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RESULTADOS DE IMPLEMENTACIÓN EN CAÑADÓN SECO

CASING SUPLEMENTARIO

Alejandro Daens Jornadas de Producción y Recuperación Secundaria. EOR.

Agosto 2012 - IAPG - Comodoro Rivadavia

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Ubicación geográfica

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Casing Suplementario

CASING SUPLEMENTARIO

YPF

SSMA ESTADO CASING

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•Campo maduro en recuperación secundaria. •Los inyectores son productores convertidos, la mayoría con mas de 30 años de antigüedad. •Roturas debido a corrosión externa en las zonas sin cementación primaria. •Reparaciones con cementaciones balanceadas con bajo porcentaje de éxito.

Descripción del problema

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Problemas de corrosión en Cañadón Seco

6

Problemas de corrosión en Cañadón Seco

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• Disposición N°135, SSMA Santa Cruz

• Criterios de construcción y mantenimiento de pozos inyectores.

• Tres barreras de protección de acuíferos dulces.

• Guía > profundidad del Patagoniano o aislación con cementación auxiliar.

• Integridad del casing.

• Hermeticidad de tubing y packer superior.

• Para demostrar la integridad de la instalación se presuriza entre columnas con 15 Kg/cm2 durante 20 minutos, debiendo mantenerse la presión.

Legislación provincial ambiental

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• Reparación convencional: Tapón balanceado si la rotura es < a 50 m.

• Si la rotura es mayor a 50m la probabilidad de éxito es mínima frente a la prueba de hermeticidad final.

En este escenario las opciones son:

• Continuar con cementación.

• Abandono y reemplazo.

• Reentubado.

• Tubing Less para inyección simple.

• Casing Suplementario.

Alternativas de Reparación

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•Problemas severos de integridad de casing.

•Reentubado parcial y recuperable para

aislación de roturas.

•Se cubre el casing original con tubing de 3.5”,

7.7 lbs/pie EUE hasta debajo de la rotura y se

fija al casing original con un packer especial.

•La instalación selectiva es de operación

hidráulica con medidas normales.

•La columna de inyección es de tubing 2.375”

4.6 lbs/pie NU, que se acopla a la selectiva de

2.875” a través de un conector ON-OFF.

•Permite verificar hermeticidad entre caños de

3.5” y 2.375”.

•Requiere cabeza de pozo adicional.

•No se cementa la cañería.

Descripción Casing Suplementario

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•Pozo calibrado, sin aporte de sólidos o fluidos

•Auxiliar Patagoniano obligatorio en caso de poseer guía corta.

•Diagnóstico de integridad de casing con perfil de corrosión o espesor de cañería.

•Debe existir una zona (cámara) sobre el punzado superior con buenas condiciones de

integridad y respaldo de cemento detrás del casing.

•Mayor control de torque y hermeticidad en uniones de tubing durante la operación de bajada

y fijado de instalación.

Requerimientos para la técnica

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Casing Suplementario de Compañía T

•Se baja la selectiva junto con la cañería de 3.5”, “colgada”

del packer TMR-1 que está vinculado conector CC-1.

•Se fija la instalación selectiva presurizando por directa.

•Se desvincula el CC-1 y se levanta la cañería de 3.5” junto

con el TMR-1.

•Se fija el packer TMR-1 y se vincula la cañería de 3.5” a la

cabeza de 5.5” (o 7”) x 3.5”.

•Se prueba la hermeticidad del packer superior de selectiva,

la cámara del casing y el packer TMR-1.

•Se baja la columna de inyección de 2.375” con el stinger en

el extremo inferior, que se conecta al CC-1.

•Se vincula la cañería de 2.375” a la cabeza de 3.5” x 2.375”

•Se prueba por directa con 70 Kg/cm2 (presión de inyección)

y por inversa con 20 Kg/cm2 durante 30’ (norma SSMA).

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Casing Suplementario de Compañía S

•Se baja la selectiva con el CS vinculada con el packer

PHT-CD-ONOFF.

•Se fijan los elementos empaquetadores con presión por

directa.

•Se baja una check valve, que corre una camisa del PHT

y conecta la zona anular con la cámara.

•Se vincula la cañería de 3.5” con la cabeza de 5.5” (o 7”).

•Se prueba hermeticidad del conjunto (packer superior de

selectiva, cámara de casing y packer de CS).

•Se baja la columna 2.375” con el stinger y se conecta al

PHT-CD-ONOFF

•Se vincula la cañería de 2.375” a la cabeza de 3.5” x

2.375”

•Se prueba por directa con 70 Kg/cm2 y por inversa con

20 Kg/cm2 durante 30’.

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•Desarrollo de herramienta específica para la técnica. •Packer de CS es mecánico, permite reposicionar en profundidad. •Packer permite pasaje interno de columna 2.387”. •No requiere servicios de SL o WL en la operación.

Comparación

•Adaptación a la técnica de herramienta ya existente. •Packer de CS hidráulico, no permite reposicionar. •El stinger se vincula a la parte superior de packer. •Requiere servicios de WL o SL.

Compañía T Compañía S

INTERVENCIONES

MIXTA(S/T) 1

Compañía S 18

Compañía T 70

Total general 89

1%

20%

79%

Total

MIXTA(S/T) COMPAÑIA S COMPAÑIA T

14

Distribución de inyectores

30%

70%

CASING SUPLEMENTARIO CONVENCIONAL

Rótulos de fila Inyector

CASING SUPLEMENTARIO 52

CONVENCIONAL 121

Total general 173

Inyectores activos

15

95 intervenciones con CS en 88 pozos inyectores

Resultados operativos

20%

80%

Resultado de Intervenciones

FALLIDO OK

Resultado INTERVENCIONES

FALLIDO 19

OK 76

Total general 95

16%

84%

Resultados en pozos

FALLIDO OK

Resultado POZOS

FALLIDO 14

OK 75

Total general 89

16

Paros posteriores a la intervención

Pozos que tuvieron intervenciones exitosas con casing suplementario

79%

21%

INYECTANDO PARADO

ESTADO POZOS

INYECTANDO 59

PARADO 16

Total general 75

17

Causas de paro

PRESION EC 44%

CERRADO SSMA 2010 6%

NO APROBO SSMA 25%

CERRADO SSMA 2012 25%

CAUSAS POZOS

PRESION EC 7

CERRADO SSMA 2010 1

NO APROBO SSMA 4

CERRADO SSMA 2012 4

Total general 16

18

Curva de aprendizaje

5 3 3

8 8

2

35

31

2008 2009 2010 2011

Intervenciones

FALLIDO OK

2008| 62%

2009| 40%

2010| 92% 2011| 79%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

2008 2009 2010 2011

Curva de aprendizaje

19

Curva de aprendizaje

5 3 3

1

8

2

35

19

2008 2009 2010 2011

Reparaciones

FALLIDO OK

2008| 62%

2009| 40%

2010| 92% 2011| 95%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

2008 2009 2010 2011

Curva de aprendizaje

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•La intervención casing suplementario resultó 80% mas costosa que una intervención convencional.

•La reparación con CS costó 50% mas que una reparación convencional.

•La conversión a inyector con CS costó el doble que una conversión convencional.

Relación de costos de intervenciones de 2011

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• Recientemente se realizó la campaña 2012 de monitoreo de integridad de inyectores

• Se probaron 197 inyectores y se cerraron 17 al no superar prueba de hermeticidad

• Entre los pozos cerrados hay 4 con casing suplementario

Pruebas de hermeticidad 2012

CASING SUPLEMENTARIO

24%

CONVENCIONAL 76%

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•Menor costo operativo comparado con otras técnicas de remediación. •Operaciones y herramientas normales con equipos de WO. •Mantiene la selectividad del pozo. •Operaciones normales de SL y WL no se ven modificadas. •Es completamente recuperable y puede retirarse sin afectar la instalación selectiva.

Aspectos favorables y desfavorables

•Exige mayor logística. •Requiere mas tiempo de equipo •Utiliza materiales específicos: packer especial y cabeza de pozo adicional. •Al requerir mayor cantidad de materiales (mas uniones de roscas) se incrementa la posibilidad de falla de hermeticidad en la instalación.

Ventajas Desventajas

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• Pozos con problemas de roturas severas con aporte de sólidos. • Pozos con producción neta suficiente como para justificar el costo extra asociado.

• La operación implica:

1. Bajar un ancla con ON-OFF y fijar ancla por debajo de punzados productivos. 2. Fijar packer de casing suplementario. 3. Bajar bomba TH de 2.375” con caño filtro y vincular al ON-OFF. 4. Bajar sarta de bombeo.

• Sólidos contenidos por casing suplementario. • La instalación de CS queda permanente. • Permite medición de nivel con ecometría. • Tiene limitación en extracción de caudal bruto debido al menor diámetro de la

instalación de producción.

Aplicación en pozos productores

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Aplicación en pozos productores

2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12

0.2

0.5

1

5

10

50

100

200

DATE

CL-1907

Caudal Liquido (días calendario) ( m3/d )

Caudal Oil Total (dias calendario) ( m3/d )

Historia de Producción de : CL-1907

Estado : EEP Sist. Extr. : SR

PROYECTO : Primaria

34719.926

•Dic-2004: Pulling no libra instalación, queda EER. •Feb-2007: WO. Pesca prolongada. Cementa rotura de casing + aux. Patagoniano. Baja IF. No produjo.

•May-2007: Pulling cambia sistema de BM a PCP. •Feb-2008: Pulling no logra sacar instalación.

•Dic-2009: WO. Pesca. Cementa rotura de casing. Baja IF. •Ene-2010: Pulling. Cambia PCP, arena en estator. •Jun-2010: Pulling.

•Ene-2011: WO. Pesca. Baja instalación con casing suplementario

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•El desarrollo del casing suplementario ha permitido la reparación y reactivación de pozos inyectores, con relativo bajo costo, que de otra manera serían considerados a abandono o reemplazo. •Los resultados en la reparación de inyectores han resultado favorables en un contexto de alta exigencia de la SSMA SC. •Es recomendable contar con buen diagnóstico de integridad de casing:

•Perfil de corrosión •Perfil de espesor de casing •Mapa de cemento

•Es fundamental poseer el tramo de la cámara en buenas condiciones de integridad (probadas con presión) y buen respaldo de cemento. •La curva de aprendizaje está relacionada con la evolución de las herramientas específicas, que además contribuyó a disminuir tiempos de operación. •En pozos productores permite solucionar el aporte de sólidos provenientes de roturas con relativo bajo costo.

Conclusiones y comentarios

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Agradecimientos:

• Equipo de Ingeniería de Reservorios de Cañadón Seco.

• Sr. Víctor Hugo Martínez.

Referencias

• Presentación “Evaluación e implementación de nuevas tecnologías para reparar pozos inyectores en

campos maduros.” Jornadas de Producción IAPG-Seccional Sur. Agosto 20-21-2009 Comodoro

Rivadavia. Sandro Arango – YPF .Roberto Cardoso – YPF. Franco Maieron – YPF. Grupo de Reservorios

CS – YPF. Victor Martinez – TEXPROIL.

Agradecimientos y referencias

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