Trabajo de Squezze

7/21/2019 Trabajo de Squezze

1/22

UNIVERSIDAD TECNOLGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERA

REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

SQUEEZE

FAUSTO CARDENAS

MARA CRISTINA GARZN

RAL MARTINEZ

ANDRS MIRANDA

PROFESOR

Ing. Roger Peaherrera

Quito- Ecuador

2012


2/22

HISTORIA DEL POZO

PERFORACIN

El pozo Edn Yuturi-J-82H (EDYJ-082H), inicia la etapa de perforacin el 09 de

Agosto del 2008 y se termino de perforar el 21 de Septiembre del 2008, se

alcanz una profundidad total de 10,200 pies (Measured Depth, que es la

profundidad medida). Se baj casing (Tubera) superficial de 13-3/8 (pulgadas),

K-55, 54.5 lb/pie y K-55, 68 lb/ft (libra sobre pie) a 5,060 pies, casing de

produccin de 9-5/8, N-80, BTC, 47 lb/pie (libra sobre pie) cementado a 7,210

pies y liner (Tubera de revestimiento) de 7, P 26 lb/pie (libra sobre pie) desde

7,027 a 9,348. Todas las profundidades estn en MD (Measured Depth, que es la

profundidad medida).


3/22

PRUEBAS Y COMPLETACIN DEL POZO

El pozo Edn Yuturi J-82H se comenz los trabajos de completacin el 21de

Septiembre del 2008. El objetivo del trabajo fue:

Bajar Resflow ICD para producir de la arenisca T:

El Resflow ICD es un dispositivo de control de entrada que contiene pantallas para

mejorar la afluencia y el equilibrio de limpieza a lo largo de los pozos horizontales.

Se dan por finalizados los trabajos el 27 de Septiembre del 2008.

La prueba de produccin para la arena T al 28 de Septiembre del 2008 fue de

1,676 barriles de petrleo con un corte de agua del 36% y al 15 de Octubre del

2010 fue de 118 barriles de petrleo con un corte de agua del 93 %.

REACONDICIONAMIENTO No. 1

Inici trabajo de reacondicionamiento No.1 el 12 de Noviembre de 2010. Se baj

caones TCP (Tubing Conveyed Perforating, que es transportador de caones a

travs del casing) para squezze (Cementacin forzada) en 8640 (pies) 8644

(pies).

Wireline (se refiere a la tecnologa de alambre utilizada por operadores de pozos

de gas y petrleo para bajar equipamiento dentro del pozo a los propsitos de una

intervencin en el mismo. Se utiliza para ello un alambre de metal, comnmente

de entre 0,092 y 0,125 pulgadas de dimetro. En casos en los que se requiera

contacto elctrico con la superficie, se utiliza un cable trenzado que puede

contener uno o ms conductores aislados los que proveen comunicacin entre la

herramienta y la superficie), correlacion sarta TCP (Tubing Conveyed

Perforating, que es transportador de caones a travs del casing) para caoneo

productor en la arenisca U-Inferior de 8608 (pies) - 8628 (pies). Se baj una

bomba DN1750 de (98+81) etapas. Se finaliza operaciones el 26 de Noviembre de

2010.


4/22

PROGRAMA ALTERNO No.1 AL REACONDICIONAMIENTO No. 1

Inicia operaciones el 21 de Diciembre de 2010. Se corri registros de evaluacin

de cemento: USIT- CBL- VDL-GR-CCL. Se baj y asent un CIBP (Clase de

Tapn) de 7 (pulgadas) a 8595 (pies). Se baj caones TCP (Tubing Conveyed

Perforating, que es transportador de caones a travs del casing) y se realiz

detonacin de caones en la arenisca U-Inferior en el intervalo de 8554(pies)

8574(pies). Se baj una bomba DN1750 de (98+81) etapas. Se finaliza

operaciones el 2 de Enero de 2011.

Qu es el registro de evaluacin del cemento?

Los se utilizan en la industria para adquirir informacin que no haya sido obtenida

cuando se tena el pozo sin revestimiento para detectar el movimiento de fluidos y

evaluar la calidad del cemento alrededor del pozo, con el fin de mejorar su

productividad.

Ambiente Revestido.

Es el ambiente en el cual deben operar las herramientas de registro, estos

ambientes son:

El hoyo del Pozo.

La tubera de revestimiento.

El espacio anular.

La formacin.

Objetivos de las Herramientas de Registro.

Si no existe informacin del pozo que est revestido, los registros pueden ser

corridos para describir apropiadamente o remediar problemas. Si no se conoce la

informacin de la formacin, existen registros para evaluarla. Las herramientas

pueden utilizarse con los siguientes objetivos:


5/22

Evaluacinde la Formacin

Rayos Gamma: Un registro de rayos gamma se puede emplear para

discriminar entre arenas arcillosas y limpias, identificar secuencia litolgica

y para propsitos de correlacin.

Neutrn compensado:Un registro de neutrn compensado puede evaluar

las propiedades de las zonas (porosidad, zonas de gas, etc).

Neutrn Pulsado (Gamma Inducido):Un registro de neutrn pulsado o los

registros de carbono/oxigeno pueden identificar los fluidos en el espacio

poroso (saturaciones actuales).

Medicin de la Calidad del Cemento:

Los registros de la calidad del cemento pueden usarse para evaluar la calidad del

llenado del espacio anular con cemento. Estos registros hubieran indicado la

posible canalizacin entre las arenas y la necesidad de hacer un forzamiento de

cemento en los canales con intervalos vacios. Aun cuando probablemente este

sea un pozo nuevo, los registros de evaluacin de cemento ayudan a asegurar

que la tubera de revestimiento tenga una buena condicin.

REACONDICIONAMIENTO No. 2

Inicia WO (workover, que es el trabajo de reacondicionamiento) del pozo EDYJ-

082H a las 12h00 del 30 agosto 2011. Realiza pulling (Trabajo de Servicio de

Pozos que se realiza para reparar el equipo de subsuelo de los Pozos con

problemas) de equipo BES (Bombeo Electrosumergible) y prueba BOP (Conocida

tambin como la Unidad Impide Reventones, que a su vez es una vlvula de cierreanular o de compuertas usada para evitar la fuga descontrolada de los fluidos del

Pozo durante las Operaciones), arma BHA (Bottom hole assembly, que es el

conjunto de fondo del pozo) # 1 de limpieza, asentamiento de retenedor de

cemento 7 (pulgadas), Schlumberger realiza squeeze (cementacin forzada)

en arena U inferior, arma BHA (Bottom hole assembly, que es el conjunto de


6/22

fondo del pozo) # 2 de molienda, arma BHA (Bottom hole assembly, que es el

conjunto de fondo del pozo) # 3 de limpieza, schlumberger realiza pickling de

tubera drill pipe. Halliburton arma BHA (Bottom hole assembly, que es el conjunto

de fondo del pozo) para TCP (intervalos de caoneos de arena U inferior 8552' -

8570' (18 pies), armada y corrida de equipo ESP (DN-1750 115+98 stgs, motor

108hp (Horse power que es la unidad de medida del motor que son caballos de

fuerza), 1427V/48.5 (Amperios). Trabajos de slickline, desarma y retira 11"x 5m,

arranca pozo sin inconvenientes. Rig Nabor 813 termina operaciones a las 11:00

hrs. del 13 septiembre 2011.

Qu son los trabajos de slickline?

Mediante este Servicio se pueden realizar una serie de trabajos en pozos

entubados, a saber:

Registros electrnicos de presin y temperatura.

Movimiento y calibracin de vlvulas de agua y gas-lift.

Registros de caudales de inyeccin de agua en diferentes capas de un

Reservorio. Movimientos de tapones.

Pescas de diferentes elementos dentro de pozo entubado.

Operaciones de Pistoneo.

Calibracin y limpieza de pozos.

Aplicacin de inhibidor de corrosin y/o incrustaciones en caeras

Muestreo de fondo con validacin y transferencia de muestra in-situ (en el

origen).


7/22

DATOS ESTIMADOS DE RESERVORIO

ARENISCA U-INFERIOR

Formacin: Arena U-inferior

Temperatura de Reservorio: 201 F

Presin de Reservorio: 2,987 psi

Permeabilidad: 75 md (milidarcys)

Porosidad: 23 %

Espesor Arena: 102

Espesor Pago: 61

API: 15.60 @ 60 F

Reservas Totales: 144,295 Barriles de Petrleo.

ESTADO ACTUAL

Casing 13 3/8, K-55, 54.5 lb/pie Cementado a 5,060 pies

Casing 9 5/8, N-80, 47 lb/pie Cementado a 7,210 pies

Liner de 7 de 7,027 @ 9,348

Completacin con el Resflow ICD de 7,603 @ 10,200

Locacin: EDEN YUTURI J

Tipo de pozo: Direccional

Tipo de fluido en el pozo: Aceite, gas, y agua de la arena T


8/22

OBJETIVO DEL WORK OVER No. 03

Recuperar equipo BES (bomba electro sumergible) instalado compuesto por

una bomba DN-1750 de (115+98) etapas, un motor de 1427 Volt. 48.5

Amperios. y 150 HP(horse power)

Chequear dao en cable elctrico y reportar

Bajar un tapn CIBP (tipo de tapn) a +/- 8,480 para aislar el intervalo inferior

de la arenisca U-Inferior.

Disparar nuevos intervalos de la arenisca U-Inferior de 8,171 8,186 (15) y

8,208 8,228 (20) de la arenisca U-Inferior.

Bajar un nuevo equipo BES (bomba electro sumergible) de las mismas

caractersticas para continuar produciendo de la arenisca U-Inferior.

PROCEDIMIENTO

MOVIMIENTO DE TORRE Y CONTROL DE POZO

1. Mover torre de reacondicionamiento al pozo EDYJ-082 H ST1

2. Filtrar y mezclar 1000 bls agua fresca, con KCL (cloruro de potasio) hastaalcanzar un peso de 8.4 lb/g, (libra/galn) adicionar inhibidor de corrosin 1

galn por cada 100 barriles de agua fresca, surfactante 2 galones por cada

100 barriles de agua fresca y bactericida 4 galones por cada 100 barriles de

agua fresca.

3. Con unidad de Slick Line retirar blanking plug a 6749.


9/22

UNIDAD SLICK LINE

Es un servicio que se presta a las compaas operadoras de yacimientos

petrolferos. Bsicamente estas dos palabras agrupan una amplia gama de

actividades, comnmente denominadas intervenciones, dentro de los pozos

petroleros. Fundamentalmente el trabajo consiste en introducir herramientas y/o

dispositivos en los pozos petroleros por medio de un alambre especialmente

diseado para soportar altas presiones, temperaturas y esfuerzos (tanto tensin

como torsin).

El dimetro del alambre puede variar desde 0,092 hasta 0,125, utilizando cada

tipo de acuerdo a los requerimientos del cliente o el tipo de operacin a realizar. Sibien los equipos (Unidades de Slick Line) solamente tienen un tambor o carretel

de alambre y no es viable reemplazar el alambre a diario, algunas unidades

cuentan con 2 tambores de alambre con lo que se pretende ampliar el margen de

operaciones a realizar.

En un principio, el Slick Line se utilizaba simplemente para verificar el fondo del

pozo. Sin embargo, hoy en da gracias a las nuevas tecnologas es posible realizar

mediciones de presin y temperatura en el pozo, verificar las dimensiones del

tubing, detectar depsitos de basura o arena y retirar la misma del pozo, y una

larga gama de herramientas y dispositivos pueden ser colocados, retirados o

manipulados gracias al Slick Line.


10/22

Las operaciones de Slick Line realizadas en forma correcta y precisa por personal

altamente capacitado resultan en un gran ahorro de tiempo y dinero para las

empresas operadoras.

Estas operaciones bsicamente consisten en introducir Run o retirar Pull

herramientas en los pozos. Para poder realizar estas operaciones se debe contar

con un equipo de presin Bsico compuesto por los siguientes elementos:

Stuffing Box.

Lubricadores.

Vlvula de Purga o Alivio.

B.O.P.

Conexin al pozo.

Clamps varios.

Poleas.

Indicador de Tensin.

BLANKING PLUG (tapn de cierre)

Los tapones de cierre estn construidos con aleaciones especiales que permiten

la instalacin prolongada en el pozo y estn disponibles con sellos de serie u

opcionales de alta temperatura para operar en ambientes por encima de los 300

Grados Fahrenheit.

4. Circular en reversa agua de control de 8.4 lpg (libra/galn) enviando los

retornos a la estacin de EPF verificar retornos limpios.

5. Instalar BPV en tubing hanger, retirar cabezal.

6. Instalar y probar BOPs solo funcionamiento.


11/22

En general la funcin especfica de cada uno de los preventores anulares se

reconoce por su denominacin, a saber: BOP's rotativas, escurridores (stripper) de

tubera, escurridores de cable de perfilaje, escurridores de varilla, prensaestopas y

cabezas de circulacin.

Estos equipamientos permiten la extraccin o rotacin de la tubera, del cable de

perfilaje o de las varillas de bombeo y cumplen la funcin a que su nombre hace

referencia, mientras el pozo se encuentra bajo presin. El packer es lo

suficientemente flexible como para expandirse y contraerse de manera de

adecuarse al tamao y forma del elemento que se encuentra en el pozo. Mientras

se mantenga la flexibilidad, es importante asegurarse de que las uniones de

tubera (cuplas), los portamechas y otras conexiones se extraigan lentamente para

evitar una falla prematura del empaquetador. Se accionan en forma manual,

hidrulica o presentan un empaquetador asegurado en forma permanente que se

encuentre siempre cerrado, dependiendo del tipo y modelo. Adems, muchos

modelos estn equipados con alojamientos para cuas.

Las ram de tubera son el constituyente bsico del BOP. La confiabilidad de las

ram se debe en parte a la simplicidad y en parte al esfuerzo puesto en su diseo.

El preventor ram es un bloque de acero que se recorta de manera de adecuarse al

tamao de la tubera alrededor de la cual va a cerrarse. En el recorte que cierra la

ram alrededor de la tubera, se encuentra una empaquetadura de caucho

autoalimentable. Adems, existe otro empaquetador de caucho similar (sello

superior) en la parte de arriba de la ram que sella la parte superior del alojamiento

de la ram en el cuerpo del preventor y as asla de la presin del espacio anular.


12/22

BOPS


13/22

Un dispositivo conectado al tubo de la articulacin superior de la cabeza del pozo

para soportar la sarta de tubera. El colgador de la tubera tpicamente se

encuentra en el cabezal de la tubera, con ambos componentes que incorpora un

sistema de cierre para asegurar que el conducto de tubo y el anillo estn

hidrulicamente aislados.

7. Desasentar tubing hanger

8. Cortar el empate bajo el hanger, tomar medidas elctricas y reportar.

9. Instalar polea API de 60 y carrete vaco para recuperar cable.

10. Sacar quebrando la tubera de 4-1/2 de 12.6 lbp, (libra/pie) utilizando las

normas recomendadas para desenroscar la tubera. Observar tubera por

presencia de: aplastamiento, sobre-torque, corrosin, arena, parafina,

escala impurezas y reportar a Operaciones.

RETIRO DE EQUIPO BES Y PRUEBA DE BOP

Sacar equipo BES (bombeo electrosumergible) DN-1750 de (115+98)

etapas, desarmar y reportar el estado mecnico y elctrico del equipo.

Chequear presencia de corrosin, incrustaciones y/o slidos. Reportar al

departamento de Operaciones-Quito. Enviarlo al Coca para inspeccin.


14/22

Unidad simple BES

11. Instalar tapn de prueba y probar preventor de reventones, arietes de

tubera y ciegos con 300/2000 psi (libra por pulgada cuadrada), por 10

minutos cada prueba. Anular con 300/1500 psi durante 10 minutos. Realizarprimero pruebas con baja presin en cada parte del equipo. Recuperar el

tapn de prueba.

LIMPIEZA DE POZO Y DISPAROS

12. En tubera de drill pipe armar un BHA (BOTTOM HOLE ASSEMBLY) de

limpieza. Circular pldora viscosa para asegurarse de que el pozo este

limpio. Sacar la tubera en paradas.

ENSAMBLAJES DE FONDO: BOTTOM HOLE ASSEMBLY (BHA).

Es un componente de la sarta de perforacin y est integrado por el conjunto de todas

las herramientas entre la broca y La tubera de perforacin.


15/22

Esta puede ser simple o compuesto y su longitud varia entre 500' y 1500' segn las

condiciones de operacin(pesca, perforacin, reparacin o workover, pruebas de

formacin etc).Antiguamente el BHA solo se usaba para dar peso a la broca, hoy tiene

muchos propsitos adicionales como:

a. Proteger a la tubera de perforacin de la sarta de las excesivas cargas deflexin y

torsin.

b. Controlar la direccin y la inclinacin de los huecos direccionales.

c. Perforar huecos ms verticales. (sin inclinacin).

d. Perforar huecos ms derechos.(sin espirales).

e. Reducir la severidad de las Pata de perro (Dog legs), Ojo de llave (Key seats) y de

los filos.

f. Mejorar el comportamiento de la broca.

g. Minimizar los problemas de perforacin. (Vibracin de la sarta y del equipo).

h. Minimizar atasques por diferencial.

i. Asegurarse que la sarta de revestimiento baje en el hueco sin problemas.(Existe una

relacin directa entre el hueco til y el dimetro del revestimiento).

j. Como una herramienta de Pesca, Pruebas y de operaciones de

Mantenimiento y servicios de pozos

COMPONENTES DE LOS BHA CONVENCIONALES.

1. Drill collars o Botellas: Lisos, espiralados, cuadrados, Non magnetics o moneles,

Cortos, medianos y largos.

2. Heavy weight o tuberas extra pesadas

3. Estabilizadores: con cuchillas o blades, integrales, ajustables, Limpiadores de ojo de

llave NO Rotativos (Key seat wipers Non rotatings), Camisas (Sleeves), de caucho

(Rubber), Largos, cortos.

4. Escariadores o reamers

5. Martillos o Jars y amortiguadores o Shock Absorvers

6. Motores de fondo Down hole motors, bent housing

7 Bent sub, orienting sub,


16/22

8. MWD

9. Cross over o sustitutos.

10 Junk sub


17/22

13. De acuerdo a la formas Standard de completacin, chequear dimetros,

nmero de series y longitudes de los equipos de fondo: BES (bombas,

Protectores y motores), entry guide, accesorios.

Los motores deben ser probados en la locacin, parte elctrica y

rotacin adecuada, antes su envi.

Las bombas deben ser probadas en locacin, rotacin y tolerancias.

14.Armar lubricador de slick line. Bajar y asentar standing valve de 2.75 en

nipple, probar tubera con 2.000 psi.


18/22

15. Con unidad de slickline recuperar standing valve de 2.75, bajar barras de 1

para chequear by-pass y bajar blanking plug para asentar en Y Tool.

Desarmar unidad.

16. Realizar splice BIW lower pigtail con el cable de poder.

17. Bajar y asentar Tubing hanger en tubing spool .


19/22

ARMADO DE CABEZAL Y FINALIZACIN DEL TRABAJO

18. Retirar BOP (blowout preventer), instalar cabezal de produccin. Probar con

2.000 psi.

19. Realizar conexin de BIW upper pigtail con cable de poder de superficie.

20. Conectar cable de poder a la caja de venteo. Arrancar equipo BES. Probar

rotacin de bomba. El flujo del pozo debe ser probado primero en tanques

de medicin y luego alineados a la estacin.

21. Dar por finalizadas operaciones, mover el equipo.


20/22

22. Redactar sumario de operaciones de WO y realizar diagrama de

completacin del pozo.

23. Realizar conciliacin de materiales con bodegas.


21/22

PASOS PARA UN TRABAJO DESQUEEZE

1. Mover torre de reacondicionamiento al pozo

2. Filtrar y mezclar 1000 bls agua fresca, con KCL (cloruro de potasio) hasta

alcanzar un peso de 8.4 lb/g, (libra/galn) adicionar inhibidor de corrosin 1

galn por cada 100 barriles de agua fresca, surfactante 2 galones por cada

100 barriles de agua fresca y bactericida 4 galones por cada 100 barriles de

agua fresca.

3. Armar y bajar equipo BES seleccionad

4. Instalar y probar BOP solo funcionamiento

5. Desasentar tubing hanger

6. En tubera de drill pipe armar un BHA (BOTTOM HOLE ASSEMBLY) de

limpieza. Circular pldora viscosa para asegurarse de que el pozo este

limpio. Sacar la tubera en paradas.

7. Bajar y asentar Tubing hanger en tubing spool .

8. Retirar BOP (blowout preventer), instalar cabezal de produccin. Probar con

2.000 psi.

9. Dar por finalizadas operaciones, mover el equipo

10. Redactar sumario de operaciones de WO y realizar diagrama de

completacin del pozo.


22/22

PREGUNTAS PROPUESTAS

1. Describa los pasos de manera secuencial para el armado de cabezal

y finalizacin del trabajo de workover.

2. Indique cules son los procedimientos para realizar la limpieza de

asfaltenos y los pasos de cada uno de ellos.

3. Describa la clasificacin de las reparaciones de pozos.

4. En qu casos se realiza frecuentemente la cementacin forzada?

5. De qu factores depende la efectividad del caoneo?

Trabajo de Squezze

Documents

Transcript of Trabajo de Squezze