Download - Clase N°8 Reacondicionamiento-1 PP-514
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REACONDICIONAMIENTO
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CONCEPTOS
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Reacondicionamiento:
Tambin se le llama reparacin, mantenimiento, son trminos que se dan
a la reparacin de un pozo.
Tubera de produccin:
Se define como una tubera de dimetro mximo 4 pulgadas que se
emplea para conducir la produccin del pozo desde el yacimiento a la
superficie. Tambin es conocida como tubing , los diametros de las
tuberas mas comunes son de 2 7/8 y 3 pulgadas.
Liner , camisa , forros:
Es un revestidor colocado en un pozo y el cual se caracteriza por no
llegar la tubera hasta la superficie.
Romper circulacin:
Restituir la circulacin de un sistema de fluido de perforacin y / o
reparacin (WOF) luego de un perodo de tiempo esttico.
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rbol de navidad:
Es un conjunto de vlvulas, carretes, y dispositivos de unin, bridas, etc.,
conectados al tope del cabezal del pozo, y que permiten el flujo y control de
la direccin de la produccin del pozo proveniente del yacimiento.
Fondo arriba:
Circulacin de fluido de perforacin o WOF desde la punta de la sarta presente
en el fondo del mismo hasta la superfic
e. Esta circulacin asegurara la llegada de un volumen de fluido a superficie
igual al contenido en el espacio anular del pozo desde la punta de la sarta de
perforacin / completacin / reparacin y el tope del pozo.
Desplazamiento:
El acto de remover un fluido del hueco del pozo por otro. Generalmente
ambos son lquidos. Es una operacin de comn realizacin durante la
completacin de pozo, y tiene como principal objetivo el colocar fluidos que
permitan la posibilidad del flujo con mayor facilidad o para evitar dao de
formacin durante el caoneo.
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Running tool:
Herramienta utilizada para correr o bajar equipos de completacin en un
pozo. Esta herramienta es recuperable posterior a la colocacin del
dispositivo corrido.
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DEFINICION
Se considera los trabajos de completacion desde que el ultimo revestidor
a ser colocado este a profundidad, cementado y corrido los registros de
cementacion, (puede ser un revestidor completo hasta la superficie o un
liner). En excepcin los pozos de hueco abierto o en los que el liner no
ser cementado.
La operacin de completacion implica una sucesin de tareas ms o
menos complejas segn sean las caractersticas del yacimiento
(profundidad, presin, temperatura, complejidad geolgica, etc.) y
requerimientos de ingeniera de produccin.
La calidad de los procedimientos para satisfacer estos requerimientos
depender el comportamiento futuro del pozo para producir el mximo
potencial establecido por la ingeniera de reservorios.
Completacion:
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Es una operacin programada que se realiza con fines de reestablecer
y/o mejorar la capacidad del intervalo productor de un pozo, o de
cambiar el horizonte de produccin por otro ubicado a mayor o menor
profundidad. Los trabajos de rehabilitacin contemplan los trabajos de
estimulaciones, reparaciones, recaoneo y/o terminacin a pozos.
Rehabilitacin de Pozos :
Reparacin:
Trabajos que se hacen en las instalaciones de subsuelo de los pozos con
fines de corregir inconvenientes o desperfectos mecnicos que disminuyan
o impidan la produccin de pozos.
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OBJETIVO
Los mtodos de completacin son variados dependen de las condiciones de
los yacimiento, de las reservas del reservorio y de la rentabilidad del pozo.
Otro factor que influye es la calidad y el tipo de crudo a ser extrado
considerndose especialmente su densidad y por ende la gravedad API, la
viscosidad, la energa impulsora en el yacimiento, volmenes a ser
manejados, presiones del reservorio, temperatura y dems factores que
fijaran el potencial y la optimizacin de la produccin.
El reacondicionamiento y recompletacin se refieren a todos aquellos
trabajos que se realizan a los pozos activos o inactivos, cuyo objetivo
principal es mejorar las condiciones productivas de los mismos
(produccin de hidrocarburos e inyeccin de fluidos).
Estos trabajos modifican las condiciones del:
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Pozo:
Entre estas actividades se encuentran el caoneo, control de arena, gas y
agua, apertura o cierre de arenas, perforacin de ventanas horizontales
(Reentry) o verticales (Redrill), profundizacin, lavado de perforaciones,cambios de mtodo de produccin, conversin de productor a inyector y
viceversa.
Yacimiento:
Entre estas actividades se encuentran las estimulaciones, acidificacin de
zonas, bombeo de qumicos, fracturamiento y recaoneo.
Todas estas actividades antes mencionadas se pueden realizar con o sin
equipo de workover. Esto depende de si el trabajo necesita el manejo de la
tubera o si solo se necesita hacer uso de una unidad de wire line.
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Trabajos especiales previos a la terminacin
En otros casos es necesario llevar a cabo ciertos tratamientos, tales como
estimulacin con acidificaciones o fractura de la formacin previa a que el
intervalo productivo sea completado satisfactoriamente.
Si se requiere instalar un sistema de levantamiento artificial para el presente o
el futuro, se debe de seleccionar adecuadamente el dimetro de la tubera
para poder manejar los volmenes de extraccin.
FALLAS EN EL EQUIPO DE FONDO
Muchas veces las fallas mecnicas estn asociadas con el equipo del
pozo instalado, tales como: filtraciones en la tubera y la empacadura;
fallas del revestimiento y el mal funcionamiento del levantamiento
artificial.
Los indicadores de la presin en superficie generalmente indicarn la
fuente del problema, pero los estudios de presin y temperatura son tiles
donde se puedan aplicar.
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COMPONENTES DE SUPERFICIE - COMPLETACION
Cabezal.
rbol de navidad.
Lneas de gas presurizado para levantamiento.
Lnea de produccin.
Vlvulas de seguridad.
Sistema de medicin.
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COMPONENTES DE SUBSUELO - COMPLETACION
Tuberas de revestimiento y/o camisas Tubera de produccin. Colgadores. Empacaduras. Tapones. Tapones puente. Niples. Bombas. Camisas deslizantes. Vlvulas de levantamiento por gas.
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TUBERIA REVESTIMIENTO
La integridad de los casing o revestidores es la condicin de mayor
importancia durante la vida de un pozo. De que estas tuberas se
encuentren en perfecta condicin depender que no se produzca
comunicacin de yacimientos especialmente si estn presurizados.
PROBLEMAS PRODUCTO DE FALLAS
Entre los principales problemas producto de las fallas de revestidores se
encuentran:
Descontrol del pozo. Comunicacin de fluidos de diferentes yacimientos Conificacion de gas, crudo o agua Aceleracin de la deplecin (agotamiento). Problemas para reparacin de los pozos, corrida de herramientas.
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CAUSAS DE FALLAS
Fallas por colapso.
Fallas por tensin.
Fallas por estallido.
Geometra del hoyo y condiciones de desviacin.
Utilizacin de presiones excesivas durante trabajos de estimulacin.
Caoneo o punzado excesivo en determinada zona o seccin.
Problemas de corrosin.
Problemas de erosin por fugas en las tuberas de produccin.
Las principales cusas de fallas principalmente se deben a :
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METODOS DE REPARACION REVESTIDOR
El mtodo de la reparacin depender del tipo y la severidad del dao.
Antes de tomar alguna accin se deber ubicar el punto exacto
donde se encuentra el dao.
Esto normalmente se realiza con una prueba de presin entre un packer
recuperable y un tapn puente o mediante la presurizacin entre una
empacadura recuperable y los preventores de reventones. En ambos
casos se mueve la empacadura recuperable, y se presuriza hasta que se
logra la ubicacin del dao.
Como mtodo de reparacin principal siempre se ha preferido, un block
squezee o tapones de cemento balanceado frente a la zona daada.
En ambos casos luego del tiempo de fraguado se tiene que hacer una
prueba sometindolo a presin, para medir su consistencia.
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Otro mtodo empleado es la colocacin de liners para aislar la seccin que
se encuentre daado o filtrando.
Si la condicin lo permite, esta tubera es colocada hasta el fondo, pero por
supuesto colgando desde un punto superior a la ubicacin del dao.
Los colgadores actuales de tuberas de forro permiten la utilizacin de
empacaduras aislantes que permiten el corte de cualquier comunicacin
entre el espacio anular del liner y la seccin del pozo por encima de la
misma.
Si los costos lo justifican otra manera de corregir la situacin es mediante
la remocin de secciones corrodas o daadas, para luego colocar una
nueva tubera, la cual tendr una herramienta denominada parche tie back
la cual permitir acoplar y pegar la nueva tubera, a la seccin de sarta
dejada en el hueco.
Los revestidores son cortados con cortadores mecnicos o hidrulicos.
continua
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Hueco
Packer
recuperable
Packer a
compresin
PRUEBA DE PRESION REPARACION
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REPARACION DE CASING POR COLAPSOS
Cuando un revestidor se ha colapsado es causa de la aparicin de fuga, y
fallas.
Lo difcil de un colapsamiento es que no es fcil determinar la severidad ni
la extensin del dao.
Las operaciones de reparacin para estos casos deben ser planificadas
con sumo cuidado y lo mismo su ejecucin.
Se intentar determinar la magnitud del colapso y su longitud a travs del
movimiento de la tubera o con instrumentos para determinar el punto
libre .
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CARGAS A LAS QUE ESTAN SOMETIDAS LA
SARTA DE TRABAJO
Principales tipos de carga se muestran en la figura.
I. Cargas axiales, (sobre el eje), las principales son tensin y compresin
II. Cargas circunferenciales, son las que se ejercen sobre la periferia
uniformemente como son presin
externa y presin interna.
III. Cargas de doblado, son las causadas por desviaciones, tales como
pata de perro.
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IV. Torsin; Cuando se rota la sarta y se continua la actividad de perforacin.
V. Otras cargas Representadas por casos particulares como son: Cargas puntuales.
Cargas areales.
Cargas lineales.
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REACONDICONAMIENTO
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INDICADORES PARA PROGRAMAR UNA
REPARACION
Para programar un trabajo de rehabilitacion o reparacion de un pozo se
deben de tener en cuenta los siguientes antecedentes:
Disminucin drstica del ndice de productividad.
Incremento sbito del corte de agua.
Cambio de las caractersticas de los fluidos producidos.
Incremento de concentracin de slidos.
Sobre tensin de la sarta de produccin durante los trabajos de pulling.
Perdida de peso del BHA por obstruccin.
Abrir nuevas arenas productivas.
Reprofundizar el pozo para desarrollar nuevos horizontes productivos.
Trabajos de Reentry para remplazar pozos por problemas mecnicos.
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Evaluacin del yacimiento.
Conversin de pozos productores a pozos inyectores.
Completacion mltiple.
Abandono de pozos.
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CAUSAS DE DAO EN EL CASING
Adelgazamiento por rotacin y reciprocacin del BHA
Aplastamiento del casing por las uas de la tenaza hidrulica al enroscar
Mayor esfuerzo tensional en el Csg en zonas sin cemento
Estallido o reventamiento del Csgpor excesiva presin interna
Fluidos corrosivos en el espacio anular
Erosin por fluidos con slidos y altas velocidades de flujo
Corrosin galvnica Fluidos estancados Presencia de fluidos corrosivos
(H2S , CO2)
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REPARACION DE CASING
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METODOS DE REPARACION DEL
CASING DAADO
SCAB LINER
SCAB LINER 9 5/8
SCAB LINER 7
TIE BACK
SHORT TIE BACK.
TIE BACK A SUPERFICIE.
CASING PATCH.
RECOMPLETACION CON LINER
CEMENTACION
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REPARACION CON 7 SHORT TIE BACK
7" Old Liner a 2800 mts
7" Shoe a 3910 mts
9 5/8" Shoe A 2880 m
PBTD a 3900 mts
New Liner 7" a 1100 m
120 Csg de 7" x 29 #
VIVIAN : 3739 - 3765 m
CHONTA : 3850-3862 m
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REPARACION CON SCAB LINER DE 9 5/8
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REPARACION CON 5 LINER
7" Liner a 2800 m
7" Shoe a 3910 mts
9 5/8" Shoe A 2880 m
PBTD a 3900 mts
VIVIAN : 3739 - 3765 m
CHONTA : 3850-3862 m
5" TOP LINER a 2900 m
5" SHOE a 3890 m
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REPARACION CON SCAB LINER DE 7
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REPARACION CON 7 TIE BACK HASTA SUPERFICIE
7" Top Liner a 2800 mts
7" Shoe a 3753 mts
9 5/8" Shoe A 2880 m
PBTD a 3900 mts
204 Csg de 7" x 29 #
VIVIAN : 3739 - 3765 m
CHONTA : 3850-3862 m
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SCAB LINER vs SHORT TIE BACK EN 9 5/8 CSG
9 5/8 SCAB LINER
VENTAJA
MENOR COSTO QUE EL TIE BACK INSTALACION RAPIDA
DESVENTAJA
ZONA AISLADA QUEDA SIN CEMENTAR
TIEMPO DE VIDA CORTA RIEZGO DE NO RECUPERAR EL PKR
INFERIOR EN EL SIGUIENTE WO ALTO RIEZGO DE DAAR EL CASING
AL MOLER LAS UAS EN LA ZONA DEL PKR.
REDUCE EL DIAMETRO A 6 EN EL PKR SUPERIOR Y A 4.874 ID EN EL PKR INFERIOR (G-22 LOCATOR CON 4.874ID)
NO SE PUEDE BAJAR BOMBAS SERIE 650 POR DEBAJO DELSCAB LINER
PERDIDA DE PRODUCCION EN POZOS CON ALTO PI (REQUIEREN BOMBAS DE SERIE 650)
7 SHORT TIE BACK
VENTAJA
SOLUCION PERMANENTE ZONA AISLADA QUEDA CEMENTADA
DESVENTAJA
1. MAYOR COSTO QUE EL SCAB LINER
2. REQUIERE MAYOR TIEMPO DE OPERACIN
3. NO SE PUEDE BAJAR BOMBAS SERIE 650 POR DEBAJO DEL NUEVO TOPE DE LA LAINA
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SCAB LINER vs 5 LINER EN 7 CSG
7 SCAB LINER
VENTAJA
COSTO BAJO APLICABLE PARA AISLAR MULTIPLES
ARENAS Y CASING DAADO
INSTALACION RAPIDA.
DESVENTAJAS
ZONA AISLADA ENTRE PKRS SIN CEMENTAR
TIEMPO DE VIDA CORTA (Tbg entre Packer se corroe rpidamente en zonas acuferas )
ALTO RIEZGO DE PERDER EL POZO AL COLAPSARSE LA ZONA AISLADA CON SCAB LINER .
DAAR EL CASING AL MOLER LAS UAS DE LOS PKR PARA RECUPERAR EL SCAB LINER
INCREMENTO DEL COSTO DEl WORKOVER (Recuperacin por partes debido a la corrosin ocurrida entre los Pkrs del Scab Liner )
REDUCE EL PASE DE HERRAMIENTAS PARA BALEO , PLT , USIT (4 TBG x 3.9 ID )
5LINER
VENTAJA
SOLUCION DEFINITIVA ZONA AISLADA CON CEMENTO RE-BALEO CON CARGAS DE ALTA
PENETRACION (3 POWER JET OMEGA)
AISLA ZONAS DE ENTRADA DE AGUA
DESVENTAJAS
ALTO COSTO DE INSTALACION MALA CENTRALIZACION Y MALA
CEMENTACION DARA POBRE AISLAMIENTO ENTRE LAS ZONAS PERFORADAS (Requerir Squeezeadicional)
HERRAMIENTAS DE PESCA DENTRO DE CSG DE 5 SON POCAS EN EL MERCADO PETROLERO ( CORTADOR QUIMICO , CORTADOR MECANICO)
ALTO COSTO Y POCA MANIOBRABILIDAD EN TRABAJOS DE PESCA DENTRO DE LA LAINA DE 5
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HERRAMIENTAS DE ACONDICIONAMIENTO DE CASING
Uas de Pkr FB-1
Rotary Shoe
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OBSERVACIONES
El Scab liner tiene un menor costo comparado con el Tie back y con 5 liner . El Scab Liner es una solucin temporal.
Por la antigedad del pozo y la corrosin del casing ,tenemos un alto riesgo de perder el pozo durante la operacin de recuperacin del Scab Liner (colapso severo del casing corrodo )
Al moler las uas del Pkr FB-1 con Rotary Shoe se produce un desgaste y ralladura del casing ,debilitando esa zona (las uas rotas en el espacio anular reducido actan como cuchilla o tarraja).
Recuperar el Scab Liner en cada WO incrementa los costos operativos (empleo del cortador qumico, acondicionamiento del tope de pesca en tbg corrodo, carreras adicionales con Junk basket para limpieza de los cortes metlicos
Bajar un Tie Back un LINER de 5 se esta dando una solucin permanente al Pozo y con la cementacin queda aisladas las zonas problemticas o acuferas.
Las siguientes intervenciones en un pozo donde se instalo un Tie Back o Linerde 5sern a menor costo operativo y sin el riesgo alto de perder el pozo
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RECOMENDACIONES
Para prolongar la vida de los pozos con buenas reservas y/o altamente productivos y cuando el casingse encuentre con severa corrosin , se recomienda :
Reparar el casing de 9 5/8 con TIE BACK cementado (Short Tie Back o Tie back a Superficie)
Si el problema es en la Laina de 7 se recomienda bajar Laina de 5 , cementar y balear con cargas de alta penetracin.
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PROGRAMA DE
REACONDICIONAMIENTO O
REPARACION DE UN POZO
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DESARROLLO DE PROGRAMA REPARACION
Antes de elaborar un programa de reacondicionamiento o reparacin de un
pozo se debe de tener claro el objetivo del trabajo y el plan de desarrollo
para lograr el objetivo.
Teniendo claro el objetivo y el plan de trabajo se debe de verificar si contamos
con los materiales y herramientas necesarios para desarrollar el trabajo.
Luego se debe de analizar la factibilidad para desarrollar el trabajo, para esto
se debe de tener presente el tipo de completacion, el tipo de pozo, las
caractersticas del reservorio y las caractersticas de los fluidos del reservorio.
A continuacin se desarrollara un modelo que indica los pasos que se
deben seguir para hacer un trabajo de reacondicionamiento o reparacin de
un pozo . Cabe mencionar que este modelo puede cambiar de acuerdo al
tipo de trabajo o al tipo de problema que presenta.
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PASOS PARA DESARROLLAR UN PROGRAMA DE
REACONDICIONAMIENTO DE UN POZO
Para desarrollar un programa de reacondicionamiento debemos de
tener el objetivo y el plan de desarrollo del trabajo de acuerdo a las
condiciones actuales de completacion del pozo.
OBJETIVO:
Se debe de indicar en forma clara y concisa.
PLAN DE TRABAJO:
Indicar los pasos a seguir sin detallar el programa.
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Aqu se indicar los siguientes puntos:
Objetivo del trabajo en forma detallada.
Antecedentes.
En antecedentes se indicar la fecha de completacin, los trabajos de
reparacin que se realizaron antes de poner en produccin, los intervalos
que se balearon , las pruebas de formacin que se realizaron , las fechas
cuando se realizaron los pullings, los materiales que se quedaron durante
los pullings, indicar los registros que se tomaron luego de la completacin,
indicar las condiciones del casing u otras anomalas que se encuentren,
indicar la produccin acumulada.
Condicin actual del pozo.
Recomendacin del trabajo a realizar.
RESUMEN
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Se adjuntar el diagrama actual, diagrama propuesto despus del trabajo
de workover, Survey del pozo, Registro del cemento del intervalo a
trabajar, registro de corrosin del casing de las zonas daadas, registro de
porosidad, saturacin y resistividad de la zona productiva, curva de
comportamiento de la produccin , seccin estructural del pozo con
respecto a los pozos colindantes.
Se indicar la ubicacin estructural del pozo de acuerdo al reservorio que
se trabajar.
UBICACIN DEL POZO:
DIAGRAMAS Y REGISTROS
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En esta parte del programa se debe de indicar en forma detallada los
siguientes puntos:
Acondicionamiento del pozo o control del pozo.
Recuperacin de la sarta de produccin.
Prueba de presin del BOP stack.
Calibracin del pozo con speedwell o scrapper.
Programa del trabajo de acuerdo al objetivo.
Diseo del sistema de la bomba.
Clculo del tiempo estimado para realizar el trabajo.
Costeo del trabajo.
Evaluacin econmica.
ELABORACION DEL PROGRAMA EN FORMA DETALLADA:
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Acondicionamiento del pozo y control del pozo.
Desfogar el pozo por tubos y forros.
Controlar el pozo con WOF.
Desarmar cabezal.
Instalar el BOP stack y probarla a la mxima presin de diseo.
Inspeccionar el cabezal del pozo.
Acondicionamiento del pozo significa prepara el pozo para su intervencin a
continuacin mostraremos los siguientes pasos a seguir:
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Recuperacin de la sarta de produccin.
Conectar tubo templador.
Tensar y levantar el tubing hanger. (Mx. capac. Equipo , tubing).
Sacar quebrando o en barras la tubera de produccin , indicando la velocidad de acuerdo a la desviacin del pozo.
Reportar la condicin de los tubing que sale del pozo.
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Prueba de presin del BOP stack
Instalar Plug Tester en el Tbg Spool.
Probar el BOP Stack:
Blind rams, Pipe rams con 1500psi. (dependiendo de la capacidad).
BOP Annular con 800 psi (Dependiendo de la capacidad).
Recuperar Plug tester.
Calibracin del pozo
Armar BHA con broca mas scapper o speedwell hasta la zona de trabajo.
Circular el pozo para sacar restos.
Sacar BHA. (en barras o quebrando).
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Diseo del sistema de levantamiento
Armar y bajar sistema de levantamiento. (bomba)
Indicar la tubera a usar. (depende del caudal). Ejemp. Tbg. 4 1/2" 12.6 lb/ft.
Indicar el PI estimado.
Indicar la caracterstica de la bomba y otros componentes
Indicar la profundidad de la bomba.
Indicar la velocidad con la cual se bajar la bomba.
Indicar el tipo del pozo. (vertical , desviado).
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Clculo del tiempo estimado para realizar el trabajo
TIEMPO ESTIMADO - WORKOVER
WELL SELVA - 13D
CUMM.ITEM LABOR HOURS DAYS COMMENTS
1 RIG DOWN-MOVEMENT-RIG UP 24.0 1.0
2 DESFOGAR POZO 2.0 1.1
3 PREPARAR Y CIRCULAR WOF 4.0 1.3
4 DESARMAR CABEZAL 3.0 1.4
5 INSTALAR BOP + BELL NIPPLE 4.0 1.5
6 INSTALAR FLOW LINE 3.0 1.7
7 SACAR SISTEMA DE PRODUCCION 16.0 2.3 RIH 106 JOMINT
8 XXXXXX 14.0 2.9
9 XXXXXX 6.0 3.2
10 RETIRAR BOP STACK 3.0 3.3
11 INSTALAR CABEZAL 6.0 3.5
12 DESARMAR EQUIPO 9.0 3.9
13 OTROS 2.0 4.0
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Costeo del trabajo.
WORKOVER COSTSWELL: SELVA 13D
1.- RIG ITEM D U US$/DAY TOTAL TOTAL NET
MVNT 2 8500 17000
LABOR 6 10500 63000
8 $80,000
2.- TRANSP
RIG (DMA) 1 5900 5900
RIG DISTANCE exceso 0-10 km 0 109
TRUCKING 1000
GRUA (PLUS + CONTRACTOR)
PERS PETREX (AVION) 5000
MISCELLANEOUS MATERIALS 5000
$16,900
3.- SERVICES
MISCELLANEOUS SERVICES (BAKER) 1000
MISCELLANEOUS SERVICES (WIRELINE PLUS)
LOGGING PERFORATING VIVIAN
TUBULAR INSPECTION
LOGGING (JUNK BASKET)
CHEMICAL CUTTER 1 16000 16000
ESP SERVICES
COMMUNICATIONS
FORMATION TEST SERTECPET, JET PUMP.
$17,000
4.- MATERIALS COMPLETION FLUID CHEMICALS 2000
WELLHEAD & TBG HANGER
JOINTS 3.5" TUBING
ESP ASSEMBLY, CABLE, ACCESORIOS
BRIDGE PLUG N-1
MILLS, BITS, ROTARYS
4" PIPE LINE PRODUCTION LINE, construction
DIESEL FOR WO RIG 8 300 2400
$4,400
5.- LOCATION
$0
6.- SUPERVISOR
SUPV. COMPANY 8 450 3600 $3,600
7.- OTHERS
CATERING AND OTHERS 8 1000 8000 $8,000
TOTAL
129,900.00$
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Evaluacin econmica.
Calculo del VAN.
Calculo del TIR.
Calculo del PAY OUT
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ANTECEDENTES
Segm los registros de corrosion "CIT" tomados en el WO realizado en Febrero de 1992,
muestra el estado del Csg de 7" en mal estado y con huecos a 9517ft, 10232ft, 10257ft
y 10884 ft. Tambien se muestran anomalias y hueco en el csg de 9 5/8" @ 7908.5ft.
El scraper para csg de 9 5/8" no quiso pasar de 1,943m (6376ft), lo que indica algun tipo
de dao obstruccin, al pasar con Broca 8 1/2" se paso la obstruccin.
Resumen de huecos encontrados con registro CIT en csg de 7" :
10232ft, 10257ft a la altura de la zona de agua en vivian y 10884ft a la altura de la fm.
Chonta.
En junio 1992 se realizo un DST - TCP y Re- baleo la formacion Chonta de 10907ft hasta
10950ft con 8 spf. Repitio el DST por problemas de herramientas de fondo. Tomo nuevo
DST, recupero los memories gauge dando como resultado un PI de 1.1 bbl/psi. Termino
de realizar prueba de foramcion y bajo killing string con 35 tbg 3 1/2" eue N-80. Dejo
el pozo temporalmente abandonado hasta progrmar un posible Reentry para Chonta..
Pozo cerrado desde Setiermbre de 1987.
Huecos en Vivian @
10,232ft (3,118.7m) y
10,257ft (3,126.3m)
WO N2: Feb 1992Scraper de 9 5/8" no paso de
6376ft (1943.4m)
Well Prod Date
Days
On
Oil Rate
Prod Day
(bbl)
Oil Rate
Cal Day
(bbl)
Water
Rate Cal
Day (bbl)
Gas Rate
Cal Day
(Mcf)
Water
Cut (%)
API (60
F)
9/1/1987 28 34 32 50 19 61 36.4
8/1/1987 4 168 22 87 13 80 36.4
4/1/1987 7 176 41 71 24 63.4 36.4
3/1/1987 30 188 182 310 106 63 34.5
2/1/1987 24 163 140 215 81 60.6 35.5
1/1/1987 29 184 172 385 100 69.1 35.9
12/1/1986 20 112 72 139 42 65.9 35.9
11/1/1986 30 159 159 223 92 58.4 36.4
10/1/1986 27 274 238 414 138 63.5 36.4
9/1/1986 30 158 158 252 92 61.4 36.4
8/1/1986 31 258 258 333 150 56.3 36.4
7/1/1986 31 277 277 341 160 55.2 38.1
6/1/1986 30 201 201 246 117 55 37
5/1/1986 31 316 316 315 183 50 37
4/1/1986 30 265 265 377 154 58.7 37
3/1/1986 22 248 176 250 102 58.7 37
2/1/1986 27 161 155 214 90 57.9 37
1/1/1986 31 348 348 322 202 48.1 37
SELVA SUR - 10 ((CHONTA)
EJEMPLO
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Objective: Restore well production in chonta formation.
Expected production: 160 BOPD (Lower Chonta, 36.4 API).
* POOH killing string.
* Conditioning 7" and 9 5/8" csgs.
* Run corrosion - cement Logs in 7" and 9 5/8" csgs.
* Run 5" csg and cement.
* Perform 7" tie back and cement.
* Perforate Chonta formation.
* Perform DST with hydraulic pump.
* RIH ESP installation.
SOLUCION
Objective: Restore well production in chonta formation.
Expected production: 160 BOPD (Lower Chonta, 36.4 API).
* POOH killing string.
* Conditioning 7" and 9 5/8" csgs.
* Run corrosion - cement Logs in 7" and 9 5/8" csgs.
* Run 5" csg and cement.
* Perform 7" tie back and cement.
* Perforate Chonta formation.
* Perform DST with hydraulic pump.
* RIH ESP installation.
OBJETIVO
PLAN DE TRABAJO
-
SOUTH HUAYURI 10DIAGRAMA PRO PUES TO
ALTERNATIVA N1
SHO RT TIE BACK
7 PBTD @ 3,352.8m
7 LINER SHOE @ 3380 .6m
ELEVA TION: KB: 919
G L: 898
TUBING H ANGE R
7 LINER TOP @ 2,435m
9 5/8 CA SING SHOE @ 2,999.4m
SIZE 9 5/8 7 5
WEIGHT 47 PPF 29 PPF 15PPF
GRADE N-80 P-110 N-80
THREAD BUTT BUTT XL
DEPTH 2499M 3380.5M 1006M
PROPU ESTO
CHON TA ( 3,324 .5m 3,333m)
5CSG C EM ENTED
7CSG C EM ENTED
7 LINER HA NGER @ 2,346m
5 PBTD @ 3 ,345m
NEW 7 TOP OF LINER
BES DN- 1750
3 TBG SEC
X/O 5 XL 7 NEW VAN
DIAGRAMA PROPUESTA
-
RESUMEN
OBJETIVOOBJETIVOS
Reactivar el pozo mediante la puesta de produccin del reservorio Chonta, recompletar
el pozo con csg de 5" dependiendo del estado del csg de 9 578" instalar Short Tie back
Tie back a superficie Balear la formacin con caones 3 3/8" HSD y cargas 3406 PJ y
sistema con balas PURE.
ANTECEDENTES
Segm los registros de corrosion "CIT" tomados en el WO realizado en Febrero de 1992,
muestra el estado del Csg de 7" en mal estado y con huecos a 9517ft, 10232ft, 10257ft
y 10884 ft. Tambien se muestran anomalias y hueco en el csg de 9 5/8" @ 7908.5ft.
El scraper para csg de 9 5/8" no quiso pasar de 1,943m (6376ft), lo que indica algun tipo
de dao obstruccin, al pasar con Broca 8 1/2" se paso la obstruccin.
Resumen de huecos encontrados con registro CIT en csg de 7" :
10232ft, 10257ft a la altura de la zona de agua en vivian y 10884ft a la altura de la fm.
Chonta.
En junio 1992 se realizo un DST - TCP y Re- baleo la formacion Chonta de 10907ft hasta
10950ft con 8 spf. Repitio el DST por problemas de herramientas de fondo. Tomo nuevo
DST, recupero los memories gauge dando como resultado un PI de 1.1 bbl/psi. Termino
de realizar prueba de foramcion y bajo killing string con 35 tbg 3 1/2" eue N-80. Dejo
el pozo temporalmente abandonado hasta progrmar un posible Reentry para Chonta..
Pozo cerrado desde Setiermbre de 1987.
SITUACION ACTUAL
Actualmente el pozo se encuentra con una sarta como killing string de 35 Tbg 3 1/2" eue.
La ultima produccion del pozo esta registrada en Setiembre del ao 1987 con 170BOPD
x 305 BWPD x 63.5%WC x PI entre 0.4 a 0.5 bbl/psi y 36.4 API.
ANALISIS
El pozo se encuentra al Norte de la estructura teniendo como objetivo unico el reservorio
Chonta con un espesor neto de petroleo inicial de 8 metros y un acumulado de produccion
de petroleo de 1,158M BO x 511M BW.
En el pozo HS10 El rerservirio Chonta sand esta en buena posicin estructural y presenta
buen desarrollo de la arena productiva debido a variaciones estratigraficas. En este pozo
el vivian se presenta desfaborabl.
RECOMENDACION
Debido al dao de los csg registrados en el registro CIT tomado en el ao 1992, se ha
recomendado correr registro de corrosion para definir el estado de los csg de 9 5/8" y
7". Dependiendo del mismo se recompletara toda la seccion de csg de 7" con csg de 5" .
Si se encuentra dao severo en el csag de 9 5/8" se correra tie back y se ha propuesto
balear la formacion Chonta con caon 3 3/8" debido a la restriccion de pasaje de los
caones de 4 1/2" y utilizar el sistema PURE para el baleo con cable.
OBJETIVOS
Reactivar el pozo mediante la puesta de produccin del reservorio Chonta, recompletar
el pozo con csg de 5" dependiendo del estado del csg de 9 578" instalar Short Tie back
Tie back a superficie Balear la formacin con caones 3 3/8" HSD y cargas 3406 PJ y
sistema con balas PURE.
ANTECEDENTES
Segm los registros de corrosion "CIT" tomados en el WO realizado en Febrero de 1992,
muestra el estado del Csg de 7" en mal estado y con huecos a 9517ft, 10232ft, 10257ft
y 10884 ft. Tambien se muestran anomalias y hueco en el csg de 9 5/8" @ 7908.5ft.
El scraper para csg de 9 5/8" no quiso pasar de 1,943m (6376ft), lo que indica algun tipo
de dao obstruccin, al pasar con Broca 8 1/2" se paso la obstruccin.
Resumen de huecos encontrados con registro CIT en csg de 7" :
10232ft, 10257ft a la altura de la zona de agua en vivian y 10884ft a la altura de la fm.
Chonta.
En junio 1992 se realizo un DST - TCP y Re- baleo la formacion Chonta de 10907ft hasta
10950ft con 8 spf. Repitio el DST por problemas de herramientas de fondo. Tomo nuevo
DST, recupero los memories gauge dando como resultado un PI de 1.1 bbl/psi. Termino
de realizar prueba de foramcion y bajo killing string con 35 tbg 3 1/2" eue N-80. Dejo
el pozo temporalmente abandonado hasta progrmar un posible Reentry para Chonta..
Pozo cerrado desde Setiermbre de 1987.
SITUACION ACTUAL
Actualmente el pozo se encuentra con una sarta como killing string de 35 Tbg 3 1/2" eue.
La ultima produccion del pozo esta registrada en Setiembre del ao 1987 con 170BOPD
x 305 BWPD x 63.5%WC x PI entre 0.4 a 0.5 bbl/psi y 36.4 API.
ANALISIS
El pozo se encuentra al Norte de la estructura teniendo como objetivo unico el reservorio
Chonta con un espesor neto de petroleo inicial de 8 metros y un acumulado de produccion
de petroleo de 1,158M BO x 511M BW.
En el pozo HS10 El rerservirio Chonta sand esta en buena posicin estructural y presenta
buen desarrollo de la arena productiva debido a variaciones estratigraficas. En este pozo
el vivian se presenta desfaborabl.
RECOMENDACION
Debido al dao de los csg registrados en el registro CIT tomado en el ao 1992, se ha
recomendado correr registro de corrosion para definir el estado de los csg de 9 5/8" y
7". Dependiendo del mismo se recompletara toda la seccion de csg de 7" con csg de 5" .
Si se encuentra dao severo en el csag de 9 5/8" se correra tie back y se ha propuesto
balear la formacion Chonta con caon 3 3/8" debido a la restriccion de pasaje de los
caones de 4 1/2" y utilizar el sistema PURE para el baleo con cable.
ANTECEDENTE
-
OBJETIVOS
Reactivar el pozo mediante la puesta de produccin del reservorio Chonta, recompletar
el pozo con csg de 5" dependiendo del estado del csg de 9 578" instalar Short Tie back
Tie back a superficie Balear la formacin con caones 3 3/8" HSD y cargas 3406 PJ y
sistema con balas PURE.
ANTECEDENTES
Segm los registros de corrosion "CIT" tomados en el WO realizado en Febrero de 1992,
muestra el estado del Csg de 7" en mal estado y con huecos a 9517ft, 10232ft, 10257ft
y 10884 ft. Tambien se muestran anomalias y hueco en el csg de 9 5/8" @ 7908.5ft.
El scraper para csg de 9 5/8" no quiso pasar de 1,943m (6376ft), lo que indica algun tipo
de dao obstruccin, al pasar con Broca 8 1/2" se paso la obstruccin.
Resumen de huecos encontrados con registro CIT en csg de 7" :
10232ft, 10257ft a la altura de la zona de agua en vivian y 10884ft a la altura de la fm.
Chonta.
En junio 1992 se realizo un DST - TCP y Re- baleo la formacion Chonta de 10907ft hasta
10950ft con 8 spf. Repitio el DST por problemas de herramientas de fondo. Tomo nuevo
DST, recupero los memories gauge dando como resultado un PI de 1.1 bbl/psi. Termino
de realizar prueba de foramcion y bajo killing string con 35 tbg 3 1/2" eue N-80. Dejo
el pozo temporalmente abandonado hasta progrmar un posible Reentry para Chonta..
Pozo cerrado desde Setiermbre de 1987.
SITUACION ACTUAL
Actualmente el pozo se encuentra con una sarta como killing string de 35 Tbg 3 1/2" eue.
La ultima produccion del pozo esta registrada en Setiembre del ao 1987 con 170BOPD
x 305 BWPD x 63.5%WC x PI entre 0.4 a 0.5 bbl/psi y 36.4 API.
ANALISIS
El pozo se encuentra al Norte de la estructura teniendo como objetivo unico el reservorio
Chonta con un espesor neto de petroleo inicial de 8 metros y un acumulado de produccion
de petroleo de 1,158M BO x 511M BW.
En el pozo HS10 El rerservirio Chonta sand esta en buena posicin estructural y presenta
buen desarrollo de la arena productiva debido a variaciones estratigraficas. En este pozo
el vivian se presenta desfaborabl.
RECOMENDACION
Debido al dao de los csg registrados en el registro CIT tomado en el ao 1992, se ha
recomendado correr registro de corrosion para definir el estado de los csg de 9 5/8" y
7". Dependiendo del mismo se recompletara toda la seccion de csg de 7" con csg de 5" .
Si se encuentra dao severo en el csag de 9 5/8" se correra tie back y se ha propuesto
balear la formacion Chonta con caon 3 3/8" debido a la restriccion de pasaje de los
caones de 4 1/2" y utilizar el sistema PURE para el baleo con cable.
-
En esta parte del programa se debe de indicar en forma detallada los
siguientes puntos:
Acondicionamiento del pozo o control del pozo.
Recuperacin de la sarta de produccin.
Prueba de presin del BOP stack.
Calibracin del pozo con speedwell o scrapper.
Programa del trabajo de acuerdo al objetivo.
Diseo del sistema de la bomba.
Clculo del tiempo estimado para realizar el trabajo.
Costeo del trabajo.
Evaluacin econmica.
ELABORACION DEL PROGRAMA EN FORMA DETALLADA:
-
RECOMENDACION
ACONDICIONAMIENTO DE POZO :
1.- Mover y armar el Equipo PLUS-1 en la locacin del pozo.
Notas: llenar los tanques de lodo con agua fresca f iltrada y preparar WOF.
Mover Unidad de Logging Schlumberger, Unidad de cementacin de "BJ",
02 frac tanks (plus) y tuberia de trabajo (DP PH-6).
2.- Desfogar el pozo hasta observar el mismo muerto. Bombear 20 bbl WOF 8.4 ppg
por tubos como precaucin, observar pozo muerto y proceder a desarmar el
cabezal del pozo.
WOF: Nota: P esttica Chonta : 3,800si.
KCl Cloruro de sodio 7 lb/bbl a Jun 1985.
XC-370 Biocida 2 gal/100 bbl
JDP-87 Surfactante 2 gal/100 bbl
JRU-209 Oxygen Scavenger 0.75 gal/100 bbl
3.- Instalar BOP stack. Completar el armado del equipo.
Probar funcionamiento del BOP, Crow n-o-matic y sistema general de apagado
de los motores del equipo.
4.- Nota: Inspeccionar el cabezal del pozo, de ser necesario cambiar las vlvulas.
RECUPERACION KILLING STRING :
5.- Conectar tubo templador y desentar tubing hanger, sacar quebrando 35 Tbg
3 1/2" EUE 9.3 lb/ft N-80 como killing string.
6.- Reportar condicin de la tubera saliente.
PRUEBA BOPS STACK CON PRESION :
7.- Instalar Plug Tester en el Tbg Spool y probar el BOP Stack: Bind rams, Pipe
rams con 1500psi y Annular preventer con 800 psi. recuperar Plug tester.
CALIBRACION CSG DE 9 5/8" y Csg DE 7" :
8.- Armar BHA de calibracin y limpieza con Economill Bit de 8 1/2" + scraper para
csg de 9 5/8" y calibrar el pozo hasta el tope de liner de 7" @ 2,435m. Sacar
en barras.
9.- Armar BHA de calibracin y limpieza con Economill Bit de 6" + scraper para csg 7"
y bajar con DP para calibrar el pozo hasta 3352.8m (11,000 ft PBTD).
Circular el pozo. Sacar la tubera.
-
ACONDICIONAMIENTO DE POZO :
1.- Mover y armar el Equipo PLUS-1 en la locacin del pozo.
Notas: llenar los tanques de lodo con agua fresca f iltrada y preparar WOF.
Mover Unidad de Logging Schlumberger, Unidad de cementacin de "BJ",
02 frac tanks (plus) y tuberia de trabajo (DP PH-6).
2.- Desfogar el pozo hasta observar el mismo muerto. Bombear 20 bbl WOF 8.4 ppg
por tubos como precaucin, observar pozo muerto y proceder a desarmar el
cabezal del pozo.
WOF: Nota: P esttica Chonta : 3,800si.
KCl Cloruro de sodio 7 lb/bbl a Jun 1985.
XC-370 Biocida 2 gal/100 bbl
JDP-87 Surfactante 2 gal/100 bbl
JRU-209 Oxygen Scavenger 0.75 gal/100 bbl
3.- Instalar BOP stack. Completar el armado del equipo.
Probar funcionamiento del BOP, Crow n-o-matic y sistema general de apagado
de los motores del equipo.
4.- Nota: Inspeccionar el cabezal del pozo, de ser necesario cambiar las vlvulas.
RECUPERACION KILLING STRING :
5.- Conectar tubo templador y desentar tubing hanger, sacar quebrando 35 Tbg
3 1/2" EUE 9.3 lb/ft N-80 como killing string.
6.- Reportar condicin de la tubera saliente.
PRUEBA BOPS STACK CON PRESION :
7.- Instalar Plug Tester en el Tbg Spool y probar el BOP Stack: Bind rams, Pipe
rams con 1500psi y Annular preventer con 800 psi. recuperar Plug tester.
CALIBRACION CSG DE 9 5/8" y Csg DE 7" :
8.- Armar BHA de calibracin y limpieza con Economill Bit de 8 1/2" + scraper para
csg de 9 5/8" y calibrar el pozo hasta el tope de liner de 7" @ 2,435m. Sacar
en barras.
9.- Armar BHA de calibracin y limpieza con Economill Bit de 6" + scraper para csg 7"
y bajar con DP para calibrar el pozo hasta 3352.8m (11,000 ft PBTD).
Circular el pozo. Sacar la tubera.
-
REGISTROS DE CORROSION-CEMENTO CSG 7" Y 9 5/8" :
Realizar charla de seguridad previo a los trabajos
10.- Armar Unidad y herramientas de registros electricos SLB y realizar las siguientes
carreras:
Run N1: Armar para csg de 7" sonda USIT en MODO CORROSION -CEMENTO-GR
CCL, bajar y correr registro desde 3352m (PBTD) hasta el Tope Liner de 7" @
2,435m para verif icar el estado del csg de 7".
Nota: Zapato de csg de 9 5/8" @ 2,499.4m.
Run N2: Armar para csg de 9 5/8" sonda USIT en MODO CORROSION -CEMENTO-
GR- CCL, bajar y correr registro desde el tope de liner de 7" @ 2,435m hasta la
superficie.
Correlacionar profundidades con registro CBL-VDL del 03 JULIO 1979.
* Dependiendo de los resultados de la evaluacin de los registros se decidira losiguiente:
1.- Mejor zona para sentar el colgador de 9 5/8" x liner de 7" x liner de 5".
2.- Segunda etapa : Short Tie Back 7" Tie Back 7" hasta superficie, dependiendo
del estado del Csg de 9 5/8" segn registro USIT..
Si los registros indican buen estado de los Csgs ir al paso 16.-
RE-COMPLETACION DEL POZO INSTALACION Y CEMENTACIN DEL CSG 5"
11.- Acondicionar en los racks Csg 5" 15 lb/ft P-110 y N-80 XL R-3 y bajar al pozo
para cubrir desde 3352m hasta 2,346m (1,006m de liner de 5").
Nota: Tope del colgador Tentativo a 2,346m dependiendo del registros USIT.
Se esta considerando un Overlap entre los Csg de 9 5/8" y 5" de 90m.
Nota: Ubicacin de los centralizadores : 01 x Csg en los primeros 05 csg, 03
por debajo del colgador de 9 5/8"x7"x5" y 02 ubicados a 30m por debajo del
tope de liner de 7" (total centralizadores a utilizar = 10 Unidades).
Probar el equipo f lotador bajando los primeros tubos.
LINER ASSEMBLY:
Insert guide shoe 5"
02 Csg 5" 15 lb/ft Csg 5" 15 lb/ft ID body: 4.408" , ID Upset: 4.218".
Insert float collar 5"
01 Csg 5" 15 lb/ft
Insert landing collar type-II 5"
75 Csg 5" 15 lb/ft (Tentativo, depender de la Ubicacin del colgador).
01 Crossover csg 5" XL - 7" NEW VAN
HMC liner hanger (7"-29 # x 9 5/8"-47#)
"RS" Nipple
"HR" Liner Setting sleeve ( 8.25" OD x 7.5" ID x 6 ft Long )
Nota: Colocar un Csg corto de 5" a 100m encima del tope de Chonta y
pip tag radioactivo a 150m encima del tope de Chonta.
-
REGISTROS DE CORROSION-CEMENTO CSG 7" Y 9 5/8" :
Realizar charla de seguridad previo a los trabajos
10.- Armar Unidad y herramientas de registros electricos SLB y realizar las siguientes
carreras:
Run N1: Armar para csg de 7" sonda USIT en MODO CORROSION -CEMENTO-GR
CCL, bajar y correr registro desde 3352m (PBTD) hasta el Tope Liner de 7" @
2,435m para verif icar el estado del csg de 7".
Nota: Zapato de csg de 9 5/8" @ 2,499.4m.
Run N2: Armar para csg de 9 5/8" sonda USIT en MODO CORROSION -CEMENTO-
GR- CCL, bajar y correr registro desde el tope de liner de 7" @ 2,435m hasta la
superficie.
Correlacionar profundidades con registro CBL-VDL del 03 JULIO 1979.
* Dependiendo de los resultados de la evaluacin de los registros se decidira losiguiente:
1.- Mejor zona para sentar el colgador de 9 5/8" x liner de 7" x liner de 5".
2.- Segunda etapa : Short Tie Back 7" Tie Back 7" hasta superficie, dependiendo
del estado del Csg de 9 5/8" segn registro USIT..
Si los registros indican buen estado de los Csgs ir al paso 16.-
RE-COMPLETACION DEL POZO INSTALACION Y CEMENTACIN DEL CSG 5"
11.- Acondicionar en los racks Csg 5" 15 lb/ft P-110 y N-80 XL R-3 y bajar al pozo
para cubrir desde 3352m hasta 2,346m (1,006m de liner de 5").
Nota: Tope del colgador Tentativo a 2,346m dependiendo del registros USIT.
Se esta considerando un Overlap entre los Csg de 9 5/8" y 5" de 90m.
Nota: Ubicacin de los centralizadores : 01 x Csg en los primeros 05 csg, 03
por debajo del colgador de 9 5/8"x7"x5" y 02 ubicados a 30m por debajo del
tope de liner de 7" (total centralizadores a utilizar = 10 Unidades).
Probar el equipo f lotador bajando los primeros tubos.
LINER ASSEMBLY:
Insert guide shoe 5"
02 Csg 5" 15 lb/ft Csg 5" 15 lb/ft ID body: 4.408" , ID Upset: 4.218".
Insert float collar 5"
01 Csg 5" 15 lb/ft
Insert landing collar type-II 5"
75 Csg 5" 15 lb/ft (Tentativo, depender de la Ubicacin del colgador).
01 Crossover csg 5" XL - 7" NEW VAN
HMC liner hanger (7"-29 # x 9 5/8"-47#)
"RS" Nipple
"HR" Liner Setting sleeve ( 8.25" OD x 7.5" ID x 6 ft Long )
Nota: Colocar un Csg corto de 5" a 100m encima del tope de Chonta y
pip tag radioactivo a 150m encima del tope de Chonta.
-
CEMENTACIN :
12.- Una vez armado el ensamble de fondo con el setting tool de Baker bajar con tube-
ra DP 3.5" (conejear toda la sarta) segn procedimiento a cargo del operador
de la Cia. Baker. Nota:
Colocar sarta en posicin, armar y probar lneas de cementacin de "BJ" con 2500
psi. Sentar el Colgador a 2,346m (tentativo) segn procedimiento a cargo del
operador de la Cia. Baker. Continuar Cementando el Liner de 5" segn Rx de la Ca.
"BJ". Liberar el setting tool, sacar 06 barras y reversar el exceso de cemento.
Sacar DP y esperar fraguado del cement x 24 hrs antes de rotar el cemento.
NOTAS: Considerar un exceso de cemento encima del tope de liner de no mas de
3 bbls, en caso no se detecte la llegada del tapn NO sobredesplazar el cemento,
bombear solo el volumen calculado.
13.- Armar y bajar Broca de 8 1/2" + Scraper rotativo para csg 9 5/8" y limpiar el pozo
hasta el tope del nuevo colgador @ 2,346m (tentativo).
13a.-Armar Junk Mill de 4 1/8" con 1,030m de DP PAC 2 7/8" para limpiar cmt
Y calibrar csg de 5" hasta 3,345m, circular el pozo por lo menos una
vuelta completa sacar tubera en barras y quebrar el exceso (Opcional).
13b.-Cerrar los blind rams y probar el pozo con 2000 psi de presin durante 5 min.
desfogar lentamente la presin.
Si la prueba de presin es buena OK y los registros de corrosin en el csg de
9 5/8" indican buen estado del mismo , pasar al paso 16.- de lo contratio se
procedera con las siguientes alternativas:
ACONDICIONAMIENTO DEL NUEVO TIE BACK SLEEVE (TOL) :
14.- Armar y bajar Tie back Mill 7 3/8" para acondicionar el nuevo HR Setting Sleeve
del colgador del liner de 9 5/8" x 7" x 5", trabajar con bajo RPM la seccin del
enchufe de 6ft de longitud. Sacar la tubera. El trabajo sera supervisado por el
operador de Baker.
SEGUNDA ETAPA: TIE BACK 7"
Alternativas para el trabajo de reparacin del Csg de 9 5/8" :
A1.- 9 5/8" x 7" Short Tie Back y cementarlo.
B1.- 7" Tie Back a superficie y cementarlo.
Recomendacin ser emitida segn alternativa a seguir.
NOTA: Tener disponibles los Equipos, herramientas y materiales para efectuar
alguna de estas alternativas, esto dependera de la magnitud de los resultados de
los registros y prueba de hermeticidad realizada en el csg de 9 5/8".
Si fuera el caso de la alternativa B1.-
Instalar Csg Spool en el cabezal del pozo antes de iniciar a bajar el Tie back Steam.
-
CEMENTACIN :
12.- Una vez armado el ensamble de fondo con el setting tool de Baker bajar con tube-
ra DP 3.5" (conejear toda la sarta) segn procedimiento a cargo del operador
de la Cia. Baker. Nota:
Colocar sarta en posicin, armar y probar lneas de cementacin de "BJ" con 2500
psi. Sentar el Colgador a 2,346m (tentativo) segn procedimiento a cargo del
operador de la Cia. Baker. Continuar Cementando el Liner de 5" segn Rx de la Ca.
"BJ". Liberar el setting tool, sacar 06 barras y reversar el exceso de cemento.
Sacar DP y esperar fraguado del cement x 24 hrs antes de rotar el cemento.
NOTAS: Considerar un exceso de cemento encima del tope de liner de no mas de
3 bbls, en caso no se detecte la llegada del tapn NO sobredesplazar el cemento,
bombear solo el volumen calculado.
13.- Armar y bajar Broca de 8 1/2" + Scraper rotativo para csg 9 5/8" y limpiar el pozo
hasta el tope del nuevo colgador @ 2,346m (tentativo).
13a.-Armar Junk Mill de 4 1/8" con 1,030m de DP PAC 2 7/8" para limpiar cmt
Y calibrar csg de 5" hasta 3,345m, circular el pozo por lo menos una
vuelta completa sacar tubera en barras y quebrar el exceso (Opcional).
13b.-Cerrar los blind rams y probar el pozo con 2000 psi de presin durante 5 min.
desfogar lentamente la presin.
Si la prueba de presin es buena OK y los registros de corrosin en el csg de
9 5/8" indican buen estado del mismo , pasar al paso 16.- de lo contratio se
procedera con las siguientes alternativas:
ACONDICIONAMIENTO DEL NUEVO TIE BACK SLEEVE (TOL) :
14.- Armar y bajar Tie back Mill 7 3/8" para acondicionar el nuevo HR Setting Sleeve
del colgador del liner de 9 5/8" x 7" x 5", trabajar con bajo RPM la seccin del
enchufe de 6ft de longitud. Sacar la tubera. El trabajo sera supervisado por el
operador de Baker.
SEGUNDA ETAPA: TIE BACK 7"
Alternativas para el trabajo de reparacin del Csg de 9 5/8" :
A1.- 9 5/8" x 7" Short Tie Back y cementarlo.
B1.- 7" Tie Back a superficie y cementarlo.
Recomendacin ser emitida segn alternativa a seguir.
NOTA: Tener disponibles los Equipos, herramientas y materiales para efectuar
alguna de estas alternativas, esto dependera de la magnitud de los resultados de
los registros y prueba de hermeticidad realizada en el csg de 9 5/8".
Si fuera el caso de la alternativa B1.-
Instalar Csg Spool en el cabezal del pozo antes de iniciar a bajar el Tie back Steam.
-
Si fuera el caso de la alternativa A1.-, seguir con los siguientes pasos
despus de realizar el Short Tie back :
LIMPIEZA DE LOS CSG DE 9 5/8" Y 7"
15 A1- Armar BHA de calibracin y limpieza con Broca de 8 1/2" + scraper para csg de
9 5/8" y calibrar el pozo hasta el nuevo tope del tie back de 7". Sacar en barras.
15 A2- Armar BHA de calibracin y limpieza con Broca de 6" + scraper rotativo para csg
7" y bajar con DP para limpiar el cemento y calibrar el pozo hasta 2,346m (entra-
da csg 5"). Circular el pozo. Sacar la tubera.
15 A3.- Armar Junk Mill de 4 1/8" y calibrar csg de 5" hasta 3,345m,
circular el pozo por lo menos una vuelta completa. Sacar tuberia quebrando el
exceso. PASAR AL PASO 16.-
Si fuera el caso de la alternativa B1.-, seguir con los siguientes pasos
despus de realizar el Tie Back hasta Superficie :
LIMPIEZA DEL LINER DE 7"
15 B1- Armar BHA de calibracin y limpieza con Broca de 6" + scraper rotativo para csg
7" y bajar con DP para limpiar el cemento y calibrar el pozo hasta 2,346m (entra-
da csg 5"). Circular el pozo. Sacar la tubera.
15 B2.- Armar Junk Mill de 4 1/8" y calibrar csg de 5" hasta 3,345m,
circular el pozo por lo menos una vuelta completa. Sacar tuberia quebrando el
exceso.
PUNZADO DE LA FORMACIN CHONTA
Realizar charla de seguridad previo a los trabajos en el pozo
16.- Armar herramientas y Unidad de Schlumberger y realizar las siguientes corridas:
1RUN: Armar sonda GR-CCL bajar y correlacionar profundidades , esta carrera
servira como registro base para el Baleo.
2RUN: Armar caones 3 3/8" HSD con cargas 3406 HMX PowerJet PURE 6 spf,
bajar correlacionar profundidades y balear el intervalo de Chonta de 3,324.5m
hasta 3,333m (8.5m Tentativa).
NOTA: En caso de estar en buen estado el csg de 7" y no tener que bajar
csg de 5", Rebalear la formacin CHONTA con caones 4 1/2" HSD y
cargas PowerJet OMEGA 5 spf.
PRUEBA DE FORMACION CON BOMBEO HIDRAULICO
INTERVALO CHONTA (3,324.5m - 3,333m) :
17.- Armar Unidad "Skid" de bombeo hidrulico de sertecpet, armar lneas de prueba y
chequear todas las conexiones hacia los frac tanksy bateria de produccin.
-
Si fuera el caso de la alternativa A1.-, seguir con los siguientes pasos
despus de realizar el Short Tie back :
LIMPIEZA DE LOS CSG DE 9 5/8" Y 7"
15 A1- Armar BHA de calibracin y limpieza con Broca de 8 1/2" + scraper para csg de
9 5/8" y calibrar el pozo hasta el nuevo tope del tie back de 7". Sacar en barras.
15 A2- Armar BHA de calibracin y limpieza con Broca de 6" + scraper rotativo para csg
7" y bajar con DP para limpiar el cemento y calibrar el pozo hasta 2,346m (entra-
da csg 5"). Circular el pozo. Sacar la tubera.
15 A3.- Armar Junk Mill de 4 1/8" y calibrar csg de 5" hasta 3,345m,
circular el pozo por lo menos una vuelta completa. Sacar tuberia quebrando el
exceso. PASAR AL PASO 16.-
Si fuera el caso de la alternativa B1.-, seguir con los siguientes pasos
despus de realizar el Tie Back hasta Superficie :
LIMPIEZA DEL LINER DE 7"
15 B1- Armar BHA de calibracin y limpieza con Broca de 6" + scraper rotativo para csg
7" y bajar con DP para limpiar el cemento y calibrar el pozo hasta 2,346m (entra-
da csg 5"). Circular el pozo. Sacar la tubera.
15 B2.- Armar Junk Mill de 4 1/8" y calibrar csg de 5" hasta 3,345m,
circular el pozo por lo menos una vuelta completa. Sacar tuberia quebrando el
exceso.
PUNZADO DE LA FORMACIN CHONTA
Realizar charla de seguridad previo a los trabajos en el pozo
16.- Armar herramientas y Unidad de Schlumberger y realizar las siguientes corridas:
1RUN: Armar sonda GR-CCL bajar y correlacionar profundidades , esta carrera
servira como registro base para el Baleo.
2RUN: Armar caones 3 3/8" HSD con cargas 3406 HMX PowerJet PURE 6 spf,
bajar correlacionar profundidades y balear el intervalo de Chonta de 3,324.5m
hasta 3,333m (8.5m Tentativa).
NOTA: En caso de estar en buen estado el csg de 7" y no tener que bajar
csg de 5", Rebalear la formacin CHONTA con caones 4 1/2" HSD y
cargas PowerJet OMEGA 5 spf.
PRUEBA DE FORMACION CON BOMBEO HIDRAULICO
INTERVALO CHONTA (3,324.5m - 3,333m) :
17.- Armar Unidad "Skid" de bombeo hidrulico de sertecpet, armar lneas de prueba y
chequear todas las conexiones hacia los frac tanksy bateria de produccin.
-
PRUEBA DE FORMACION CON BOMBEO HIDRAULICO
INTERVALO CHONTA (3,324.5m - 3,333m) :
17.- Armar Unidad "Skid" de bombeo hidrulico de sertecpet, armar lneas de prueba y
chequear todas las conexiones hacia los frac tanksy bateria de produccin.
18.- Armar ensamble de fondo de pozo Sertectep para prueba de formacin como sigue:
Packer Sertecpet PHD de 7" + 01 Dc 4 3/4" + Oil Jar 4 3/4" + 06 Dcs 4 3/4" + x/o +
01 Tbg 3 1/2" sec + R-NoGo Nipple 2.25" sertecpet + 01 Tbg 3 1/2" sec + Sliding
sleeve 2.31" sertectep + sarta de prueba con Tbg 3 1/2" Sec 9.2 lb/ft.
Nota: inspeccionar y conejear toda la sarta a bajar en el pozo, chequear el ID de los
x/os a utilizar. Seguir recomendaciones del personal de sertecpet para el armado
y bajada de la sarta de prueba.
19.- Bajar ensamble de prueba y sentar packer @ 2,246m (100m por encima del
colgador del csg de 5" en caso se complete el pozo con liner de 5" ; de lo contrario,
sentar el packer en la mejor zona del csg de 7" segn los registros electricos.
Probar la hermeticidad del anular con 2000 psi de presin por 5 min (chequear que
no exista retorno por tubos).
20.- Armar Unidad de w ireline pluspetrol, bajar y sentar standing valve + memories
en el R-NoGo nipple de 2.25". Bajar con shifting tool y abrir la camisa de 2.31".
acondicionar la Jet pump (segn diseo del personal de sertecpet) bajar y sentar
en la camisa de 2.31".
21.- Realizar la prueba en la formacin Chonta con Jet pump segn diseo de sertectep.
Los caudales y Draw dow n seran diseados por el dpto de ingenieria Lima.
tiempo de la prueba depender de la respuesta del reservorio. Reportar los datos
de la prueba a Ingeniera Lima.
22.- Sacar ensamble de prueba, sacar tubing en barras para bajar BES y desarmar
el exceso de tuberia.
INSTALACION DE EQUIPO ESP :
10.- Armar y bajar conjunto BES Reda con sigue:
Usar tubera 3 1/2" 9.2 lb/ft. Caudal total estimado : 1000 BPD
PI estimado del pozo 1 bbl/psi.
Ensamble BES:
Bombas DN-1750
POSEIDON D8-42 Serie 400
Separador de Gas Serie 400
Sellos: 66L/BPBSL
Motores 100HP
Sistema Pump Watcher
Intake @ 2438m (8,000 ft)
10.- Bajar BES con tuberia de 3 1/2" a razn de 9 a 10 tubos x hora dependiendo del
drag del pozo.
11.- Arrancar el pozo con 50 Hz y probarlo registrando caudales, cortes de agua,
salinidades, API niveles de f luido, PI, etc, hasta estabilizar las condiciones.
12.- Limpiar la locacin del pozo y liberar el equipo y la cuadrilla de Workover.
-
CODIGO :
REV. : 01
COMPAA : PLUSPETROL FECHA : 30-Sep-06
CAMPO : FORESTAL POZO :
RESERVORIO : VIVIAN B POZO NUEVO
LONGITUD PROFUNDIDAD OD ID
m (base) m in in
1 Tubing 3 1/2" SEC 306 jts ( longitud 2921.89 m) 2903.26 2903.26 m
2 X-Over 3" EUE pin x 3 SEC box 0.27 2903.53 m 3.500 2.992
3 2.812 Sliding Sleeve, type "L", 3" EUE pin x box 0.89 2904.42 m 3.500 2.812
1 4 X-Over 3" SEC pin x 3" EUE box 0.28 2904.70 m 3.500 2.992
5 Tubing 3" SEC pin x box 9.41 2914.11 m 3.500 2.992
6 X-Over 3" EUE pin x 3'' SEC box 0.28 2914.39 m 3.500 2.992
7 2.75" No-go nipple "R", 3" EUE pin x box 0.32 2914.71 m 3.500 2.750
8 X-Over 3" SEC pin x 3'' EUE box 0.28 2914.99 m 3.500 2.992
9 1 Tubing 3" SEC pin x box 9.31 2924.30 m 3.500 2.992
10 X-Over 2 7/8" EUE pin x 3'' SEC box 0.32 2924.62 m 3.500 2.875
0.91 2925.53 m
7" PHD Mechanical Packer, 2 7/8" EUE pin x box 2925.53 m 5.968 2.440
0.78 2926.31 m
12 Pup joint 2 7/8" EUE pin x box 1.29 2927.60 m 2.875 2.410
2 13 2.25" No-go nipple "R", 2 7/8" EUE pin x box 0.32 2927.91 m 2.875 2.250
14 Pup joint 2 7/8" EUE pin x box 1.89 2929.80 m 2.875 2.410
3 15 2.31" Sliding Sleeve (Abierta), type "L", 2 7/8" EUE pin x box 1.00 2930.80 m 2.875 2.310
16 Shoes Mule 2 7/8" 1.44 2932.24 m 2.875 2.410
4
5
6
7
8
9
10 28.98 m
11
12
13
14
15
16
FORESTAL 1302
COMPLETACION DE PRUEBA N 01
ITEM DESCRIPCION
11
DIAGRAMA DE COMPLETACION DE POZO
(2951 - 2957.5)m
VIVIAN B
CODIGO :
REV. : 01
COMPAA : PLUSPETROL FECHA : 30-Sep-06
CAMPO : FORESTAL POZO :
RESERVORIO : VIVIAN B POZO NUEVO
LONGITUD PROFUNDIDAD OD ID
m (base) m in in
1 Tubing 3 1/2" SEC 306 jts ( longitud 2921.89 m) 2903.26 2903.26 m
2 X-Over 3" EUE pin x 3 SEC box 0.27 2903.53 m 3.500 2.992
3 2.812 Sliding Sleeve, type "L", 3" EUE pin x box 0.89 2904.42 m 3.500 2.812
1 4 X-Over 3" SEC pin x 3" EUE box 0.28 2904.70 m 3.500 2.992
5 Tubing 3" SEC pin x box 9.41 2914.11 m 3.500 2.992
6 X-Over 3" EUE pin x 3'' SEC box 0.28 2914.39 m 3.500 2.992
7 2.75" No-go nipple "R", 3" EUE pin x box 0.32 2914.71 m 3.500 2.750
8 X-Over 3" SEC pin x 3'' EUE box 0.28 2914.99 m 3.500 2.992
9 1 Tubing 3" SEC pin x box 9.31 2924.30 m 3.500 2.992
10 X-Over 2 7/8" EUE pin x 3'' SEC box 0.32 2924.62 m 3.500 2.875
0.91 2925.53 m
7" PHD Mechanical Packer, 2 7/8" EUE pin x box 2925.53 m 5.968 2.440
0.78 2926.31 m
12 Pup joint 2 7/8" EUE pin x box 1.29 2927.60 m 2.875 2.410
2 13 2.25" No-go nipple "R", 2 7/8" EUE pin x box 0.32 2927.91 m 2.875 2.250
14 Pup joint 2 7/8" EUE pin x box 1.89 2929.80 m 2.875 2.410
3 15 2.31" Sliding Sleeve (Abierta), type "L", 2 7/8" EUE pin x box 1.00 2930.80 m 2.875 2.310
16 Shoes Mule 2 7/8" 1.44 2932.24 m 2.875 2.410
4
5
6
7
8
9
10 28.98 m
11
12
13
14
15
16
FORESTAL 1302
COMPLETACION DE PRUEBA N 01
ITEM DESCRIPCION
11
DIAGRAMA DE COMPLETACION DE POZO
(2951 - 2957.5)m
VIVIAN B
-
PRUEBA DE FORMACION CON BOMBEO HIDRAULICO
INTERVALO CHONTA (3,324.5m - 3,333m) :
17.- Armar Unidad "Skid" de bombeo hidrulico de sertecpet, armar lneas de prueba y
chequear todas las conexiones hacia los frac tanksy bateria de produccin.
18.- Armar ensamble de fondo de pozo Sertectep para prueba de formacin como sigue:
Packer Sertecpet PHD de 7" + 01 Dc 4 3/4" + Oil Jar 4 3/4" + 06 Dcs 4 3/4" + x/o +
01 Tbg 3 1/2" sec + R-NoGo Nipple 2.25" sertecpet + 01 Tbg 3 1/2" sec + Sliding
sleeve 2.31" sertectep + sarta de prueba con Tbg 3 1/2" Sec 9.2 lb/ft.
Nota: inspeccionar y conejear toda la sarta a bajar en el pozo, chequear el ID de los
x/os a utilizar. Seguir recomendaciones del personal de sertecpet para el armado
y bajada de la sarta de prueba.
19.- Bajar ensamble de prueba y sentar packer @ 2,246m (100m por encima del
colgador del csg de 5" en caso se complete el pozo con liner de 5" ; de lo contrario,
sentar el packer en la mejor zona del csg de 7" segn los registros electricos.
Probar la hermeticidad del anular con 2000 psi de presin por 5 min (chequear que
no exista retorno por tubos).
20.- Armar Unidad de w ireline pluspetrol, bajar y sentar standing valve + memories
en el R-NoGo nipple de 2.25". Bajar con shifting tool y abrir la camisa de 2.31".
acondicionar la Jet pump (segn diseo del personal de sertecpet) bajar y sentar
en la camisa de 2.31".
21.- Realizar la prueba en la formacin Chonta con Jet pump segn diseo de sertectep.
Los caudales y Draw dow n seran diseados por el dpto de ingenieria Lima.
tiempo de la prueba depender de la respuesta del reservorio. Reportar los datos
de la prueba a Ingeniera Lima.
22.- Sacar ensamble de prueba, sacar tubing en barras para bajar BES y desarmar
el exceso de tuberia.
INSTALACION DE EQUIPO ESP :
10.- Armar y bajar conjunto BES Reda con sigue:
Usar tubera 3 1/2" 9.2 lb/ft. Caudal total estimado : 1000 BPD
PI estimado del pozo 1 bbl/psi.
Ensamble BES:
Bombas DN-1750
POSEIDON D8-42 Serie 400
Separador de Gas Serie 400
Sellos: 66L/BPBSL
Motores 100HP
Sistema Pump Watcher
Intake @ 2438m (8,000 ft)
10.- Bajar BES con tuberia de 3 1/2" a razn de 9 a 10 tubos x hora dependiendo del
drag del pozo.
11.- Arrancar el pozo con 50 Hz y probarlo registrando caudales, cortes de agua,
salinidades, API niveles de f luido, PI, etc, hasta estabilizar las condiciones.
12.- Limpiar la locacin del pozo y liberar el equipo y la cuadrilla de Workover.
-
EJEMPLO 2
-
1AB-33-155D
K.B: 750'
G.L: 729' "C A M ER ON " TUB IN G HA N GER
Killing String 15 Tbg 3 1/2" SEC
O BSTRUCCIO N @ 861.06 m
CASING
T.L. 7" @ 2243.93 m (7362')
9 5/8" CSG @ 2325.01 m (7628')
TUBING
2840.13 - 2852.93 mts.
SE QUEDO EN EL POZO: 9318' - 9360'
- 3 CANALETAS, 14 SUPERBANDAS (ENERO 19, 1996)
- 1 MOTOR GUIA (JULIO 01, 1999)
PBTD @ 10114' (3082.74 m)
FECHA DE COMPLETACION: Sep. 1986 7" Casing shoe @ 10197' (3108.04 m)
Ninguno TD @ 10210'
ULTIMO WORKOVER:
VIVIAN "A"
3108.0
O D GRADO PESO RO SCA PRO F.(m)
7" P-110 29 # / FT Buttres
PRO F. (m)
9 5/8" N-80 47 # / FT Buttres 2325.0
O D GRADO # / FT RO SCA
FECHA INSTALACIO N: ENERO 19, 1996
SERIAL
SERIE
ETAPAS
BO MBA PRO T. MO TO R
MO D
DIAGRAMA DE POZO
CONJUNTO BES: REDA
COMPLETACION
El pozo Shiv 20 direccional se complet en Setiembre 1986 por Vivian "A"
Se realiz cementacin forzada en el tope de laina, sentando previamente un
EZ-SV Cement retainer @ 7300 ft. Se logr inyectar 23 bbls de cemento. Presin
final del squeeze fue 3500 psi.
Se realiz un surge test para evaluar el tope de laina. Sali prueba seca Ok.
Se corri CBL-VDL con 500 psi mostrando buena adherencia entre Vivian
y Chonta.
Se perfor la formacin Vivian de la sgte manera:
< 2840,1 - 2846,2 > m < 9318' - 9338' > 4 spf
< 2846,2 - 2852,9 > m < 9338' - 9360' > 4 spf
Luego se baj sarta DST con 1000 ft de colchn de agua y se realiz un surge
test. El f ludo lleg a superficie en 15 minutos.
Se complet el pozo instalndole un conjunto ESP:
138 D-225B + 2x180 HP Motors. Intake @ 5939 ft.
La produccin inicial fue de 11,125 BOPD x 0 BWPD x 0.0%WC x 24.3 API
Pullings.-
Posteriormente a la completacin se han realizado 09 Pullings, con los sgtes
resultados:
# ESP Intake Fecha Das Causa de Falla
1 128D225B
2 35JN10000
3 50JN10000
4 50JN10000
5 50JN10000
6 50JN10000
7 44HC12000
8 50JN10000
9 48JN10000
10 99SN8500
Luego de la corrida N 7 (Ene-96). La BES oper solamente 4 hr, por lo que al retirase
se encontr el ensamble retorcido y el eje roto. Entonces se corri broca de 8 " y
scraper de 9 5/8", y no pudo pasar de 2825 ft. Posteriormente se baj Economlll 8 3/8"
y repas la obstruccin @ 2825 ft (861.06 m), luego fue libre hasta 3657 ft (1114.6 m).
Las sgtes instalaciones ESP trabajaron normalmente en valores TSS, hasta el 05
de marzo cuando un anlisis indic 12,980 mg/lt (Clay) en la fase petrleo. El
pozo fue cerrado el 06 de Marzo, pues el tratamiento de crudo en la planta de
Shiviyacu arrojaba PTB fuera de especif icacin.
Actualmente el pozo tiene un Killing string de 15 Tbg.
PROPUESTA
Inspeccionar el estado del pozo con registro de cemento y registro de corrosin
para determinar la zona del casing daada y proceder a repararla, mediante un
trabajo de cementacin un tieback de 7".
Evaluar reservorio Chonta con registro de saturacin RST, de los resultados:
- Si muestra buena saturacin de HCs poner en produccin conjuntamente con
Vivian con reduccin del actual intervalo de produccin mediante trabajo de ce-
mentacin y aislamiento.
- Si presenta pobre saturacin de HCs, No abrir Chonta y poner en produccin Vi-
vian con un ESP de mayor caudal al actual (Incremento de regimen extraccin).
2644 Abr 15,02 688 Cerrado por altos TSS.
2603 Jul 02,99 1007 Intake con eje roto.
2689 Jan 21,96 1247 Motores a tierra
3696 Jan 17,96 4 hr Ensamble torcido. Eje roto. Rayado.
2811 Jul 19,93 898 Protector con eje roto.
2899 Nov 17,90 959 Up motor a tierra.
2820 Nov 27,87 1046 Bomba Inferior eje roto.
39 Lw Motor con fases a tierra.
2697 Jul 18,87 129 Cable a tierra. Up Motor a tierra.
Sep 28,86 Cable con fase a tierra.2485940
3001 Jun 07,87
COMPLETACION
El pozo Shiv 20 direccional se complet en Setiembre 1986 por Vivian "A"
Se realiz cementacin forzada en el tope de laina, sentando previamente un
EZ-SV Cement retainer @ 7300 ft. Se logr inyectar 23 bbls de cemento. Presin
final del squeeze fue 3500 psi.
Se realiz un surge test para evaluar el tope de laina. Sali prueba seca Ok.
Se corri CBL-VDL con 500 psi mostrando buena adherencia entre Vivian
y Chonta.
Se perfor la formacin Vivian de la sgte manera:
< 2840,1 - 2846,2 > m < 9318' - 9338' > 4 spf
< 2846,2 - 2852,9 > m < 9338' - 9360' > 4 spf
Luego se baj sarta DST con 1000 ft de colchn de agua y se realiz un surge
test. El f ludo lleg a superficie en 15 minutos.
Se complet el pozo instalndole un conjunto ESP:
138 D-225B + 2x180 HP Motors. Intake @ 5939 ft.
La produccin inicial fue de 11,125 BOPD x 0 BWPD x 0.0%WC x 24.3 API
Pullings.-
Posteriormente a la completacin se han realizado 09 Pullings, con los sgtes
resultados:
# ESP Intake Fecha Das Causa de Falla
1 128D225B
2 35JN10000
3 50JN10000
4 50JN10000
5 50JN10000
6 50JN10000
7 44HC12000
8 50JN10000
9 48JN10000
10 99SN8500
Luego de la corrida N 7 (Ene-96). La BES oper solamente 4 hr, por lo que al retirase
se encontr el ensamble retorcido y el eje roto. Entonces se corri broca de 8 " y
scraper de 9 5/8", y no pudo pasar de 2825 ft. Posteriormente se baj Economlll 8 3/8"
y repas la obstruccin @ 2825 ft (861.06 m), luego fue libre hasta 3657 ft (1114.6 m).
Las sgtes instalaciones ESP trabajaron normalmente en valores TSS, hasta el 05
de marzo cuando un anlisis indic 12,980 mg/lt (Clay) en la fase petrleo. El
pozo fue cerrado el 06 de Marzo, pues el tratamiento de crudo en la planta de
Shiviyacu arrojaba PTB fuera de especif icacin.
Actualmente el pozo tiene un Killing string de 15 Tbg.
PROPUESTA
Inspeccionar el estado del pozo con registro de cemento y registro de corrosin
para determinar la zona del casing daada y proceder a repararla, mediante un
trabajo de cementacin un tieback de 7".
Evaluar reservorio Chonta con registro de saturacin RST, de los resultados:
- Si muestra buena saturacin de HCs poner en produccin conjuntamente con
Vivian con reduccin del actual intervalo de produccin mediante trabajo de ce-
mentacin y aislamiento.
- Si presenta pobre saturacin de HCs, No abrir Chonta y poner en produccin Vi-
vian con un ESP de mayor caudal al actual (Incremento de regimen extraccin).
2644 Abr 15,02 688 Cerrado por altos TSS.
2603 Jul 02,99 1007 Intake con eje roto.
2689 Jan 21,96 1247 Motores a tierra
3696 Jan 17,96 4 hr Ensamble torcido. Eje roto. Rayado.
2811 Jul 19,93 898 Protector con eje roto.
2899 Nov 17,90 959 Up motor a tierra.
2820 Nov 27,87 1046 Bomba Inferior eje roto.
39 Lw Motor con fases a tierra.
2697 Jul 18,87 129 Cable a tierra. Up Motor a tierra.
Sep 28,86 Cable con fase a tierra.2485940
3001 Jun 07,87
COMPLETACION
El pozo Shiv 20 direccional se complet en Setiembre 1986 por Vivian "A"
Se realiz cementacin forzada en el tope de laina, sentando previamente un
EZ-SV Cement retainer @ 7300 ft. Se logr inyectar 23 bbls de cemento. Presin
final del squeeze fue 3500 psi.
Se realiz un surge test para evaluar el tope de laina. Sali prueba seca Ok.
Se corri CBL-VDL con 500 psi mostrando buena adherencia entre Vivian
y Chonta.
Se perfor la formacin Vivian de la sgte manera:
< 2840,1 - 2846,2 > m < 9318' - 9338' > 4 spf
< 2846,2 - 2852,9 > m < 9338' - 9360' > 4 spf
Luego se baj sarta DST con 1000 ft de colchn de agua y se realiz un surge
test. El f ludo lleg a superficie en 15 minutos.
Se complet el pozo instalndole un conjunto ESP:
138 D-225B + 2x180 HP Motors. Intake @ 5939 ft.
La produccin inicial fue de 11,125 BOPD x 0 BWPD x 0.0%WC x 24.3 API
Pullings.-
Posteriormente a la completacin se han realizado 09 Pullings, con los sgtes
resultados:
# ESP Intake Fecha Das Causa de Falla
1 128D225B
2 35JN10000
3 50JN10000
4 50JN10000
5 50JN10000
6 50JN10000
7 44HC12000
8 50JN10000
9 48JN10000
10 99SN8500
Luego de la corrida N 7 (Ene-96). La BES oper solamente 4 hr, por lo que al retirase
se encontr el ensamble retorcido y el eje roto. Entonces se corri broca de 8 " y
scraper de 9 5/8", y no pudo pasar de 2825 ft. Posteriormente se baj Economlll 8 3/8"
y repas la obstruccin @ 2825 ft (861.06 m), luego fue libre hasta 3657 ft (1114.6 m).
Las sgtes instalaciones ESP trabajaron normalmente en valores TSS, hasta el 05
de marzo cuando un anlisis indic 12,980 mg/lt (Clay) en la fase petrleo. El
pozo fue cerrado el 06 de Marzo, pues el tratamiento de crudo en la planta de
Shiviyacu arrojaba PTB fuera de especif icacin.
Actualmente el pozo tiene un Killing string de 15 Tbg.
PROPUESTA
Inspeccionar el estado del pozo con registro de cemento y registro de corrosin
para determinar la zona del casing daada y proceder a repararla, mediante un
trabajo de cementacin un tieback de 7".
Evaluar reservorio Chonta con registro de saturacin RST, de los resultados:
- Si muestra buena saturacin de HCs poner en produccin conjuntamente con
Vivian con reduccin del actual intervalo de produccin mediante trabajo de ce-
mentacin y aislamiento.
- Si presenta pobre saturacin de HCs, No abrir Chonta y poner en produccin Vi-
vian con un ESP de mayor caudal al actual (Incremento de regimen extraccin).
2644 Abr 15,02 688 Cerrado por altos TSS.
2603 Jul 02,99 1007 Intake con eje roto.
2689 Jan 21,96 1247 Motores a tierra
3696 Jan 17,96 4 hr Ensamble torcido. Eje roto. Rayado.
2811 Jul 19,93 898 Protector con eje roto.
2899 Nov 17,90 959 Up motor a tierra.
2820 Nov 27,87 1046 Bomba Inferior eje roto.
39 Lw Motor con fases a tierra.
2697 Jul 18,87 129 Cable a tierra. Up Motor a tierra.
Sep 28,86 Cable con fase a tierra.2485940
3001 Jun 07,87
-
PROGRAMA
ACONDICIONAMIENTO DE POZO
1.- Armar equipo P-115 en la locacin del pozo.
2.- Desfogar pozo hasta quedar controlado. Bombear 40 bbls WOF
8,4 ppg por casing como precausin.
KCl Cloruro de potasio
XC-370 Biocida 2 gal/100 bbl
JDP-87 Surfactante 2 gal/100 bbl
JRU-209 Oxygen Scavenger 0.75 gal/100 bbl
3.- Retirar rbol de navidad. Instalar BOP. Completar armado de equipo.
Probar funcionamiento del BOP, Crow n-o-matic.
4.- Nota: Inspeccionar el cabezal del pozo, de ser necesario cambiar las valvulas.
Mover Frac Tank hacia la locacin del pozo para prueba de formacin.
RECUPERACION DE KILLING STRING
5.- Desanclar tubing hanger y sacar killing string de 15 Tbg 3 1/2" Sec.
CALIBRACION DEL CASING DE 9 5/8" Y CSG DE 7"
6.- Armar y bajar Taper mill de 8" con DP 3" hasta posicin de la obstruccin
restriccin (+/- 861.06m). Trabajar cuidadosamente hasta conseguir pase a travs
del csg 9 5/8". Avanzar hasta encima del tope de liner a +/- 2243.93 m (7362').
De ser necesario emplear pldoras viscosas de limpieza. Limpiar y circular. Sa-
car sarta, revisar los dametro de la fresa y reportar lo recuperado en las canas
tas tipo Junk Basket.
7.- En caso de presentarse restricciones al paso del Taper mill de 8", ser necesario
bajar DP 3 1/2" con Junk Mill 7 1/2" y Watermellon de 8 1/2" para rectif icacin
lateral del casing 9 5/8". Repasar en zonas de obstruccin. Limpiar y circular.
Sacar sarta.
8.- Bajar Junk Mill de 6" y Scraper de 7" con DP de 3" hasta encima del ltimo
fondo a +/- 3082.7 m. (10114'). Limpiar y circular. Sacar sarta.
TOMA DE REGISTROS ELECTRICOS: MIT / GR-CBL-VDL / RST-GR
9.- Armar Unidad WL-Slb. Bajar CCL + Canasta de calibracin para csg 9 5/8"
( drift csg = 8.525") hasta encima del tope liner 7" a 2243.93 m (7362').
10.- Bajar sonda Multifinger Caliper MIT y registrar 9 5/8" csg desde 2243.93m (tope
liner) hasta superficie y casing 7" desde 2900 m hasta 2750 m.
11.- Bajar sonda GR-CBL-VDL y registrar casing de 9 5/8" desde 2243.93m (tope de
liner) hasta superficie.
Nota: la toma de informacion del GR servira para el proyecto de disposicin de
agua de produccin.
12.- Bajar sonda RST-GR en modo Sigma y registrar de 3080m - 3050m (Chonta) y
de 2875m - 2830m (Vivian).
De acuerdo a los resultados de interpretacin se decidir abrir el reservorio CH.
PROGRAMA
REPARACION DE ZONA DAADA POR CEMENTACION
13.- Armar Unidad Schlumberger y bajar tapn N-1 para csg. de 9 5/8" y sentarlo de
acuerdo al resultado del registro de corrosin (debajo de los 861.06 m que es la
zona daada). Sacar taponera y desarmar poleas Slb.
14.- Bajar DP de 3 1/2" con 20 tubing 2 7/8" y diverter tool .
Armar lneas "BJ", efectuar meeting de seguridad con todo el personal involucrado.
Probar lneas con 3000 psi.
15.- Llenar pozo y establecer circulacin de tubos a forros con f luido de w orkover
Realizar prueba de inyectividad con punta de tubos ubicado encima del tapn.
16.- Bombear los siguientes f luidos:
- 10 Bls de agua fresca.
- 15 Bls de mezcla de cemento de 15.6 lbs/gal. (+/- 50 sxs cemento).
- 1.3 Bls de agua fresca.
- 21.7 Bls de f luido de w orkover de desplazamiento.
Nota: Verif icar balance de f luidos.
17.- Sacar 12 stands y limpiar tubera circulando en reversa hasta obtener retorno limpio.
18.- Cerrar forros y hesitar con 0.5 a 1 Bl cada 5 a 10 minutos, dependiendo de la
declinacin de presin, hasta alcanzar el cierre. Presin mxima de operacin
2000 psi. En caso no se logre cierre, repetir operacin en caso ser necesario.
19.- Dejar pozo cerrado por dos horas con presin. Descargar presin lentamente y
sacar tubera.
20.- Esperar frague de cemento por 24 horas.
21.- Bajar junk mill (superloy) broca usada PDC de 8 1/2" + DC de 4 3/4" + Jar
y 3 " DP. Verif icar profundidad y consistencia del cemento.
22.- Moler tapn de cemento, circular y limpiar.
Presurizar casing y chequear integridad con 1500 psi.
Continuar moliendo tapn N-1. Comprobar retorno de f luido limpio a superficie.
Sacar sarta en barras.
23.- Bajar DP de 3 " con broca de 8 ", rima para casing de 9 5/8" y junk basket
hasta tope de liner 7" a 2243.93 m, limpiar y circular. Sacar en barras.
24.- Armar y bajar Junk Mill 6" para limpiar desde el tope de liner de 7" hasta PBTD.
Sacar quebrando el DP 3 1/2".
SI CHONTA MOSTRARA VALORES ALTOS DE SATURACIONES DE AGUA
Ir al paso 48.- , bajar bomba y producir solamente Vivian "A" (PI : 22 bpd/psi).
SI CHONTA MOSTRARA VALORES DE SATURACIONES DE PETROLEO
seguir con el programa en el paso 25.-
SARTA DE PRUEBA DST-TCP (ZONA CHONTA):
25.- Armar sarta de prueba Schlumb. DST-TCP con Packer Positrieve de 7"; Nota: la
longitud de los caones para el intervalo de baleo sern dados segn registro RST
de saturacin (intervalo tentativo de baleo ser de 3055m - 3058m).
usar vlvula de prueba MFE (mecnica), guns de 4 1/2" con cargas Pow erJet
4505 HMX 5 spf con sistema de disparo redundante (barra y presin por directa).
usar colchn de diesel de 6500 pies (underbalance 1000psi) desde la vlvula
de prueba (MFE), considerando una presin de reservorio de 3500psi.
-
26.- Bajar sarta de prueba con Tbg 3 1/2" Sec cond. 1; Nota: conejear toda la sarta.
27.- Armar unidad de Registros elctricos , bajar GR-CCl y correlacionar la sarta TCP
con el Pip Tag radioactivo, poner caones en posicin frente al intervalo de chonta y
sentar Pck Positrieve a 9885pies (3013m), usar registros de CBL-VDL con fecha
Sept-24-1986 para correlacin, Nota: collares en csg 7" ubicas a 9859' y 9899pies.
28.- Armar cabezal de prueba Slb de 5000psi y equipo de superficie (Separador, choke
manifold y lneas de alta presin).
29.- Realizar meeting de seguridad. Probar lneas de superficie con 2500psi.
30.- Abrir vlvula de prueba "MFE" aplicando 20M lb de peso en la sarta, soltar barra
de 1 3/4", esperar manifertacin de disparo y balear la formacin Chonta en el
intervalo programado (tentativo entre 3055 - 3058m).
PRUEBA:
31.- Primer flujo: por 15 min aprox. de acuerdo a manifestacin del pozo cerrar
al instante de observar una cada de presin en el manmetro.
Primer cierre: de 6 hrs. maniobrando sarta en tensin.
Armar unidad Wireline Pluspetrol y tomar presiones con paradas, registrar niveles
de f luidos encontrados.
Segunda apertura: abrir vlvula de prueba "MFE" y ver manifestacin del pozo,
en caso el pozo f luya seguir los siguientes pasos:
1.- Desplazar el colchn de diesel al frac tank, viendo la cantidad de gas que sale
seguir desplazando fluido del pozo hacia el frac tank.
2.- Cambiar lneas hacia el Separador de Slb y completar mediciones de caudal.
3.- Hacer mediciones de cortes de agua y anlisis de f luidos. Seguir recomenda-
ciones de Ingeniera Lima para continuar la prueba.
*En caso que el Pozo no fluya a superficie. Abrir reversadora aplicando presin
por directa con 2500psi y romper disco. Circular el volumen de la tubera mas 50%
adicional. Sacar muestras del f luido en la resersa y sacar anlisis de f luidos.
32.- Desarmar cabezal de prueba y lneas. Desasentar Packer Positrieve y sacar
tubera en barras.
Seguir con trabajo de instalacin de casing EXPATCH en la pag. Siguiente.
NOTA: Mover bombas de "BJ" para realizar el trabajo de expansin (presin mxima
de trabajo 5000psi).
INSTALACION DE CASING PATCH TIPO EX-PATCH PARA AISLAR ZONAS
ACUIFERAS DEL RESERVORIO VIVIAN
Del acondicionamiento previo a los trabajos de instalacin del casing expandible
tipo EX-Patch, el pozo debe estar completamente limpio y lleno con fluido WO.
La longitud de aislamiento con el EXPatch ser de acuerdo al registro de corrosin
tomado previamente y tentativamente podra ser de 2835m a 2860m (9301pies
a 9383 pies) 25 metros frente a la formacin Vivian "A".
Realizar meeting de seguridad previo al trabajo.
33.- Pozo debe estar calibrado para un gauge de casing 7", como trabajo previo.
34.- Colocar la seccin Sello-Ancla Inferior (SAI) en las cuas de la mesa rotaria.
35.- Conectar el primer tubo EXPatch al SAI y por encima de este, el resto de los
tubos, EXPatch, segn programa.
36.- Conectar la seccin Sello-Ancla superior (SAS) al ltimo tubo EXPatch (el SAS
incluye la camisa de instalacin, running sleeve, a la cual se conectan las he-
rramientas de instalacin y expansin).
37.- Conectar/insertar la herramienta de instalacin y expansin a la camisa de
instalacin (las cuas de acarreo automticamente se f ijaran al perfil en la
camisa de instalacin, "running sleeve", asegurando la herramienta de expan-
sin al esamblaje del casing patch).
Como precaucin extra, asegurar el acoplamiento de la herramienta de instala-
cin y expansin al ensamblaje del casing patch, mediante la insercin de blo-
ques de seguridad en el perfil correspondiente ubicado hacia el tope de la cami-
sa de instlacin.
38.- Bajar todo el conjunto a la profundidad programada usando TBG de 3 1/2" cond. 1
y cerrar hidrulicamente el sistema dejando caer una bola hasta su asiento en
el ensamblaje de expansin.
39.- Presurizar el sistema para activar el pistn e inciar la expansin (mxima pre-
sin de trabajo 5000 psi); durante la parte inicial de la carrera del pistn, el SAS
ser expandido y f ijado al revestimiento.
40.- Continuar aplicando presin hasta que el pistn complete su carrera de 5 pies,
la vlvula de alivio del sistema se activara indicando la conclusin de la carrera
41.- Cerrar el pistn bajando la tubera (durante este proceso se libera el sistema
de acarreo).
42.- Re-presurizar el sistema y repetir puntos 34, 35 y 36 a lo largo de la longitud del
casing patch (en el ltimo ciclo, el ancla hidrulico se asentara en el revestimiento
por debajo del SAI).
43.- Sacar Tbg 3 1/2" quebrando, inspeccionar y devolver a suministros para
hacer el descargo de la tubera.
44.- Desarmar el BHA Baker de expansin .
-
RE-BALEO DEL RESERVORIO VIVAN "A" :
45.- Aramr Unidad de regstros elctrico de Schlumberger.
46.- Armar lubricador y realizar charla de seguridad con todo el personal involucrado.
Armar y bajar caones HSD de 4 1/2" con cargas PJ 4505 5dpf + CCL y re-balear
el reservorio de Vivian "A" con longitud de intervalo a ser definido de acuerdo a
registro de saturacin tomado en el pozo (intervalo tentativo de 2840m - 2845m).
Correlacionar profundidades con el registro CBL-VDL-GR del 24 de Set de 1986.
47.- Chequear en superficie que las cargas esten disparadas.
Desarmar Unidad y herramientas de logging.
INSTALACION CONJUNTO BES:
48.- Armar y bajar conjunto ESP, el diseo dependera de los resultados de la
prueba de formacin (Calculo de PI) e intervalos a ser baleados.
NOTA: bajar conjunto BES con tuberia nueva.
Arrancar la ESP y monitorear los parmetros de produccin hasta conseguir
estabilizarlos. Tomar medidas de corte de agua y anlisis de f luidos.
Desarmar el Equipo.
Limpiar la locacin del pozo y liberar la cuadrilla operativa.
"CAMERON" TUBING HANGER
T.L. 7" @ 2243.93 m.
9 5/8" Casing shoe @ 2325.01 m
EXPATCH Expandible de 7" x 5.559"
2835 a 2860 mts (tentativo)
PRIMER SELLO ELASTOMERICO
REBALEO VIVIAN "A"
2840 - 2845 m (tentativo)
2840.13 - 2852.93 mts Baleo Anterior
SELLO ELASTOMERICO
SEGUNDO SELLO ELASTOMERICO
(tentativo)
BALEO CHONTA
3055 - 3058 m
PBTD @ 10114' (3082.74 m)
7" Casing shoe @ 10197' (3108.04 m)
TD @ 10210'
CHONTA
Reparado con
Tapon de cemento
-
EJEMPLO 3
-
SOUTH CAPAHUARI 241AA-43-91-D (SCAP2422)
7 TOL @ 2806.3m (9207)
9 5/8 Csg Shoe @ 2877.9m (9442)
Chonta :3,859-3,863m (12,661-12,674)
Chonta :3,864.8-3,869.4m (12680-12695)7 EZ-SV Bridge plug @ 12700
Squeezed perforations (12706-12708)
Top of fish @ 3,821m (12536) : 12 OF 3 tbg (cut)
5 JTS. 3CS -HYD. Tubing [w/ Chemical Cutter Head
(1) and module (1) inside]
2.81 Sliding sleeve @ 12526 (+ 1 jt. 3 tbg)
2.31 F nipple w/ FSG plug @ 12558
G-22 tbg. locator W/ 9 seal units
F-1 Packer @ 12560
1 JT 2-7/8 perforated tbg
2.25 R No-Go nipple 2 7/8 @ 12601
mule shoe 2 7/8 EUE box X pin @ 12602
PBTD @ 3,882m (12,736)
7 Liner shoe @ 3,885.3m (12,747)
TD @ 3,896.8m (12,785)
CASING LINER TUBING
SIZE 9 5/8 7 3 1/2
WEIGHT 47 PPF 29 PPF 9.3 PPF
GRADE N-80 P-110 L-80
THREAD BUTTRESS BUTTRESS CS Hyd
DEPTH m 2,877.9 3,885.2 946.7
Elevation : KB: 801GL: 780
Cameron DCB-FBB TBG Hanger 4 EUE
X/O 4 EUE PIN. X 3 CS Hyd PIN
100 JTS 3 CS HydrilL-80, 9.3 #/ft , rerun tbg
F-1 Packer W/ DR Plug @ 3,749m
(12300)
Vivian : 3,608.2m 3,613.7m(11838-11856)
Vivian : 3616.7m 3,618.6m(11866 - 11872)Vivian : 3,618.6m 3,621.6m(11872 - 11882)
Vivian : 3,624.7m 3,629.6m(11892 - 11908)
AFTER WELL SERVICE #22
Tail at 946.7 m (3106)
7 EZ-SV Retainer at 3,615.2m(11861).
7 EZ-SV Retainer at 3,618.6m(11872).
HISTORIA
Pozo perforado en reemplazo al Cap. Sur-9 abandonado.
Se complet en Oct.1981, con sarta dual, produciendo Vivian y Chonta
Produccin Inicial :
Vivian : 6903 BOPD x 34.7 API x 0% WC
Chonta: 1352 BOPD x 34.4 API x 0.6%
En Feb. 1982 dej en produccin solo Vivian.
En Nov.1983 la sarta corta fue reemplazada por problemas de
corrosin.En Jun.1984, sac sarta dual, Chonta fue aislado con
PKR F-1 y Tapn DR a 3749m. Produccin antes : 669 BOPD x
1423 BAPD. Produccin despues: 1587 BOPD x 3228 BAPD
En Nov. 1984 cambia sistema de levantamiento artificial de GL a ESP.
En Nov.-Dic 1994, se sent Tapn EZ-SV a 3618.6 m y cement retainer
a 3615.2 m.Realiz Inyeccin de polmero para control de agua
intervalo 3616.8-3618.6 m. Prod.antes: 238 BOPDx 6926 BAPD
Prod. Despues : 278 BOPD x 536 BAPD
Historia de los Perforados:
Chonta : 3864.9-3869.4 y 3859.1 - 3863.0