubo a tubo

Espacios físicas cubiertos limitados

Limitaciones con equipos auxiliares

Limitaciones para almacenamiento y retorno de fluidos

Desventajas de Seguridad Operacional

Personal labora en espacio limitado

Alto índice de riesgos en reacondicionamiento.

El equipo es vestido sobre el pozo

Mayor exposición del personal a las operaciones de altura

TRABAJOS MENORES


TIPOS DE TRABAJOS EN LOS POZOS

MENORES: OPERACIONES CON GUAYA. TRABAJOS CON COILED TUBING. TRABAJOS CON SNUBBING UNIT. MAQUINAS DE SERVICIO

MAYORES: REPARACIONES. REACONDICIONAMIENTOS.

TRABAJOS MAYORES/MENORES


TRABAJOS MAYORES: SE REFIERE A LOS TRABAJOS QUE SE REALIZAN UTILIZANDO EQUIPOS DE PERFORACIÓN / REPARACIÓN.

TRABAJOS MENORES: SE REFIERE A LOS TRABAJOS QUE SE REALIZAN , CON CUALQUIER OTRO EQUIPO DIFERENTE AL DE PERFORACIÓN / REPARACIÓN, GENERALMENTE CON BARCAZA O GABARRA DE COMPAÑÍA DE SERVICIO.

TRABAJOS ADICIONALES: SON AQUELLOS TRABAJOS QUE SE EFECTUAN DURANTE LA FASE PRODUCTIVA DEL POZO, CON LA FINALIDAD DE MANTENER O AUMENTAR LA EFICIENCIA DE PRODUCCIÓN.

RECOMPLETACIÓN: SON AQUELLOS TRABAJOS ADICIONALES QUE SE REALIZAN EN EL POZO, CON EL PROPOSITO DE INCLUIR UNO O VARIOS YACIMIENTOS .




Rehabilitación de Pozos

Es el conjunto de actividades que se ejecutan en pozos de petróleo, gas, agua o inyectores, para restablecer o mejorar su capacidad de producción / inyección.

Las operaciones de rehabilitación de pozos deben ser llevadas a cabo tomando en consideración los siguientes aspectos:

Cumplimiento con las regulaciones.

Seguridad.

Impacto al medio ambiente.

Respeto por una fuente natural de vital importancia.


Clasificación

REHABILITACIÓNREHABILITACIÓN

ReparacionesReparaciones

ReacondicionamientoReacondicionamiento

EstimulaciónEstimulación

AbandonoAbandono



La operación de rehabilitación de pozos de la industria petrolera, se ha dividido en 5 fases que corresponden a actividades técnicamente independientes, las cuales describen el proceso de rehabilitación de un pozo, desde que se inician los preparativos para la mudanza del taladro, hasta que se prueba satisfactoriamente el árbol de navidad o se asegura el pozo.

MudarMudar

HabilitarHabilitar

Evaluar YacimientoEvaluar Yacimiento

CompletarCompletar

AbandonarAbandonarFASEFASE



Fase Mudar (M)

Corresponde a las actividades que involucran el movimiento del equipo de perforación / rehabilitación desde un pozo o viceversa. Su inicio se presenta en cualquiera de las siguientes situaciones:

Si es desde un pozo, comienza al iniciarse la desvestida del equipo de perforación/ rehabilitación, después de probar el árbol de navidad satisfactoriamente y/ o se asegure el pozo.

Si la mudanza es desde un patio o dique nacional, comienza con el primer movimiento de carga.

Si la mudanza es desde un patio o dique del exterior, comienza con el primer movimiento de salida del puerto en Venezuela, después de realizados los tramites legales.



La Fase es finalizada en los siguientes casos:

Al iniciar la instalación de las líneas para controlar el pozo.

Cuando se entregue el equipo de perforación de acuerdo a las condiciones del contrato.

Esta fase comprende las siguientes etapas:

a.- Desvestir

b.- Transportar

c.- Vestir

d.- Mantenimiento



Fase Habilitar (H)

Son aquellas actividades que tienen como propósito preparar el pozo para restablecer o mejorar sus condiciones de operación. Se inicia con la instalación de líneas de control del pozo y finaliza al iniciar el armado del ensamblaje de la sarta de evaluación, completación o con el aseguramiento del pozo para mudar el equipo.


a.- Preparar el pozo (Pp)

b.- Trabajos programados (Tp)



Fase Evaluar el Yacimiento (E)

Son actividades relacionadas con las operaciones de evaluación de yacimientos.

Comienza en alguna de las siguientes situaciones:

Después de terminar la limpieza del revestidor.

Después de interrumpir la fase habilitar para realizar evaluación del hoyo abierto.


a.- Etapa Preparar el Pozo (PP)

b.- Etapa Evaluar (EV)


Rehabilitación de PozosFase Completar (C)

Esta fase corresponde a las actividades relacionadas con las operaciones de completación del pozo, incluyendo la bajada del liner ranurado. Comienza en algunas de las siguientes situaciones:

Después de terminada la operación de sacar la sarta de evaluación.

Al iniciar el cambio de fluido de rehabilitación por el fluido de completación.

Para el caso de completar con otro equipo o taladro, se inicia con los preparativos de acondicionamiento del pozo.

Termina cuando el pozo queda listo para fluir hasta la estación de flujo, una vez probado satisfactoriamente el árbol de navidad y/o se asegure el pozo.


Rehabilitación de PozosEsta fase comprende las siguientes etapas:

a.-Etapa Preparar Pozo (PP)

b.-Etapa Control de Arena (CA)

c.-Etapa Completar (EC)

Fase Abandonar (A)

Esta fase corresponde a las actividades relacionadas con las operaciones de abandono definitivo o temporal del pozo. Se inicia bajo dos condiciones:

Cuando se este trabajando en un pozo y se tome la decisión de abandonarlo.

Cuando es un abandono programado y se instalan las líneas de control del pozo.

Finaliza en ambos casos, cuando el pozo queda asegurado según normas y procedimientos de seguridad.


Reparación de Pozos

Son aquellas actividades tendientes a mejorar o restaurar la producción de crudo, después de cierto periodo inicial de producción, posterior a la completación del pozo. Estas incluyen entre otras, la instalación o cambio del forro ranurado, exclusión de arenas, reparación del revestidor de producción, recompletación o cambio de la zona productora.

Se define como candidato a reparación aquellos pozos inactivos o los que estando activos presentan bajo potencial y/ o alta producción de agua y/ o gas.



Para estudiar un candidato a reparación se debe contar con:

Las fichas del pozo.

Los gráficos de producción del pozo, tanto el histórico como el de prueba.

Una o varias secciones estratigráficas.

La producción de los pozos vecinos



Métodos de Levantamiento Artificial (Generalidades)

Bombeo Mecánico

Es el método de levantamiento artificial más utilizado en el mundo. Este método consiste en una bomba de subsuelo de acción reciprocante que es abastecida con energía producida a través de una sarta de cabillas.

El bombeo mecánico tiene su mayor aplicación en el ámbito mundial en la producción de crudos pesados y/o extrapesados, aunque también se usa en la producción de crudos medianos y livianos.


Reparación de Pozos UNIDAD DE BOMBEO

BARRA PULIDA

REVESTIDOR

CABEZAL

BOMBA DE SUBSUELO

TUBERIA DE PRODUCCIÓN

SARTAS DE CABILLAS

MOTOR

PRENSA ESTOPA

CRUCETA

GAS PRODUCIDO

POR ANULAR

ANCLA DE TUBERÍA

ANCLA DE GAS

Bomba de Subsuelo


Reparación de PozosLa eficiencia de este método se puede ver afectada por:

Cabillas rotas.

Rotura en los pines.

Bomba atascada.

Alta producción de gas.

Carta Dinagráfica

Las fases del ciclo de bombeo.

Las condiciones de los Equipos BMC.

Bombas de Subsuelo. Tubería de Producción.

Sarta de Cabillas.

Unidad de Superficie.

Carta Dinagráfica

Cargas en la barra pulida.

Torque en la caja reductora del balancín.

Potencia en la barra pulida.

Contrapeso requerido.


Reparación de PozosCambio de Bomba de Subsuelo

Este procedimiento establece la forma para realizar la operación de reemplazo de bomba de subsuelo en pozos donde se realicen servicios tanto de Workover como pulling.

a. Localización limpia (libre de monte o escombros)

b. La localización debe tener los ganchos de anclaje de los vientos, completos, descubiertos y libres de montones.

c. Motor de balancín con corriente eléctrica.

d. Freno del balancín en perfectas condiciones.

e. El sitio donde se coloca el personal para tomar la corriente debe encontrarse limpio y libre de humedad.

f. Balancín con escalera instalada.

Verificar las siguientes condiciones al entrar la maquina de pozo:


Reparación de PozosBombeo Electrosumergible (B.E.S)

El principio básico de este sistema constituye el uso de una bomba centrífuga de múltiples etapas, que transmite energía a los fluidos ubicados en el fondo del pozo en forma de presión a través de un motor eléctrico sumergible.

TRANSFORMADORCAJA DE VENTEO

TABLERO DE CONTROL



Factores que Afectan el Funcionamiento de un Equipo de B.E.S

Inestabilidad y/o Deficiencia del Suministro Eléctrico

Las perturbaciones en el voltaje, excesiva carga del sistema, pueden ocasionar daños a transformadores, controladores, cable de potencia y motor, entre otros. Por otra parte, el

bajo voltaje puede ocasionar el aumento de la temperatura, ocasionando fallas del motor.

Diseño y Manejo Inadecuado del Equipo

A la hora de realizar el diseño se debe tener cuidado con el espacio anular revestidor-equipo ya que este no solo limita el tamaño del motor y la bomba, sino también el tipo de cable de potencia y demás accesorios. Las perturbaciones en el voltaje pueden ser ocasionadas por el mal diseño, y el mal manejo de la bomba puede ocasionar doblez del eje. El cable puede sufrir daños mecánicos por el mal manejo durante la instalación y corrida dentro del pozo.


Reparación de Pozos Desgaste del Equipo

La carcasa del motor se puede deteriorar debido a la corrosión, provocando huecos en este permitiendo que el aceite del motor este en contacto con el fluido del pozo y ocasionando pérdida de presión en la bomba y por lo tanto falla en el conjunto motor-bomba-protector.

Desgaste de los aranceles inferiores del impulsor como consecuencia de que la bomba se encuentra operando en condiciones de empuje hacia abajo y desgaste de los aranceles superiores cuando la bomba opera por encima de su capacidad de diseño. La deposición de escamas, arena o parafina ocasiona taponamiento o cierre de las etapas junto con una pérdida de eficiencia de la bomba.



Temperatura

Además de la temperatura de fondo del pozo, existen otras causas que contribuyen a que un equipo opere a temperaturas muy altas:

Insuficiente refrigeración del motor debido a: equipo sobredimensionado, presencia de incrustaciones, alto porcentaje de gas libre, entre otros.

También ocurren altas temperaturas cuando el motor se coloca por debajo de las perforaciones.

Sobre carga del motor, debido a: operación a frecuencias mayores que la frecuencia máxima de aplicación, alto caudal o incremento sustancial en el corte de agua, operación de bombas con etapas muy desgastadas.

Factores adicionales como velocidad y viscosidad del fluido que circula alrededor de la parte exterior del motor pueden contribuir al incremento de temperatura.


Reparación de Pozos Producción de Gas

Dependiendo de la cantidad de gas libre, se puede presentar ciertos problemas como: Cavitacion, Gas lock, Surging, entre otros.

La presencia de gas libre genera deterioro de la curva de la bomba, lo que conlleva a la pérdida total o parcial del yacimiento.

Incrustaciones

Las incrustaciones pueden depositarse en los pórticos de la sección de admisión de fluidos o separador de gas. En la bomba, se va acumulando en el interior de las etapas, particularmente en las superficies de deslizamiento, entre los impulsores y difusores y también entre los cojinetes, restringiendo y, eventualmente, bloqueando el movimiento de las etapas de la bomba y del eje.



Análisis de las Cartas del AmperímetroUna de las herramientas más valiosas que se tienen para localizar fallas en el equipo de subsuelo es la carta de amperaje, tomadas durante el funcionamiento del equipo y registrada por el amperímetro, ubicadas a la vista en el tablero de control.

Esta carta indica el amperaje de entrada del motor y la toma mediante un transformador reductor acoplado al cable detrás del tablero.

Cambio de Bomba Electrosumergible

Recomendar una serie de procedimientos para realizar una actividad exitosa, basada en las mejores prácticas operacionales y minimizar los riesgos presentes al efectuar un servicio de reparación a pozos que se encuentran en producción por medio de bombas electrosumergibles (B.E.S)

Objetivo



Descripción de la Tarea

Sacar Tubería de Producción con Equipo B.E.S

Retirar Equipo Electrosumergible.

Armar Equipo Electrosumergible.

Bajar Equipo Electrosumergible con Tubería de Producción.

Bombeo de Cavidad Progresiva

Es un sistema de levantamiento artificial que utiliza como elemento principal una bomba de desplazamiento positivo del tipo rotativo para levantar los fluidos del pozo hasta la estación de flujo ubicada en superficie.



MOTOVARIADOR MECANICO

CABEZAL DE ROTACION

REVESTIDOR DE PRODUCCION

MOTOR ELECTRICO

ESTATOR

CRUCETA DE PRODUCCIÓN

CABILLAS

ROTOR

ACOPLES

ELASTOMERO

TUBERÏA DE PRODUCCIÖN

Factores que Afectan el Bombeo de Cavidad Progresiva.

1. Elastómero.

Abrasión.

Ataque químico.

Delaminación.

Arrastre de alta presión.

Presión excesiva por etapas.

Alta temperatura de operación.

Influencia mecánica.


Reparación de Pozos2. Rotor y Estator

Sustancias químicas.

Interferencia.

3. Pasador

4. Grapa

Peso de la sarta de cabillas junto con el estator.

Falta de ajuste a la barra pulida.

5. Cabezal Giratorio

Soporte del motor partido.

Recalentamiento en el freno.

Daño en caja de engranaje.

Daño en las poleas.



Cambio de Bomba de Cavidad Progresiva

Objetivo

Recomendar una serie de procedimientos los cuales están basados en las mejores practicas operacionales y en las experiencias de campo con la finalidad de garantizar una operación segura y exitosa.

Procedimiento de Campo Antes de comenzar con la actividad es necesario realizar un chequeo previo del pozo y de la localización para chequear ciertas condiciones:

Líneas eléctricas cercanas al equipo deben estar sin energía.

Retirar el cableado del motor.

Verificar condiciones de la localización. (Mencionadas en la actividad de mudanza del equipo)



Es un método que utiliza gas comprimido como fuente de energía para llevar los fluidos del yacimiento desde es fondo del pozo hasta la superficie, de allí que la consideración principal en su selección para producir un grupo de pozos petroleros, es la disponibilidad de una fuente de rentable de gas a alta presión.

Existen dos tipos de L.A.G, entre los cuales tenemos:

L.A.G Continuo

Se considera como una extensión del método de producción por flujo natural y consiste en complementar el gas de formación mediante la inyección continua del gas en la columna de fluido del pozo con el propósito de aligerarla para disminuir la presión fluyente en el fondo y generar el diferencial de presión requerido para que la arena productora aporte la tasa de producción deseada.

Oil

Piny

Levantamiento Artificial por Gas


Reparación de Pozos L.A.G Intermitente

Consiste en inyectar cíclica e instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción con el propósito de desplazar, hasta la superficie la columna o tapón de fluido que aporta la arena por encima del punto de inyección.

TAPON DE LIQUIDO

GAS COMPRIMIDO

PUNTO DE INYECCION


Reparación de PozosFallas mas comunes en el Sistema de L.A.G

1. En el suministro del gas utilizado para el levantamiento

Regulador ajustable de inyección del gas demasiado abierto.

Regulador ajustable de inyección de gas casi cerrado.

Presión de inyección baja.

Presión de inyección alta.

2. En el sistema de recolección de fluidos

Restricción en las válvulas.

Alta presión en el cabezal .

3. Dentro del pozo.

Hueco en la tubería.

Pozo circulando gas seco

Pozos que no aceptan gas de inyección

Pozos que fluyen intermitentemente.

Instalación bloqueada y no descargada.

Válvula abierta.

Pozos que producen arena


Reparación De Pozos

Estas fallas pueden ser detectadas a través de los siguientes recursos:

1. Registrador de dos plumas.

2. Registrador de presión del gas inyectado al pozo.

3. Pruebas de producción.

4. Detalles mecánicos.

5. Registros de presión-temperatura fluyente.

Cambio e Instalación de Válvula L.A.G

Su aplicación se inicia en la sección de Optimización de Producción donde se identifica el pozo candidato a cambio de válvulas, es decir, aquel que presenta pérdida de producción e inestabilidad de presiones, se diagnostica y elabora el rediseño para llevar a cabo el trabajo.


POTENCIAL DE PRODUCCIÓN:POTENCIAL DE PRODUCCIÓN:DEFINICIÓN: Es la capacidad máxima de producción estabilizada de petróleo de un pozo, medido de forma individual en la estación de flujo a condiciones óptimas de operación: Completación y Método de Producción.

GENERACIÓN DE POTENCIAL:GENERACIÓN DE POTENCIAL:DEFINICIÓN: Es la producción de petróleo adicional respecto al nivel base de potencial, obtenida a través de actividades de perforación, reacondicionamiento, estimulación.

Potencial después del trabajo > Potencial antes del trabajo, se contabiliza como GENERACIÓN.

MANTENIMIENTO DE POTENCIAL:MANTENIMIENTO DE POTENCIAL:DEFINICIÓN: Es la producción de petróleo que restaura el nivel base de potencial, a través de actividades de reacondicionamiento, reparaciones y estimulaciones.

Potencial después del trabajo = Potencial antes del trabajo, Potencial después del trabajo < Potencial antes del trabajo,

se declina el Potencial.



CONVERSIONES (INY/PROD) CAÑONEO/RECAÑONEO SIDE TRACK GRASS-ROOT RECOMPLETACIÓN TAPONES DE METAL

ABRIR/CERRAR/AISLAR ZONA APERT. POZOS INACTIVOS ACIDIFICACIÓN INY. DE GELES

PERMANENTE

TEMPORAL

REACONDICIONAMIENTO

TIPOS DE REACONDICIONAMIENTOS DE POZOS


RESTABLECER CONDICIONES MECÁNICAS DEL POZO (LIMPIEZAS, ELIMINAR COMUNICACIÓN,

CAMBIOS DE EMPAQUE CON GRAVA)

REPARACIÓN

QUÍMICAESTIMULACIÓN

INYECCIÓN DE BACTERIAS

ACIDIFICACIÓN

INYECCIÓN DE SURFACTANTE



ESTIMULACIÓN

I.A.VI.A.V + ADITIVO

QUÍMICA /MECÁNICA

INYECCIÓN DE SURFACTANTE INYECCIÓN DE BACTERIAS ACIDIFICACIÓN ACIDIFICACIÓN/FRACTURAS FRACT. HIDRÁULICO CAMBIO DE MÉT. (GL BES/BCP)

CONVENCIONAL SELECTIVA ANULAR



1. Conversión de productor a inyector: Es convertir un pozo productor en pozo inyector. Cuando en un yacimiento se entre en la etapa de la recuperación suplementaria se requieren pozos inyectores para inyectar los fluidos seleccionados (gas, agua, nitrógeno, etc.) que van a restaurar parte de la energía consumida durante el período de producción primaria. Esos inyectores pueden ser obtenidos de la perforación de pozos o también a través de la conversión de productores que ya están agotados o invadidos por agua o gas. Esta clase de rehabilitación se aplica en los casos siguientes:

Conversión de un pozo productor a inyector en proyectos de recuperación suplementaria.

Conversión de un pozo productor a inyector en proyectos para desechar efluentes petroleros.

TIPOS DE REACONDICIONAMIENTO



Ventajas:

La recompletación es una opción más económica que la perforación de un pozo nuevo.

Desventajas:

Tiene una vida útil más corta que un pozo perforado debido a las óptimas condiciones de los revestidores de un pozo nuevo.

En las siguientes figuras se presenta el esquema de la conversión de un pozo productor, invadido por agua, a inyector de agua. En los trabajos de conversión fueron abandonadas, mediante cementación forzada, las tres zonas superiores donde no estaba programada la inyección de fluidos.



2. Recompletaciones: Es abandonar el presente yacimiento no productivo y recompletarlo en otro económicamente atractivo. Una de las prácticas de completación de pozos con varios horizontes petrolíferos es completarlos y producirlos inicialmente en el yacimiento mas profundo, y una vez que se llegue al límite económico de producción recompletarlo en otro horizonte petrolífero. Este tipo de trabajo requiere la utilización de taladros debido a que generalmente está asociado con actividades muy exigentes como la inyección de cemento, destrucción de empacaduras permanentes con herramientas que requieren ser rotadas.

Los reacondicionamientos de este tipo se aplican cuando el yacimiento: Llega a su límite económico. No puede ser puesto a producción por presencia de un pescado irrecuperable.



3. Desviación larga (sidetrack): La desviación larga o sidetrack es un tipo de reacondicionamientos que consiste en abandonar el hueco original del pozo y perforar uno nuevo desviado a través de una ventana superficial en el revestidor. Estos reacondicionamientos tienen las siguientes aplicaciones: En pozos donde no puede ser recuperada la sarta de completación para llevar a cabo los trabajos programados en el hoyo original Intencionalmente en pozos con una gran cantidad de empacaduras permanentes, donde el análisis económico favorece a la desviación larga comparada con la opción de recuperar la completación y realizar los trabajos en el hueco original.

Las siguientes figuras muestran un pozo donde fue imposible recuperar la completación y por tal razón se decidió llevar a cabo una desviación larga.



4. Desviación corta (ventana): La desviación corta o ventana es un tipo de reacondicionamiento que consiste en abandonar el hueco original del pozo y perforar uno nuevo desviado a través de una ventana debajo del revestidor de producción. Generalmente los pozos sometidos a estos trabajos son completados con un forro ranurado empacado con grava. Estos reacondicinamientos son aplicados:Para reemplazar el foro que está dañadoCuando hay pescado dentro del forro que esta afectando la producción Cuando el forro no esta dañado, pero requiere ser reemplazado y empacado con grava para inyectar el pozo con vapor.

En la figura seis (6) se representa un pozo completado originalmente con un forro ranurado sin grava y que fue reacondicionado mediante una desviación corta. La completación se hizo con un forro ranurado empacado con grava en un nuevo hoyo ampliado.



Reacondicionamiento de un pozo originalmente programado como desviación corta, pero al recuperar todo el forro viejo no hubo necesidad de perforar el nuevo hoyo desviado.

Pozo programado para una desviación corta por debajo de la zapata del revestidor, pero al no poderse recuperar el forro viejo fue completado a través de una ventana abierta arriba de la zapata del revestidor.



5. Aislamiento de zonas productoras: Estos trabajos de reacondicionamiento consisten en separar mediante empacaduras, las diferentes zonas productivas que han estado produciendo juntas desde la completación original.

Estos nos permiten supervisar y controlar el comportamiento individual de cada zona para mejorar el proceso de explotación del yacimiento.Estos trabajos pueden ser aplicados en pozos completados con una sola empacadura en el tope de los intervalos. Las diferentes arenas son generalmente separadas mecánicamente, con empacaduras.

En las siguientes figuras se presentan los trabajos de aislamiento de zonas en un pozo que había sido completado originalmente con todos los intervalos atractivos abiertos a producción



6. Grass root: Es abandonar el pozo original y perforar un nuevo hoyo desviado hasta la profundidad total. Este tipo de reacondicionamiento puede ser catalogado como una desviación larga.

La diferencia básica entre ellos es que en el Grass-root el pozo es completado con un revestidor del mismo diámetro que el original. Mientras que en la Desviación larga el pozo tiene que ser completado con un revestidor de menor diámetro que el original. Para poder hacer un Grass-root es requisito indispensable que el revestidor de producción no esté cementado hasta la superficie.

Este tipo de reacondicionamiento se aplica en los pozos someros donde: El revestidor de producción esta muy deteriorado No puede ser recuperado un pescado del pozo

Esquema de un pozo donde hubo que realizar un Grass-root debido a que tenía un pescado irrecuperable en el forro ranurado



7. Cañoneo: Es un tipo de reacondicionamiento que consiste en perforar con cañones el revestidor de producción en intervalos evaluados como atractivos. Entre las principales aplicaciones de esta clase de reacondicionamiento tenemos:

Cuando se requiere abrir a producción un nuevo intervaloEn pozos donde se estime que exista daño a la formaciónCuando se sospecha que el pozo fue cañoneado fuera de zona

8. Tapones de cemento: Estos tienen múltiples aplicaciones de las actividades petroleras: controlar pérdidas de circulación durante la perforación del hoyo; asentar las herramientas de desviación en la perforación direccional controlada; abandonar los pozos y aislar zonas inferiores para sacarlas permanentemente de producción por problemas de alta producción de agua o gas. Estos trabajos pueden ser realizados con Taladros, con el Coiled Tubing o con un equipo con guaya eléctrica. El empleo generalizado de este método es para aislar intervalos inferiores que tienen:

Alta producción de agua o gas.Alta presión que pueda estar causando flujo cruzado hacia otros intervalos.



Análisis Económico

Es uno de los factores más importantes e influyentes en la elaboración de una propuesta de subsuelo, ya que por medio de este, se determinan y se calculan todos los gastos producidos en un trabajo de reparación.

Indicadores Económicos

Valor Presente Neto (VPN)

Tasa Interna de Retorno(TIR)

Eficiencia de la Inversión(EI)

Tiempo de Pago.


Problemas que se presentan en pozos productores e inyectores


PROBLEMAS QUE PRESENTAN LOS POZOS

PRODUCTORES:

BAJA TASA DE PRODUCCIÓN.ALTA PRODUCCIÓN DE AGUA.ALTA PRODUCCION DE GAS.PROBLEMAS MECÁNICOS.

INYECTORES:

BAJA TASA DE INYECCIÓN.PROBLEMAS MECÁNICOS.

¿Como detectar el problema que presentan los Pozos?

Pruebas de Producción (Utilizar las ultimas 5 Pruebas)

Fecha Qbruto Qneto RGPform RGPtotal %AyS Reductor API THP CHP EDO PLF Psep

Según el Método de Producción, se debe adicionarSegún el Método de Producción, se debe adicionar : :Bombeo Mecánico:Stroke/Min.Gas Lift: Volumen de Gas Inyectado, Presión de Inyección, etc.Gas Lift (Intermitente): Tiempo del Ciclo de llene para cada Pozo, Volumen de Gas Inyectado, Presión de Inyección, etc.BCP: Stroke/min,FrecuenciaBES: Frecuencia, Voltaje y Amperaje



Pruebas de Producción (Utilizar las ultimas 5 Pruebas)

Fecha Qbruto Qneto RGPform RGPtotal %AyS Reductor API THP CHP EDO PLF Psep

Disminución de la Tasa: Qbruto ,Qneto disminuyen y el resto de los parámetros se mantienen constantes.

Problema de Alta Producción de Agua: Qbruto se mantiene, Qneto disminuye y el % AyS aumenta; el resto de los parámetros se mantienen constantes.

Problema de Alta Producción de Gas: Qbruto se disminuye un poco, Qneto disminuye y la RGP aumenta; el resto de los parámetros se mantienen constantes.

Problema Mecánicos: La comunicación se detecta comparando las presiones THP con CHP, el resto de los parámetros se mantienen constantes.



ANALISIS DE PROBLEMAS EN POZOS

METODOLOGIA A UTILIZAR:

DETECCIÓN DEL PROBLEMA.

DETERMINAR ELEMENTO CAUSAL DEL PROBLEMA.

SOLUCIÓN DEL PROBLEMA.



ANALISIS DE PROBLEMAS DE POZOS

CON BAJA

PRODUCCION / INYECCION

TASA DE


Q

t

Pruebas de Producción

IDENTIFICACIÓN

Cambio de declinación.

Declinación normal del pozo.

Declinación del pozo luego que baja la tasa de producción.

Q pozo actual << Q pozo declinación normal

x

xx

xx

x x x

xx x

xx

xx

x

x

BAJA TASA DE PRODUCCIÓN


AMBIENTES DE ANÁLISIS

YACIMIENTO

ESTACIÓN DE FLUJO

LÍNEA DE FLUJO

LÍNEA DE L.A.G. o ELÉCTRICA

POZO

SUPERFICIE



YACIMIENTO

SECUENCIA DE ANÁLISIS

POZO

SUPERFICIE



AMBIENTE SUPERFICIE Disminución en el IP

y/oAceleración en la

Declinación

Alta presión de separación

Línea de flujo rota

Línea de flujo compartida

Línea de flujo

obstruida

Problemas con el volumen de gas inyectado

Problemas de voltaje,

frecuencia, etc.

Otros (cabezal de producción)



AMBIENTE SUPERFICIEAMBIENTE SUPERFICIE

Trabajo a realizarTrabajo a realizarDiagnósticoDiagnóstico

Mediante medidas en Mediante medidas en superficie:superficie:

THPTHP

PLFPLF

CHPCHP

PsepPsep

Panel de controlPanel de control

Etc,Etc,

CausasCausas

Repetir prueba con P de Repetir prueba con P de

Separación óptima y Calibrar Separación óptima y Calibrar

el separador.el separador.

Alta presión de Alta presión de separación.separación.

Otros (cabezal de Otros (cabezal de producción).producción).

Corregir falla, fuga, etc.Corregir falla, fuga, etc.

Línea de flujo rota.Línea de flujo rota. Reparar o reemplazar tubería.Reparar o reemplazar tubería.

Línea de flujo obstruida Línea de flujo obstruida (esca-mas, asfáltenos, (esca-mas, asfáltenos, parafina, finos).parafina, finos).

Limpiar línea obstruida.Limpiar línea obstruida.

Línea de flujo compartida (con-Línea de flujo compartida (con-trapresión). trapresión).

Individualizar líneas.Individualizar líneas.

Problemas con el volumen Problemas con el volumen de gas inyectado (LAG).de gas inyectado (LAG).

Repetir prueba con volumen Repetir prueba con volumen de gas óptimo.de gas óptimo.

Problemas de voltaje, Problemas de voltaje, frecuencia, etc. (B.E.S).frecuencia, etc. (B.E.S).

Repetir prueba con Repetir prueba con condiciones óptimas.condiciones óptimas.



AMBIENTE POZO Disminución en el IPy/o

Aceleración en la Declinación

Problemas con la sarta de

producción

Obstrucción de la sarta de producción

Tubería colapsada

Pescado

Bombeo mecánico

B. E. S.

L. A. G.

Deficiencias en el método de

levantamiento artificial

B. C. P.

Cabillas rotas, bomba atascada, desgaste

Cable dañado, motor da-ñado, problema en

bomba

Válvula descalibrada, atascada, obstruida o

rota

Cabilla o rotor partido, des-gaste, elastómero

dañado

Comunicación mecánica

Empacadura

desasentada

Hueco en la tubería

Manga dañada



1. PROBLEMAS CON LA SARTA DE PRODUCCIÓN.

Trabajo a realizarTrabajo a realizar

MEDIANTE OPERACIONES MEDIANTE OPERACIONES CON GUAYA:CON GUAYA:

•Verificación de fondo.Verificación de fondo.

•Calibración de tubería.Calibración de tubería.

•Camarita impresión.Camarita impresión.

•Toma de muestra.Toma de muestra.

•Prueba de tubería.Prueba de tubería.

•Banderola.Banderola.

•Etc.Etc.

CausasCausas

Limpieza con Coiled Tubing Limpieza con Coiled Tubing y Química.y Química.

Obstrucción de la sarta de Obstrucción de la sarta de producción (escamas, producción (escamas, parafi-na, finos, asfáltenos, parafi-na, finos, asfáltenos, etc.).etc.).

Tubería colapsada / rota.Tubería colapsada / rota. Taladro (sacar Taladro (sacar completación).completación).

Pescado. Pescado. Operación de pesca con Operación de pesca con guaya. Eventualmente Taladro.guaya. Eventualmente Taladro.

DiagnósticoDiagnóstico

AMBIENTE POZO



2. DEFICIENCIAS EN EL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL


Prueba con carta dinagráfica. Máquina de Servicio (Cabi-llero, Chivito).

Bombeo mecánico:

Cabillas rotas.

Bomba atascada.

Desgaste, etc.

CausasCausas

L. A. G.

•Válvula descalibrada.

•Válvula atascada u obstruida.

•Válvula rota.

Operación con guaya (recu-perar válvula y bajar válvula calibrada).

Operaciones con guaya.

Registros de presión y tem-peratura fluyente.

Otros (discos de superficie).

Taladro. Sacar completación y equipo. Corregir y bajar equipo y completación.

B. E. S.

Cable dañado.

Motor dañado.

Bomba atascada, obs-truida, desgastada, etc.

Otros.

Examen del panel de control de superficie





Análisis de amperaje, voltaje, frecuencia (HZ), etc.

Prueba con Carta Dinagráfica.

Máquina de Servicio (Cabi-llero, Chivito).

Bomba de Cavidad Progresiva:

• Cabilla o rotor partido.

• Elastómero (endurecido, expandido, rasgado, etc.)

• Desgaste del rotor.

CausasCausas DiagnósticoDiagnóstico

2. DEFICIENCIAS EN EL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL



3.- COMUNICACIÓN MECÁNICA


Operaciones con guaya:

Prueba de tubería.

Banderola.

Etc.

Taladro. Sacar completación y reparar avería.

Empacadura desasentada.


Manga dañada / rota.

CausasCausas DiagnóstiDiagnósticoco



Interacciones Fluido-

Fluido

Precipitados Inorgánicos

Precipitados Orgánicos

AMBIENTE YACIMIENTO Disminución en el IP

y/oAceleración en la Declinación

Restricción alrededor del

pozo debido a:

Daño Pseudo-Daño

Fenómenos Interfaciales

Bloqueo por Emulsiones

Bloqueo por Agua

Inversión de la

Mojabilidad

Interacciones Roca-Fluido

Migración/Taponamiento por finos

Migración/Taponamiento por arena



GENERALIDADES DE DAÑO

Control de aguaDiluciónControl de emulsionesInyección de vapor

Pozos horizontalesFracturamiento

EstimulacionesFracturamiento

RecañoneoPozo desviado

Que es el Daño de Formación?Que es el Daño de Formación?Que es el Daño de Formación?Que es el Daño de Formación?

Cualquier restricción al flujo de fluidos que distorsiona las líneas de flujo desde el yacimiento hacía el pozo. Disminuye significativamente la productividad del pozo y ocasiona una caída de presión adicional en las cercanías del mismo.

])([

)(08,7

SrwreLnoo

PwfPehKq

FracturamientoEstimulación ácidaCambios de mojabilidad



El daño de formación es definido como una reducción en la movilidad efectiva del hidrocarburo en la región cercana al pozo

Daño de formación en pozos verticales por Hawkins:

1 -

rwrd

LnKdK

Sd 1 -

rwrd

LnKdK

Sd

Donde:Sd= Factor Skin, derivado de prueba especiales de presión K = Permeabilidad Zona Virgen (md)Kd = Permeabilidad Zona de Daño (md)rd = Radio del daño (pulgs)rw = Radio del pozo (pulgs)



Factor de daño considerando el sistema geométrico



Pseudo - DañoPseudo - DañoAMBIENTE YACIMIENTO


Altos valores del Factor de Altos valores del Factor de Daño (S>>10) de las Daño (S>>10) de las Pruebas de Pozos.Pruebas de Pozos.

Análisis Nodal.Análisis Nodal.

Simulación Numérica de Simulación Numérica de Yaci-mientos.Yaci-mientos.

Cañoneo y Recañoneo.Cañoneo y Recañoneo.

Profundizar el pozo en el Profundizar el pozo en el caso de penetración caso de penetración parcial.parcial.

Pseudo-daño..

• Penetración parcial.Penetración parcial.

• Cañoneo parcial.Cañoneo parcial.

• Diseño inadecuado Diseño inadecuado del cañoneo.del cañoneo.

CausaCausa DiagnósticoDiagnóstico




Control de la tasa de producción (Tasa óptima).

Empaque con grava a Hueco Abierto (OHGP).

Empaque con grava a Hueco Entubado.

Uso en general de Rejillas Ranuradas/Pre-empacadas.

Consolidación química (resi-nas).

Pozos completados en formaciones someras no consolidadas (Mioceno).

Abrasión severa en los equipos de subsuelo y superficie (Niples, Mangas, Botellas, Reductores, Bomba de subsuelo, Líneas de Flujo y Separadores).

Muestras tomadas con guaya durante verificaciones de fondo.

Taponamiento de intervalos cañoneados y/o del reductor.

Caracterización de tamaño de grano mediante análisis de núcleos.

CausaCausa

Interacciones Roca-Interacciones Roca-FluidoFluido

1.- Migración/Taponamiento por arena.





Control de la tasa de producción (Tasa óptima).

Estabilizadores para arcillas o finos:

Tratamientos cáusticos (Hi-dróxido de Potasio).

Tratamientos ácidos (HF, mud-acid).

Inhibidores para evitar hincha-miento de la Montmorillonita (Polímeros).

Otros Aditivos (Inhibidores de corrosión, Estabilizadores de hierro)

Pozos completados en el Eoceno.

Muestras localizadas en el pozo (Fondo del hoyo, Niples, Mangas, Botellas) y en los equipos de superficie (Reductores, Separadores).

Alto porcentaje de sedimentos en las muestras de los pozos.

Formaciones con tamaño promedio de grano entre 2 y 40 micrones.

Caracterización de arcillas mediante análisis de núcleos, muestras de canal y registros GR espectral (Caolinita, Ilita).

CausaCausa

Interacciones Roca-Interacciones Roca-Fluido Fluido

2.- Migración/Taponamiento por finos.





Ácido Clorhídrico (Carbonatos/Areniscas).

Ácido Fluorhídrico (Areniscas).

Mud - Acid (Areniscas).

Ácido Acético.

Ácido Fórmico (Altas Temperaturas).

Ácido Fórmico-Clorhídrico (Altas Temperaturas).

Ácido Sulfámico y Cloroacé-tico (Bajas Temperaturas).

Ácidos Alcohólicos (Yacimientos de Gas).

Análisis físico - químico del agua de formación (Índice incrustante de Stiff-Davis, Langelier, etc).

Muestras localizadas en el pozo (Fondo del hoyo, Niples, Mangas, Botellas).

Precipitación de escamas en los equipos de superficie.

Taponamiento en la caja de reductor.

Taponamiento de intervalos cañoneados.

CausaCausa

Interacciones Fluido-FluidoInteracciones Fluido-Fluido

1.- Precipitados inorgánicos.





Indispensable pruebas de compatibilidad con el fluido de formación.

Asfaltenos: solventes aromá-ticos (Xileno)

Parafinas: solventes parafí-nicos (Tolueno); gasoil caliente con aditivos químicos como detergentes de parafina, dispersantes o inhibidores.

Análisis (laboratorio) de depósitos orgánicos (S.A.R.A)

Análisis físico - químico del Hidrocarburo.


Obstrucción en la línea de flujo y/o en el pozo.

Muestras tomadas con guaya durante verificaciones de fondo.

Aumentos anormales en la Relación Gas - Petróleo (RGP).

CausaCausa

Interacciones Fluido-Interacciones Fluido-FluidoFluido

2.- Precipitados orgánicos.





Uso de desemulsificantes.

Uso de agentes antiespu-mantes como sales de Aluminio de ácidos grasos o alcoholes grasos (evitando espumas estables por acción del gas de formación).

Uso de solventes mutuos.

Inestabilidad en el corte de agua y sedimentos (alto).

Disminución e inestabilidad en los valores de gravedad API.

Análisis de Laboratorio de las muestras de crudo

Frecuente en pozos perforados con lodos de emulsión inversa o en pozos rehabilitados con fluidos inadecuados.

Producción de finos de arcillas (Caolinitas o Ilitas) aceleran el proceso de formación de emulsiones.

CausaCausa

Fenómenos interfacialesFenómenos interfaciales

1.- Bloqueo por emulsiones.





Uso de geles.

Uso de surfactantes.

Uso de ácidos alcohólicos (Pozos de Gas).

Dejar a producción el pozo, hasta que el agua sea producida.

Trabajo previo inadecuado en el pozo.

Incremento repentino del corte de agua.

Ausencia total de producción de petróleo.

CausaCausa

Fenómenos interfaciales

2.- Bloqueo por agua.




Uso de geles.

Agentes Surfactantes.

Pozos con alto corte de agua.

Frecuente en pozos perforados con lodos de emulsión inversa

CausaCausa

Inversión de la MojabilidadInversión de la Mojabilidad

Inversión de la mojabilidad.



AMBIENTES DE ANÁLISIS

POZO

SUPERFICIE

YACIMIENTO

PLANTA DE INYECCIÓN

LÍNEA DE FLUJO

Pdesc.Pcabezal

BAJA TASA DE INYECCIÓN


YACIMIENTO

SECUENCIA DE ANÁLISIS

POZO

SUPERFICIE



AMBIENTE SUPERFICIE

Disminución en la Tasa de Inyección

Baja presión de descarga

Línea de inyección

rota

Línea de inyección obstruida



AMBIENTE SUPERFICIEAMBIENTE SUPERFICIE


Mediante medidas en superficie:

•Presión de descarga.

•Presión de cabezal.

•Etc.

CausasCausas

Corregir avería.Problemas en plantas (baja presión de descarga).

Línea de inyección rota. Reparar / Instalar nueva línea.

Línea de inyección obstruida.

Realizar limpieza química.




AMBIENTE POZO


Problemas con la sarta de

inyección

Obstrucción de la sarta de inyección

Tubería colapsada /

rota

Pescado

Empacadura desasentada

Hueco en la tubería

Manga dañada

Comunicación mecánica

BAJA TASA DE INYECCIÓNBAJA TASA DE INYECCIÓN


PROBLEMAS CON LA SARTA DE INYECCIÓN.


MEDIANTE OPERACIONES CON GUAYA:

•Verificación de fondo.

•Calibración de tubería.

•Camarita impresión.

•Toma de muestra.

•Prueba de tubería.

•Banderola.

•Etc.

CausasCausas

Limpieza con Coiled Tubing y Química.

Obstrucción de la sarta de inyección (escamas, etc.).

Tubería colapsada / rota. Taladro (sacar completación).

Pescado. Operación de pesca con guaya. Eventualmente Taladro.




AMBIENTE POZOAMBIENTE POZO

COMUNICACIÓN MECÁNICA


Operaciones con guaya:

Prueba de tubería.

Banderola.

Etc.

Taladro. Sacar completación y reparar avería.

Empacadura desasentada.


Manga dañada / rota.

CausasCausas DiagnósticoDiagnóstico



•Penetración parcial

•Cañoneo parcial

•Diseño inadecuado del cañoneo

AMBIENTE YACIMIENTO


Restricción alrededor del

pozo debido a:

Daño Pseudo-Daño

•Migración/Taponamiento por arena

•Migración/Taponamiento por finos

•Precipitados inorgánicos



Pseudo - DañoPseudo - Daño

AMBIENTE YACIMIENTO


Altos valores del Factor de Daño (S>>10) de las Pruebas de Pozos.

Análisis Nodal.

Simulación Numérica de Yaci-mientos.

Cañoneo y Recañoneo.

Profundizar el pozo en el caso de penetración parcial.

Pseudo-daño.

• Penetración parcial.

• Cañoneo parcial.

• Diseño inadecuado del cañoneo.

CausaCausa DiagnósticDiagnósticoo



Interacciones Roca-Interacciones Roca-FluidoFluido

AMBIENTE YACIMIENTO

Trabajo a realizarTrabajo a realizar Control de la tasa de

inyección (Tasa óptima).

Consolidación química (resi-nas).


Caracterización de tamaño de grano mediante análisis de núcleos.

Pozos completados en formaciones someras no consolidadas (Mioceno).

CausaCausa

1.- Migración/Taponamiento por arena.




Interacciones Roca-Interacciones Roca-Fluido Fluido

AMBIENTE YACIMIENTO


Control de la tasa de inyección (Tasa óptima).

Estabilizadores para arcillas o finos:

Tratamientos cáusticos (Hi-dróxido de Potasio).

Tratamientos ácidos (HF, mud-acid).

Inhibidores para evitar hincha-miento de la Monmorillonita (Polímetros).

Otros Aditivos (Inhibidores de corrosión, Estabilizadores de hierro)

Pozos completados en el Eoceno.

Formaciones con tamaño promedio de grano entre 2 y 40 micrones.

Caracterización de arcillas mediante análisis de núcleos, muestras de canal y registros GR espectral.

CausaCausa

2.- Migración/Taponamiento por finos.




Interacciones Fluido-FluidoInteracciones Fluido-Fluido

AMBIENTE YACIMIENTO

Trabajo a realizarTrabajo a realizar Ácido Clorhídrico

(Carbonatos/Areniscas).

Ácido Fluorhídrico (Areniscas).

Mud - Acid (Areniscas).

Ácido Acético.

Ácido Fórmico (Altas Temperaturas).

Ácido Fórmico-Clorhídrico (Altas Temperaturas).

Ácido Sulfámico y Cloroacé-tico (Bajas Temperaturas).

Ácidos Alcohólicos (Yacimientos de Gas).


Precipitación de escamas en núcleos.


Análisis físico - químico del agua de formación (Índice de Stiff-Davis).

Análisis (Laboratorio) de depósitos inorgánicos.

CausaCausa

1.- Precipitados inorgánicos.



Como decidir un reacondicionamiento y/o reparación

1.Historia del pozo

a.Completación inicial

b.Historia de presión/producción. Tendencias (qw, RGP, qo, P)

c.Historia de reacondicionamientos, reparaciones, estimulaciones y servicios

2. Comportamiento de pozos vecinosCompararExperiencia de reacondicionamientos. Problemas mecánicos en lugar de yacimientos?


3. Datos de Geología y Registros

• Localización del pozo

• Es necesario como punto de drenaje del yacimiento?

• Mapa de isopropiedades (f, So, K, etc)

• Núcleos

• Puede definir CAP o CGP?



4. Estudios especiales y diagnósticos

a. Revisar mapas (estructurales, isobáricos, isópacos)

b. Realizar secciones estructurales y estratigráficas

c. Estudio de Presión y Temperatura del yacimiento

d. Decidir uso de guaya fina (taponamiento)

e. Diagnóstico de pruebas de pozos (restauración, inyección y curvas de declinación)

f. Posible comunicación del hoyo (fallas mecánicas)

g. Examinar nivel de fluido y cartas dinagráficas en pozos de B.M.

h. Examinar operación de la válvula en pozos de LAG

i. Prueba de producción en pozo cerrado por largo tiempo

j. Muestra y análisis de agua (Diagramas de Stiff-Ternarios)

k. Historia de corrosión de las tuberías



5. Análisis Económico

a.Ingreso, aumento de productividad y rentabilidad

b.Otros factores (Seguridad-Pozo-Yacimiento). Obligaciones de arrendamiento (el análisis económico no lo justifique)

6. Consideraciones del yacimientoRecuperación finalMecanismo de empujePosición estructural relativaProductividad actual y permitidaPosible recuperación por pozos vecinosCambios potenciales debido a proyectos de recuperación secundaria en el yacimiento


presentación workover a pozos

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