In, Químico

Problemas de Corrosión en la completación de los pozos del Campo Palo Azul
Ingeniería de Producción Marzo-2009

Antecedentes:
El fluido de la formación está arrastrando finos del reservorio con valores desde 50 hasta 1,500 libras por cada mil barriles de fluido (PTB). El gas asociado tiene un porcentaje de CO2 promedio del 78% El agua de la formación tiene una salinidad promedio de 5,000ppm; aunque se han encontrado valores de 11,000 ppm en el pozo PA-10. Desde el cuarto trimestre del año 2008 se han presentado problemas de comunicación tubing-casing en las completaciones de los pozos PA 16, 22, 25 y 37 que operan con BES, camisa, nogo y standing valve. Durante el año 2008 no se adquirió tubing nuevo de 3 ½ N-80 para reemplazar al la tubería fuera de especificación que salía de cadatrabajo de WO o Pulling. La inspección de la tubería luego de cada intervención se lo hacía de forma parcial; no se lleva un registro del tiempo de uso de cada sarta. En la mayoría de pozos se tiene casing de 7 plg hasta el fondo, y solo en pocos se dispone de casing de 9 5/8. El cable eléctrico de las BES posee un solo capilar para la inyección de químicos; en todos los pozos se inyectainhibidor de incrustaciones en una dosis promedio de 45 ppm, teniéndose un valor residual de 20 ppm en superficie. En los pozos que se ha presentado corrosión en diferentes partes del tubing se inyecta inhibidor de corrosión por recirculación tubing-casing, utilizando una parte del fluido producido, para llevarlo por el espacio anular, al intake de la BES. La tendencia del agua de formación en el interiordel tubing desde la descarga de la BES hasta el manifold tiene un comportamiento corrosivo y/o incrustante. No se puede generalizar una tendencia. En los pozos PA-22 y 37 se generó corrosión/erosión en el primer tubo superior al nogo, por efecto del flujo radial al romperse la cabeza del standing valve.

POZOS PALO AZUL CON PROBLEMAS DE CORROSION EN EL TUBING
POZO PAC-22 PAA-35 PAC-37 PAD 31PAD 23 PAA 16 Fecha Pulling 22-Jul-08 26-Sep-08 11-Dec-08 18-Dec-08 17-Enr-09 08-Mar-09 Standing Valve Corrosión Severa No presenta corrosión Corrosión Severa Corrosión Severa Corrosión severa No Presenta Corrosión Tubing Orificio a la altura del Nogo Orificio a la altura del Nogo Orificio a la altura del Nogo Orificio a la altura del Nogo No presenta corrosión Orificio a la altura de 800 ft. Tipode Corrosión Corrosión por Abrasión Perforación por corto circuito del cable Corrosión por Abrasión Corrosión por erosión Corrosión por erosión Corrosión tipo pitting por CO2

Standing Valve y tubo superior PA-37 (Dic-2008)

Monitoreo de pozos, tendencias actuales:
POZO PAC-22 PAA-35 PAC-37 Tendencia 0 - 8190 ft corrosiva moderada 8190 - 10185 ft. incrustante 0 - 3680 ft. corrosiva leve3680 - 10120 ft. incrustante 922 - 8638 ft corrosiva moderada 0 - 922 ft incrustante 8638 - 10120 ft incrustante 0 - 923 ft incrustante 923 - 9269 ft. corrosiva moderada 0 - 9536 ft corrosiva moderada 9536 - 10094 ft. incrustante 0 - 7416 ft corrosiva leve 7416 - 10197 ft. incrustante Velc. Corr. Cupones [mpy] 9.0 off 5.2 Velc. C0rr Recd. Fe ++ [mpy] 2.4 off 8.6

PAD-31

4.4

3.6

PAD-237.0

0.8

PAA-16

1.2

POZO

BSW [%] 92 95 80 60 80

CO2 [%] 95 90 70 90 95

H2S [PPM] 25 25 25 25 15

Velocidad Fluido ft/sec 5.0 11.2 13.4 3.1 4.0

PTB [lbs/1000 bls] 388 742 545 909 798

PAC-22 PAC-37 PAD 31 PAD 23 PAA 16

Análisis hidráulico en los tubing de los pozos de Palo Azul

Análisis de los fluidos

Tendencia del pozo PA-37 (Mar-09)
Scale and CorrosionPredictions
Well Name Chemical and Well Parameters MMCFD BOPD BWPD % Gas in Produced in Ann. Space Hardness as CaCO3 Calcium as Ca Barium Strontium Iron Total Org. Alk. Total Alk. Sulfate Chloride CO2 (%) @ 25 C & 1 Atm. Magnesium API Grav. Gas Grav. Sodium (mg/l) Magnesium (mg/l) Total Dissolved Solids Specific Gravity of Water Ionic Strength Water Cut (%) Sandstone Calculated Iron Calculated...