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Reparación del pozo productor IRO-A-44-H:Us UN Ecuador – Bloques 16 & 67 (Ingeniería de Producción - Completación)

Resumen En el pozo productor IRO-A-44-H:Us se presentó una pérdida de integridad en la completación de fondo, lo que ocasionó una comunicación y producción de dos diferentes reservorios. El BSW incrementó al 100% y se perdió el aporte de crudo.

Un análisis a detalle permitió identificar que la corrosión interna asociada al fluido producido generó la comunicación del reservorio productor U superior con la formación M1 a través del liner de 7”.

Los departamentos de Workover – Completación conjuntamente con Ingeniería de Producción (Repsol), Completaciones (Schlumberger & Baker Hughes), Levantamiento Artificial (Baker Hughes), diseñaron una nueva completación con el objetivo de aislar la comunicación de reservorios, recuperar la producción y proteger al ensamblaje de producción del fluido altamente corrosivo mediante la inyección de químico en el fondo del pozo.

Introducción De acuerdo a las características de los reservorios productores en Repsol Ecuador, el sistema de levantamiento artificial más adecuado para maximizar la producción y la rentabilidad de la operación es el bombeo electro sumergible (BES).

En el pozo IRO-A-44-H:Us se tenía instalado un sistema tradicional BES. Esta completación no permite realizar la inyección de químico bajo el equipo BES, por lo tanto el casing de 7” estuvo expuesto al fluido altamente corrosivo desde el arranque del pozo.

La integridad del pozo se vio comprometida por la naturaleza corrosiva del fluido y una deficiente cementación primaria. Esta pérdida de integridad del pozo generó la comunicación de los reservorios U Superior (reservorio productor) con el reservorio M1.

Es importante mencionar que es el primer pozo identificado dentro del bloque 16 & 67 que produce un fluido tan agresivo y genera corrosión interna en la completación inicial (casing / liner).

Producción histórica y soluciones primarias. El fluido producido por el reservorio U superior está caracterizado por una alta salinidad (75,000 – 85,000 ppm NaCl).

En Julio de 2015, se presenta un incremento súbito en la presión de fondo, fluido y corte de agua de 88% a 100%. La salinidad del fluido producido disminuye a 20,000 ppm, lo cual confirma la comunicación del reservorio productor U superior con el reservorio M1.

En la figura 1 se presenta el diagrama y la distribución de la completación original del pozo.

Artículo

Figura 1.Completación inicial IRO-A-44-H:Us.

1J OINTS 41/2"E UE

XOVE R 31/2"X 41/2"E UE133/8"CSGSHOE@530FTMD,530FTTVDINCL:0.15°,AZIMUTH213°

Tubing31/2"OD.9.3#,N-80,8RD,EueTOSURFACE

NO-GO31/2"X 2.75"E UE

1S TAND31/2"E UE

J OINTS 31/2"E UE

31/2"EUE,HANDLINGSUB

TOPNIPPLEPROFILE31/2"NV,SEALBORE2.81"Pumptools3.5"EUE“Y-Tool”x27/8"By-Passwith2.75"BlankingPlug

C E NTR IL IF T D IS C HAR GE /MODE L : GPDIS C HAR GE 3½"E UE 8R D

C E NTR IL IF T PUMP C E NTUR ION:P 47/124S TGS ,S E R IE 538

INTAK E /MODE L : GP INTAR H6

S E AL S E C T IONGSB3LTGH6PFSABHL/GSB3UTGH6PFSABHL

C E NTR IL IF T MOTOR KMHG/418HP /2070V/123AMP

C E NTR IL IF T C E NT INE L S E NS OR @+/-8,188ftMD/7,713ftTVD

DUMMYNECK

RE-ENTRYGUIDE27/8"VAM-FJL

7" Liner Top @ 8368 FT MD, 7855 FT TVDINCL: 38 °; AZIMUTH: 207°

95/8"CASINGSHOE@8522FTMD,7976FTTVDINCL:38°;AZIMUTH207°

TOP ZXP PACKERLiner ranurado de 5”, 18 lbs/ft, HDL

ReservorioM1a8,500ft

La tendencia química del fluido producido es no incrustante y corrosiva como se puede observar el análisis realizado al perfil de presiones y temperaturas del pozo. Los resultados se resumen en la tabla 1:

Perfil Resultadostendencia Velocidaddecorrosión

Reservorio–IntakeBES

Velocidaddecorrosión10mpy(corrosiónsevera)

DescargaBES–cabezal

Velocidaddecorrosiónenfondomenora1mpyyamedidaqueseacercaasuperficieelfluidosevuelvemásagresivoconunavelocidaddecorrosiónmayora3mpy

Tabla 1.Tendencia química del fluido IRO-A-44-H:Us

En la figura 2 se presenta la producción luego de los últimos tres trabajos de reparación en el pozo, en donde se identifican claramente los períodos de comunicación entre zonas productoras.

Figura 2. Producción luego de las intervenciones para reparación en el pozo IRO-A-44-H:Us

En el primer trabajo de reparación del pozo realizado en Noviembre 2015, se corrió un registro de corrosión en el liner de 7” para evaluar su integridad. Se determinó varios intervalos con daño de grado tres (pérdida de espesor del 40 al 60%) y varios huecos, como se puede observar en la interpretación del registro en la figura 3.

Figura 3. CAST-GR-CCL Registro de corrosión liner 7”.

Los agujeros encontrados a 8,515 ft y 8,550 ft coinciden con la base del reservorio M1.

Para aislar las zonas con mayores daños se decide instalar dos scab liners (packers y tubería de producción que sirven de bypass) de 8,340 a 8,660 ft y de 9,370 a 9,510 ft. La producción de crudo se recuperó sin embargo luego de corto tiempo la comunicación se presentó nuevamente.

El segundo trabajo de reparación del pozo realizado en Abril de 2016 se realiza la instalación de un solo scab liner de 8,330 a 9,653 ft; sin embargo luego de pocos días la comunicación se vuelve a presentar.

La figura 4 tiene fotografías de las completaciones de fondo (scab liners) recuperados en las dos primeras reparaciones del pozo. Se evidencia los graves problemas asociados a la corrosión severa y a la formación de escala por la mezcla de fluidos incompatibles de distintos reservorios.

Figura 4. Scab liners - corrosión y escala – IRO-A-44-H:Us

Diseño completación encapsulada (Pod completion) Se diseñó una completación para solucionar el problema de corrosión severa del fluido producido y aislar a largo plazo la comunicación de zonas.

La nueva completación consiste en una conexión desde el fondo del pozo hasta superficie que permite instalar un capilar de inyección de químicos en el punto más bajo posible a 9,680 ft y así proteger de la corrosión a toda la sarta de producción. En este diseño la bomba electro sumergible queda instalada dentro de una cápsula (pod completion).

La figura 5 es el diagrama de la sección horizontal del pozo. La nueva completación fue conectada al punto más bajo de la completación primaria (9,691 ft). Se instaló un localizador con una unidad de sellos, un packer hinchable y un packer superior. La conexión tiene una sección pulida que permite recuperar la completación en futuras intervenciones.

Figura 5. Completación en la sección horizontal del pozo IRO-A-44-H:Us.

5.04 9685.97 7"x4"QUANTUMPACKER@+/-9,687FTMD

9697.547.67 9701.78 Swellablepacker(waterwet)rubbermiddle@9,705'

[email protected] 9715.94 5.5"Locator3.99 9719.93 5.25"ODsealsection1.57 9721.50 Muleshoe

5.25"IDPBR

EndofAssy11202'(Shoe)

9738.34'5"SlottedlinerTop

La figura 6 indica la parte superior de la completación que consiste en una sección de sellos, el punto de inyección de químicos, doble capilar de 3/8”, tubería de producción de 3 ½”, BES encapsulada en casing de 7” y tubería de producción 4 ½” hasta superficie.

Es importante mencionar que se instaló conjuntamente con el cable de potencia un doble capilar de 3/8” para inyección de químico. El primer capilar se instaló a través de la cápsula hasta el centralizador en el fondo del equipo electro sumergible. El segundo capilar se derivó por el exterior de la cápsula hacia el niple de inyección de químico en el fondo de la completación a 9,680 ft.

Mediante una prueba de inyección de químico se determinó la integridad del capilar que protege a toda la completación desde el fondo del pozo.

Figura 6. Diagrama de completación IRO-A-44-H:Us.

Upperproductionstring41/2"

PODHanger:7.306"ODx3-1/2"EUEboxxbox

7"Sleeve

PODbottomxover7"BTCx3-1/2"EUE7"LinerTop

1313.94

3/8"capillarline95/8"CASINGSHOE@8561FTMD,7976FTTVD

Lowerproductionstring31/2" Centralizer:6.075"ODintegralx3-1/2"EUEpinxboxCentralizer:6.075"ODintegralx3-1/2"EUEpinxboxNo-go:3-1/2"x2.75(w/oSTV)3.5"Injectionnipplewith3/8"portandflipvalve7"x4"QUANTUMPACKER@+/-9,687FTMD4"ODsealsectionrubbermiddle@9,687'4"selfaligningmuleshoe

ESP

3/8”capillarytubeatthebottomofthecompletion

3/8”capillarytubeattheESPcentralizer

Resultados de producción y conclusiones

El enfoque innovador de la nueva completación permitió restaurar la producción del pozo de 445 bopd (tercer pozo con mayor producción de crudo del Bloque 16 & 67) aislando exitosamente la comunicación con el reservorio M1.

Actualmente el equipo BES continúa corriendo sin evidencias de una nueva comunicación. Esta completación ya ha superado considerablemente el tiempo de corrida de las soluciones previas. El valor actual es 410 días y las anteriores instalaciones tuvieron 103 y 135 días respectivamente.

La nueva completación asegura simplicidad evitando operaciones de pesca para futuras intervenciones. El cambio de equipo BES se puede realizar con baja dificultad, poco tiempo y bajo costo.

La completación encapsulada “POD completion” instalada en el pozo IRO-A-44-H:Us permite conducir los fluidos corrosivos desde la parte más profunda del pozo, protegiendo la completación con inhibidor de corrosión, asegurando y garantizando la integridad de completación y del pozo de forma integral.

La eficacia de la inyección de químico al fondo del pozo se confirma con los parámetros de producción estables y el incremento en el tiempo operativo sin problemas asociados a la comunicación de zonas.

Pozo Reservorio ObjetivoWO IniciodeProducción

ComunicaciónconM1

RunTime

Iro A44 Us Reparacióncon2Scabliner 01/12/2015 13/03/2016 103

Iro A44 Us Reparacióncon1Scabliner 30/04/2016 12/09/2016 135

Iro A44 Us ReparaciónconCompletaciónencapsulada 12/11/2016 Running 410

Tabla 2. Tiempo de vida de las reparaciones en el pozo IRO-A-44-H:Us

Pozo FechaProduccióndeFluido(bpd) BSW(%)

Produccióndecrudo(bpd)

IRO-A-44-H:Us 14/07/2015 5,803 91.60% 486

IRO-A-44-H:Us 27/12/2017 6,583 93.23% 445Tabla 3. Resultados de producción antes y después de las reparaciones del pozo IRO-A-44-H:Us

Anexos Diagramas de completación del pozo IRO-A-44-H:Us. Figura 7. Diagrama de completación luego del primer WO (dos scab liner)

133/8"casing,54.5lb/ft,K-55,BTC,R-3,

133/8"CSGSHOE@530FTMD,530FTTVDINCL:0.15°,AZIMUTH213°

75/8"casing,47lb/ft,N-80,BTC,R-3,

Packer@8,340.2'

7"LinerTop@8368FTMD,7855FTTVD ToppackerZXP7”x95/8”@+/-8,352'INCL:38°;AZIMUTH:207° M1C2:8371'-8425'

M1C:8425'-8550'Us:9842'


Packer@8,660'

Packer@9,370.9'

TOPZXPPACKER@9691FTMDPacker@9,510'

7"LINERSHOE@9850FTMD,8634FTTVD TD: 11283 FT MD, 8631 FT TVDINCL:87°;AZIMUTH207° INCL: 90.4° ; AZIMUTH 205°

Tubing31/2"EUEcondicionA

Tubing31/2"EUEcondicionA



Figura 8. Diagrama de completación luego del segundo WO (un scab liner)



75/8"casing,47lb/ft,N-80,BTC,R-3,

HS95/8"Packer@8,331'81/8"x31/2"EUEboxxboxinvertedon-off

(ModelR)7"LinerTop@8368FTMD,7855FTTVD ToppackerZXP7”x95/8”@+/-8,352'

INCL:38°;AZIMUTH:207° M1C2:8371'-8425'M1C:8425'-8550'Us:9842'


HS7"Packer@9,653'

Packer@9,600'TOPZXPPACKER@9691FTMD


Tubing31/2"EUE,9,3#,N80,biselada1,400ft

Tubing31/2"EUE,Cond.A



Figura 9. Diagrama de completación actual. Pod completion.



Upperproductionstring

Sleeve

7"LinerTop@8368FTMD,7855FTTVDINCL:38°;AZIMUTH:207°

M1C2:8371'-8425'M1C:8425'-8550'Us:9842'

3/8"capillarline95/8"CASINGSHOE@8561FTMD,7976FTTVDINCL:38°;AZIMUTH207°

Lowerproductionstring

Chemicaltreatmentline3/8" 1.24 0.00 Centralizer:6.075"ODintegralx3-1/2"EUEpinxbox30.98 1.24 Spacing:1ea3-1/2EUEtubingchieseled1.24 32.22 Centralizer:6.075"ODintegralx3-1/2"EUEpinxbox1.06 33.46 No-go:3-1/2"x2.75(w/oSTV)0.89 34.52 3.5"Injectionnipplewith3/8"portandflipvalve5.04 9685.97 7"x4"QUANTUMPACKER@+/-9,687FTMD

4"ODsealsectionrubbermiddle@9,687'9697.54 4"selfaligningmuleshoe

7.67 9701.78 Swellablepacker(waterwet)rubbermiddle@9,705'

[email protected] 9715.94 5.5"Bakerlocator3.99 9719.93 5.25"ODsealsection1.57 9721.50 Muleshoe

5.25"IDPBR




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