CASING SUPLEMENTARIO RESULTADOS DE IMPLEMENTACIÓN EN CAÑADÓN SECO Alejandro Daens Jornadas de Producción y Recuperación Secundaria. EOR. Agosto 2012 - IAPG - Comodoro Rivadavia 1
Ubicación geográfica 2
Casing Suplementario YPF CASING SUPLEMENTARIO ESTADO CASING SSMA 3
Descripción del problema 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. 4
Problemas de corrosión en Cañadón Seco 5
Problemas de corrosión en Cañadón Seco 6
Legislación provincial ambiental 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. 7
Alternativas de Reparación 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. 8
Descripción Casing Suplementario 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. 9
Requerimientos para la técnica 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. 10
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). 11
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. 12
Comparación Compañía T 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. Total Compañía S 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. MIXTA(S/T) COMPAÑIA S COMPAÑIA T 1% 79% 20% INTERVENCIONES MIXTA(S/T) 1 Compañía S 18 Compañía T 70 Total general 89 13
Distribución de inyectores Inyectores activos CASING SUPLEMENTARIO CONVENCIONAL 30% 70% Rótulos de fila Inyector CASING SUPLEMENTARIO 52 CONVENCIONAL 121 Total general 173 14
Resultados operativos 95 intervenciones con CS en 88 pozos inyectores Resultado de Intervenciones FALLIDO OK Resultados en pozos FALLIDO OK 20% 16% 80% 84% Resultado INTERVENCIONES FALLIDO 19 OK 76 Total general 95 Resultado POZOS FALLIDO 14 OK 75 Total general 89 15
Paros posteriores a la intervención Pozos que tuvieron intervenciones exitosas con casing suplementario INYECTANDO PARADO 21% 79% ESTADO POZOS INYECTANDO 59 PARADO 16 Total general 75 16
Causas de paro CERRADO SSMA 2012 25% PRESION EC 44% NO APROBO SSMA 25% CERRADO SSMA 2010 6% CAUSAS POZOS PRESION EC 7 CERRADO SSMA 2010 1 NO APROBO SSMA 4 CERRADO SSMA 2012 4 Total general 16 17
Curva de aprendizaje Intervenciones FALLIDO OK 35 31 5 8 3 2 3 8 100% 2008 2009 2010 2011 Curva de aprendizaje 80% 60% 2008 62% 2010 92% 2011 79% 40% 20% 2009 40% 0% 2008 2009 2010 2011 18
Curva de aprendizaje Reparaciones FALLIDO OK 35 19 5 8 3 2 3 1 100% 80% 60% 40% 20% 2008 2009 2010 2011 Curva de aprendizaje 2010 92% 2011 95% 2008 62% 2009 40% 0% 2008 2009 2010 2011 19
Relación de costos de intervenciones de 2011 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. 20
Pruebas de hermeticidad 2012 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 CASING SUPLEMENTARIO 24% CONVENCIONAL 76% 21
Aspectos favorables y desfavorables Ventajas 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. Desventajas 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. 22
Aplicación en pozos productores 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. 23
Aplicación en pozos productores Historia de Producción de : CL-1907 PROYECTO : Primaria 200 100 50 10 5 1 0.5 CL-1907 Caudal Liquido (días calendario) ( m3/d ) Caudal Oil Total (dias calendario) ( m3/d ) 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 0.2 2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 Estado : EEP Sist. Extr. : SR 34719.926 DATE 24
Conclusiones y comentarios 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. 25
Agradecimientos y referencias 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. 26
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