3. anlisis de problemas de pozos con baja tasa de produccin e inyeccin

Cátedra: Reacondicionamiento de Pozos

Tema # 2. Problemas que se presentan en pozos productores e inyectores

Reacondicionamiento de PozosProblemas que se presentan en pozos

productores e inyectores



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?

1. Pruebas de Producción (Utilizar las

ultimas 5 Pruebas)

Según 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,Frecuencia

BES: Frecuencia, Voltaje y Amperaje

Problemas que se presentan en pozos productores e inyectores

PROBLEMAS QUE PRESENTAN LOS POZOS

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.


¿Como detectar el problema

que presentan los Pozos?

1. Pruebas de Producción (Utilizar las

ultimas 5 Pruebas)

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



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

x

xx

xx x x

x

x x

xx

xx

x

x

Identificación de las causas de la 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/o

Aceleración 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 SUPERFICIE

Trabajo a realizarDiagnóstico

Mediante medidas en

superficie:

THP

PLF

CHP

Psep

Panel de control

Etc,

Causas

Repetir prueba con P de

Separación óptima y Calibrar

el separador.

Alta presión de

separación.

Otros (cabezal de

producción).

Corregir falla, fuga, etc.

Línea de flujo rota. Reparar o reemplazar tubería.

Línea de flujo obstruida

(esca-mas, asfáltenos,

parafina, finos).

Limpiar línea obstruida.

Línea de flujo compartida (con-

trapresión).

Individualizar líneas.

Problemas con el volumen

de gas inyectado (LAG).

Repetir prueba con volumende gas óptimo.

Problemas de voltaje,

frecuencia, etc. (B.E.S).

Repetir prueba concondiciones óptimas.




AMBIENTE POZO Disminución en el IP

y/o


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 realizar

MEDIANTE OPERACIONES

CON GUAYA:

•Verificación de fondo.

•Calibración de tubería.

•Camarita impresión.

•Toma de muestra.

•Prueba de tubería.

•Banderola.

•Etc.

Causas

Limpieza con Coiled Tubing

y Química. Obstrucción de la sarta de

producción (escamas, parafi-

na, finos, asfáltenos, etc.).

Tubería colapsada / rota. Taladro (sacar

completación).

Pescado. Operación de pesca con

guaya. Eventualmente Taladro.

Diagnóstico

AMBIENTE POZO




2. DEFICIENCIAS EN EL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Trabajo a realizar

Prueba con carta dinagráfica. Máquina de Servicio (Cabi-

llero, Chivito).

Bombeo mecánico:

Cabillas rotas.

Bomba atascada.

Desgaste, etc.

Causas

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

Diagnóstico




Trabajo a realizar

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.

Causas Diagnóstico

2. DEFICIENCIAS EN EL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL




3.- COMUNICACIÓN MECÁNICA

Trabajo a realizar

Operaciones con guaya:

Prueba de tubería.

Banderola.

Etc.

Taladro. Sacar

completación y reparar

avería.

Empacadura desasentada.

Hueco en la tubería.

Manga dañada / rota.

Causas Diagnóstico




Interaccione

s Fluido-

Fluido

Precipitados

Inorgánicos

Precipitados

Orgánicos

AMBIENTE YACIMIENTO

Disminución en el IP

y/o


Restricción

alrededor del

pozo debido a:

DañoPseudo-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 agua

Dilución

Control de emulsiones

Inyección de vaporPozos horizontales

Fracturamiento

Estimulaciones

Fracturamiento

Recañoneo

Pozo desviado

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

Srw

reLnoo

PwfPehKq

+

-=

mb

Fracturamiento

Estimulación ácida

Cambios 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 -

=

rw

rdLn

Kd

KSd

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 - Daño

AMBIENTE YACIMIENTO

Trabajo a realizar

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.

Causa Diagnóstico




Trabajo a realizar

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.

Causa

Interacciones Roca-Fluido

1.- Migración/Taponamiento

por arena.

Diagnóstico




Trabajo a realizar

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).

Causa

Interacciones Roca-Fluido


por finos.

Diagnóstico




Trabajo 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).

Análisis físico - químico del

agua de formación (Índice

incrustante de Stiff-Davis,

Langelier, etc).



Niples, Mangas, Botellas).

Precipitación de escamas

en los equipos de

superficie.

Taponamiento en la caja de

reductor.


cañoneados.

Causa

Interacciones Fluido-Fluido

1.- Precipitados inorgánicos.

Diagnóstico




Trabajo a realizar

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)


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).

Causa


2.- Precipitados orgánicos.

Diagnóstico




Trabajo a realizar

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.

Causa

Fenómenos interfaciales

1.- Bloqueo por emulsiones.

Diagnóstico




Trabajo a realizar

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.

Causa

Fenómenos interfaciales

2.- Bloqueo por agua.

Diagnóstico

Trabajo a realizar

Uso de geles.

Agentes Surfactantes.

Pozos con alto corte de

agua.

Frecuente en pozos

perforados con lodos de

emulsión inversa

Causa

Inversión de la Mojabilidad

Inversión de la mojabilidad.

Diagnóstico




AMBIENTES DE ANÁLISIS

POZO

SUPERFICIE

YACIMIENTO

PLANTA DE INYECCIÓN

LÍNEA DE FLUJO

Pdesc.Pcabezal

Identificación de las causas de la 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 SUPERFICIE

Trabajo a realizar

Mediante medidas en

superficie:

•Presión de descarga.

•Presión de cabezal.

•Etc.

Causas

Corregir avería.Problemas en plantas (baja

presión de descarga).

Línea de inyección rota. Reparar / Instalar nuevalínea.

Línea de inyección

obstruida.

Realizar limpieza química.

Diagnóstico




AMBIENTE POZO


Inyección

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




PROBLEMAS CON LA SARTA DE INYECCIÓN.

Trabajo a realizar

MEDIANTE OPERACIONES

CON GUAYA:

•Verificación de fondo.

•Calibración de tubería.

•Camarita impresión.

•Toma de muestra.

•Prueba de tubería.

•Banderola.

•Etc.

Causas

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.

Diagnóstico




AMBIENTE POZO

COMUNICACIÓN MECÁNICA

Trabajo a realizar

Operaciones con guaya:

Prueba de tubería.

Banderola.

Etc.

Taladro. Sacar

completación y reparar

avería.

Empacadura desasentada.

Hueco en la tubería.

Manga dañada / rota.

Causas Diagnóstico




•Penetración parcial

•Cañoneo parcial

•Diseño inadecuado del

cañoneo

AMBIENTE YACIMIENTO


Inyección

Restricción

alrededor del

pozo debido a:

Daño Pseudo-Daño

•Migración/Taponamiento

por arena

•Migración/Taponamiento

por finos

•Precipitados inorgánicos




Pseudo - DañoAMBIENTE YACIMIENTO

Trabajo a realizar

Altos valores del Factor de

Daño (S>>10) de las

Pruebas de Pozos.

Análisis Nodal.

Simulación Numérica de

Yacimientos.

Cañoneo y Recañoneo.

Profundizar el pozo en el

caso de penetración parcial.

Pseudo-daño.

• Penetración parcial.

• Cañoneo parcial.

• Diseño inadecuado del

cañoneo.

Causa Diagnóstico




AMBIENTE YACIMIENTO. Interacciones Roca-Fluido

Trabajo a realizar

Control de la tasa de inyección

(Tasa óptima).

Consolidación química (resinas).


cañoneados.

Caracterización de tamaño de

grano mediante análisis de

núcleos.

Pozos completados en

formaciones someras no

consolidadas (Mioceno).

Causa


por arena.

Diagnóstico


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.


por finos.




Trabajo 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.


cañoneados.


agua de formación (Índice

de Stiff-Davis).

Análisis (Laboratorio) de

depósitos inorgánicos.

Causa

1.- Precipitados inorgánicos.

Diagnóstico




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 vecinos

Comparar

Experiencia de reacondicionamientos. Problemas mecánicos en

lugar de yacimientos?

Como decidir un reacondicionamiento y/o reparación



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?


y/o reparación




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

Como decidir un reacondicionamiento y/o

reparación




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 yacimiento

Recuperación final

Mecanismo de empuje

Posición estructural relativa

Productividad actual y permitida

Posible recuperación por pozos vecinos

Cambios potenciales debido a proyectos de recuperación secundaria en el

yacimiento


y/o reparación




1. Historia (Perforación, Reparaciones, Reacondicionamientos y

estimulaciones anteriores, Últimos trabajos menores)

2. Problema/Justificación/Objetivo del trabajo (Anexos)

3. Programa tentativo

Operacional:

• Chequear (THP y CHP)

• Sacar válvula de seguridad

• Chequear HUD

• Instalar válvula de seguridad

Trabajo Mayor




Trabajo MayorCon Gabarra o Taladro:

3.1. Chequear presiones

3.2. Sacar válvula de seguridad (paso de herramientas)

3.3. Abrir manga de circulación

3.4. Circular y controlar el pozo con el fluido limpio a través de la manga

(de anular a tubería)

3.5. Recuperar sarta de completación existente, tensionando o

realizando cortes u operaciones de pesca necesarias (con

empacadura recuperable)

3.6. Milar/Recuperar empacadura recuperable o empujar al fondo

3.7. Acondicionar el pozo (circular)




3.8. Efectuar trabajos recomendados

• Con tubería c/mecha limpiar hasta profundidad D

• Probar integridad de alguna formación con lodo de densidad r; probar

revestidor (circular hasta obtener retornos limpios)

• Cementación forzada

• Milar tapones antes y después de la cementación.

3.9. Si se realizó cementación forzada, limpiar cemento, circular y

acondicionar el pozo nuevamente, probar integridad de intervalos

cañoneados, repetir forzamiento de ser necesario

3.10. Cañonear intervalos deseados, recañonear.

3.11. Asentar empacadura permanente a “X” profundidad; bajar sarta de

completación de A*B con mandriles @ x,y,z,w..cuando la tubería esté a

aproximadamente 50´ por encima de la empacadura fija, circular por la

punta de tubería por 1 hora (cerrando la manga)

Trabajo Mayor




3.12. Continuar bajando hasta localizar la empacadura permanente,

aplicar 10Mlbs de peso, llevar a peso muerto, probar unidades

sellantes (800 lpc)/10 min por anular y tubería (mantener lleno el

anular y tubería). Levantar aproximadamente x pies, asentar prong.

Probar sarta (con 5000 lpc), recuperar prong. Espaciar y colgar la

sarta asentando válvula de seguridad a aproximadamente 250´.

Reemplazar BOP´s por árbol de navidad, recuperar válvula y bajar

prong, asentar selectivamente las empacaduras recuperables con

1500 lpc por tubería, probar asentamiento con 800 lpc por tubería y

anular, sacar prong y mandril del niple, abrir manga de circulación.

3.13. Cambiar el fluido del sistema por gas-oil, cerrar manga, probar

cierre con 1000 lpc por anular.

3.14. Abrir el pozo a producción, especificar zona y reductor

3.15. Desvestir y mudar taladro o gabarra

Trabajo Mayor


3. anlisis de problemas de pozos con baja tasa de produccin e inyeccin

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