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REPARACION DE CASING EN POZOS DE PETROLEO




Hector Valdivia / Enrique Estrada.
Pluspetrol Peru Corporation, Sucursal Del Peru

RESUMEN
Durante la vida productiva de los pozos se ha presentado daño por rotura en el casing intermedio y de producción, originado mayormente por corrosión, desgaste por viajes y rotación de tubería durante los trabajos de reacondicionamiento y pesca; esta situación ha ocasionado producción de fluidos no deseados y en algunos casos de arena afectando el sistema de producción de bombeo electrosumergible, lo que motivó el cierre de los pozos con pérdida de producción y en algunos casos pérdida del pozo.

Por la magnitud del problema, el presente trabajo describe la aplicación de técnicas de Tie Back, Short Tie Back, Casing Patch, Scab Liner, aislamiento con empaques especiales y trabajos de cementación; empleadas exitosamente en la reparación de casing y rehabilitación de pozos que han permitido restituir la producción de pozos cerrados por rotura de casing en el Lote 8 Selva Norte del Perú operado por la Cia. Pluspetrol.

Se analiza las causas principales de daño en el casing y la forma como minimizarlo, describe las técnicas empleadas en detectar y evaluar el daño en el casing, determina los factores para la evaluación técnica-económica, muestra la secuencia operativa y el empleo de herramientas especiales para acondicionamiento y reparación del casing de los pozos intervenidos teniendo en cuenta las condiciones especiales de cada pozo, que han permitido restituir la producción y alargar la vida productiva de los pozos.

INTRODUCCION
Los pozos productores en los campos operados por Pluspetrol tienen el sistema de producción electrosumergible con bombas instaladas hasta los 2,200 m. de profundidad, las profundidades de instalación están dependiendo de los índices de productividad de las arenas productivas y de los caudales de extracción con la finalidad de mantener niveles adecuados de sumergencia de las bombas.

La completación de los pozos se efectua con casing intermedio de 9 5/8” hasta profundidades promedio de 2,500 m. y con laina de producción de 7” hasta profundidades de 3,200 m.. Estos pozos en su mayoria son dirigidos manteniendose la inclinación en el tramo de casing de 9 5/8”. Estas condiciones del sistema de producción y geometría del pozo entre otros, son los que mayor incidencia tienen en el proceso de daño al casing, presentándose mayormente este problema en el casing de 9 5/8”.

FACTORES QUE INCIDEN EN EL DAÑO AL CASING INTERMEDIO DE 9 5/8”

DISEÑO DEL POZO.
Las condiciones geográfícas de la Selva Peruana hacen costosa la construcción de plataformas, vias de comunicación y apoyo logístico por lo que se perfora un pozo vertical y de 3 a 5 pozos dirigidos desde una misma plataforma con espaciamiento de 400 hasta 1000 m. Los pozos dirigidos perforados son del tipo “S” y Slant, dependiendo de la distancia horizontal entre las coordenadas de superficie y de fondo, estabilidad de las formaciones perforadas y área de drenaje de las formaciones a producir entre otras.

Las profundidades de entubamiento promedias de los pozos es en la parte superficial con tubería
conductora de 20” hasta 50 m., casing de superficie de 13 3/8” hasta 500 m. y casing intermedio de 9 5/8” hasta 2500 m., siendo este tramo el que ha presentado mayores daños por corrosión. La completación de los pozos se efectua con laina de producción de 7” y en algunos casos con casing de 7” hasta superficie.

GEOMETRIA DEL POZO.
Aproximadamente el 50% de los pozos perforados en selva son dirigidos en su mayoría del tipo “S”. El inicio de la desviación (kick off point) se realiza a las profundidades verticales de 50 m. a 150 m. La gradiente de incremento de ángulo usado en la desviación de pozos es de 2°/30 m. y los ángulos verticales máximos de 18° a 30°. La caida del ángulo se efectua de 1300 m. a 1600 m. con una gradiente de caida de 1°/30 m. Mayormente, los puntos de cambio de dirección incrementan la fricción entre el casing y la tubería. En el diagrama N° 1 se muestra el diseño típico de un poso tipo “S” en la zona de Corrientes – Pavayacu.

METALURGIA DEL CASING.
La resistencia del casing a la corrosión dependen del tipo de microestructura conseguido por el tratamiento térmico y composición química del acero. En algunos casos la corrosión del casing intermedio puede haberse motivado por el empleo de casing que no cumplió con estos requisitos.

FRICCION POR VIAJE Y ROTACION DE TUBERIA.
La fricción ocasionada por el contacto de la tubería con el casing durante los viajes y trabajos donde sea necesario rotar la tubería (pescas, perforación de tapones, limpieza de arena, etc) generan desgaste con daño al casing.

TRABAJOS DE PESCA Y MOLIENDA.
Los esfuerzos que soporta el casing en los puntos de pesca y perforación de tapones permanentes
ocasionan desgaste. Incrementandose el daño cuando los recortes o restos del tapón perforado no son recuperados oportunamente, estos restos no son recuperados con la circulación debido a su peso y volumen (espacio anular entre DC de 4 3/4” y casing de 7” con ID 6.19”), siendo necesario el uso de canastas recuperadoras de fracmentos como los junk basket o canastas de circulación inversa.

PUNTO DE BURBUJA POR SISTEMA DE PRODUCCION.
Las fallas por corrosión se producen a partir del punto de burbuja a superficie, en este punto el CO2 se separa del crudo y empieza a disolverse en el agua salada generándose ácido carbónico que corroe el metal.

El bajo nivel de sumergencia de las bombas electrosumergibles ocasiona liberación de CO2. Por
ejemplo, la presión de burbuja de los crudos producidos en el Yacimiento Corrientes del Mienbro Cetico es 760psi y Miembro Pona de 460psi.

COLAPSO POR BAJO NIVEL DE FLUIDO.

El bajo aporte de fluido de las arenas productivas ocasiona el empleo de bombas electrosumergibles de bajo rate de extracción con bajo nivel de sumergencia, las que tienen que ser instaladas a profundidades hasta de 2100 m. Esta es condición para ocasionar colapso en el casing de 9 5/8” por presión diferencial debida a la presión hidrostática de la formación, situación que se agrava cuando no se tiene una buena cementación del casing.

PRESENCIA DE FLUIDOS CORROSIVOS.
La roca reservorio son mayormente areniscas limpias y por su configuración se descarta que el agente corrosivo provenga de ésta. Un análisis del petróleo producido presenta bajo contenido de azufre 0.35% y sales 3.25 PTB.

El alto contenido de CO2 (4.05%Mol) obtenido del análisis de gas de la Formación Chonta indica que la fuente corrosiva es éste fluido. El porcentaje de CO2 influye en la propiedad corrosiva del agua actuando sobre el pH, a mayor cantidad de CO2 en el gas o el agua , el pH será menor y el agua mas corrosiva. El agua de formación registra un contenido de Fe+2 del orden de 100ppm, cloruros (110,000 ppm) y sólidos totales disueltos (144,000ppm). El alto corte del agua de formación producida propicia una mayor superficie mojada favoreciendo el proceso de corrosión

INADECUADA CEMENTACION.
Una mala cementación del casing intermedio ocasiona entrampamiento de lodo de perforación, que al mantenerse en contacto con las lutitas reactivas puede cambiar el pH del lodo por acción electromecánica, creando un ambiente corrosivo contra la pared externa del casing. El pH del lodo es mayor de 9 y no contiene sales solubles ni ácidos orgánicos. Una buena pared de cemento proteje la pared externa del casing.

EVALUACION Y DETERMINACION DEL DAÑO
Inicialmente el daño del casing intermedio de 9 5/8” se detecta por cambio de las propiedades físicas y químicas del agua de formación producida con el sistema de bombeo electrosumergible. Para determinar específicamente la zona o zonas en mal estado se efectúan pruebas de admisión con empaques; registros de corrosión, temperatura, densidad, entre otros; dependiendo de las condiciones de cada pozo.

REGISTRO DE CORROSION.
Es un registro que proporciona información precisa de la zona dañada y una evaluación completa del estado del casing.

REGISTRO DE TEMPERATURA.
Con este registro solo se obtiene información de la zona dañada por cambio de gradiente debida a
aporte de fluido, se emplea mayormente en pozos que presentan flujo a superficie producido de la zona dañada.

REGISTRO DE DENSIDAD.
Permite determinar la zona dañada por cambio en la densidad del fluido producido.

PRUEBAS DE HERMETICIDAD CON EMPAQUES.
Se aísla la parte productiva y se prueba la hermeticidad del casing selectivamente por tubos o forros reduciendo el intervalo de prueba que presenta admisión. Puede darse el caso de daño en el casing con baja admisión.

PRUEBAS DE SALINIDAD DEL AGUA PRODUCIDA.
La determinación de la salinidad del agua producida por comparación de patrones característicos
generados a partir del contenido ionico nos permite conocer los cambios por ingreso de agua diferente a la zona de producción.

FACTORES PARA LA EVALUACION TECNICA – ECONOMICA
Para evaluar la factibilidad de un trabajo de reparación de casing intermedio se toman en cuenta los siguientes factores:

RESERVAS DE PETROLEO.
Es el volumen de barriles de petróleo existentes y recuperables dentro de un reservorio. Si las reservas del pozo justifican la inversión de una reparación provisional o permanente.

MAGNITUD Y LOCALIZACION DEL DAÑO.
La magnitud del daño si es puntual o corrosión generalizada y su localización (profundidad del intervalo de casing dañado), permiten determinar el tipo de reparación a efectuar.

DISEÑO Y COMPLETACION DEL POZO.
La calidad de trabajos de cementación y la completación con casing intermedio de 9 5/8”, liner de 7”, casing de producción de 7” o 5 1/2” hasta superficie son factores decisivos para seleccionar la técnica decreparación adecuada.

SISTEMA DE PRODUCCION A EMPLEAR.
El índice de productividad de la formación productiva y nivel de fluido del pozo permite diseñar el equipo de levantamiento artificial electrosumergible, profundidad de instalación y caudal de extracción.

ACONDICIONAMIENTO DEL POZO.
El acondicionamiento del pozo depende principalmente del tipo de reparación a efectuar, magnitud del daño, estabilidad del tramo de formación desprotegido por casing, cementación del casing y completación del pozo.

La calibración del casing del pozo antes de bajar herramientas de reparación o instalación permanente es muy importante, dependiendo del estado del pozo se pueden emplear herramientas para su rectificación y calibración como el casing roller, water melon, string melon, taper mill, scraper, entre otras. El fluido a emplear en al reparación depende del estado del pozo, se emplea fluidos densificados y viscosificados en los pozos que presentan inestabilidad de la formación del tramo desprotegido con casing.

TECNICAS DE REPARACION.
Actualmente se dispone de gran variedad de herramientas y técnicas para la reparación de casing, debido al sistema de producción empleado de bombeo electrocentrífugo y completación de los pozos hemos aplicado técnicas de reparación de casing de 9 5/8” que nos han permitido restituir la producción de pozos parados por este problema, mejorar el estado mecánico y garantizar la continuidad operativa de los mismos. Describimos las técnicas empleadas exitosamente en nuestros pozos.

TIE BACK – POZO – 81D
La técnica de reparación con Tie Back se aplica en pozos con laina de producción. Consiste en conectar casing al colgador de laina y extenderlo hasta superficie, cementando el espacio anular entre el casing intermedio y el casing instalado. Esta técnica permite cubrir todo el tramo de casing intermedio. Cuando se aplica ésta técnica se debe instalar en el cabezal de pozo un carretel colgador para el casing instalado. Esta reparación no limita la profundidad de instalación de la bombas electrosumergibles.

SHORT TIE BACK – POZO 32XC
La reparación con Short Tie Back se aplica en pozos con laina de producción. Consiste en conectar
casing al colgador de laina y extenderlo hasta cubrir las zonas dañadas instalando un nuevo colgador de laina, cementando el espacio anular entre el casing intermedio y el casing instalado. Esta técnica la aplicamos cuando la zona dañada del casing intermedio esta cercana al tope de laina y no hay limitación en la profundidad de instalación de las bombas electrosumergibles.

SCAB LINER / LINER PACKER CON CASING DE 7” Y AISLAMIENTO CON EMPAQUES – POZO 15XCD
El Scab Liner / Liner Packer consiste en instalar un casing de menor diámetro cubriendo el intervalo de casing intermedio dañado, el casing instalado se fija con empaques hidráulicos, los mismos que aislan la zona dañada. Es necesario instalar una guia en el tope y fondo de esta instalación para permitir el paso de herramientas y bomba electrosumergible. Este tipo de reparación no limita la profundidad de instalación de las bombas electrosumergibles.

Empleamos los empaques hidráulicos para aislar las zonas dañadas cuando la profundidad de sentado de los empaques no son limitantes en la profundidad de instalación de las bombas electrosumergibles.

CASING PATCH – POZO 16XCD
La técnica de Casing Patch se aplica en pozos donde el casing en mal estado no está cementado, consiste en retirar el casing en mal estado, y reemplazarlo con casing nuevo. La unión entre el casing del pozo y el casing instalado es por medio del casing patch lead seal, el espació anular puede ser cementado a superficie. Cuando se aplica ésta técnica se debe instalar en el cabezal de pozo un carretel colgador para el casing instalado. Esta reparación no limita la profundidad de instalación de la bombas electrosumergibles.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
Para solucionar el problema de casing dañado y restituir la producción de los pozos se han aplicado varias técnicas. Para la aplicación de estas técnicas se describe los antecedentes de los pozos donde fueron aplicadas y el procedimiento seguido que permitió un éxito significativo. De todas las técnicas aplicadas, la que nos garantiza el mejor estado mecánico del casing y una continuidad operativa del pozo es la instalación de Tie Back con casing de 7” a superficie con cementación en el espacio anular. El desgaste en el casing intermedio en las zonas con cambio de inclinadión producidas por fricción durante la rotación de la tubería en los trabajos de perforación de tapones EZ y operaciones de pesca puede ser reducido con el empleo de motores de fondo.

El empleo de protectores de caucho en la tubería de reacondicionamiento reduce el desgaste por fricción en la pared interior del revestimiento intermedio durante los viajes en los trabajos de reacondicionamiento. En las operaciones de molienda, los restos metálicos de tapones ocasionan daño al quedar entrampados entre el casing de producción de 7” y los drill collar de 4 3/4” OD. Este daño se reduce empleando herramientas recuperadoras de restos metálicos tipo junk basket y junk basket reverse circulation.

Emplear casing normalizado resistente a la corrosión y efectuar una buena cementación primaria a superficie. Continuar evaluando el sistema de producción electrosumergible instalado con empaque hidráulico dual en los pozos con bajo indice de productividad de manera que se evite el colapso de casing por bajo nivel de sumergencia, ya que el empaque permite mantener el espacio anular lleno de fluido. Inyección de productos químicos anticorrosivos para protección de la pared interior y exterior del casing.

Fuente: Ingepet

CASING REPAIR OF OIL WELLS
COBERTURA DE REPARAÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO



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One Response to REPARACION DE CASING EN POZOS DE PETROLEO

  1. Victor dice:

    Les agradezco todo el trabajo que están haciendo para mantener siempre vigente a todos los que estamos en el ramo de los hidrocarburos de las nuevas e innovadoras técnicas de la industria.

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