¿Cómo se seleccionan los candidatos a workover?

Con un screening que integra historia de producción, pruebas de presión para estimar kh y skin, registros de integridad (CBL/VDL, caliper) y análisis de fluidos (GOR/WOR). Se priorizan pozos con daño removible, potencial remanente y riesgos controlables.

¿Cuáles son los principales riesgos EMW/kicks en un workover?

Salir de la ventana poro-fractura por mal control de EMW o limpieza deficiente. La mitigación incluye ajuste de densidad y reología del lodo, detección temprana de ganancias, pruebas de BOP y protocolos de shut-in.

¿Cuánto cuesta un workover típico y qué payback esperar?

Depende del entorno (jack-up vs. onshore), alcance (fishing, recompletación, cambio de ESP) y logística. En campañas disciplinadas, los paybacks suelen ser de 4 a 8 meses con precios y diferenciales estándar.

¿Qué métricas determinan el éxito de la intervención?

Producción incremental neta a 7-30-90 días, costo por barril incremental, estabilidad de WOR/GOR, cumplimiento del AFE y confiabilidad de equipos (MTBF de bombas).

¿Qué diferencia la ejecución offshore de la onshore?

Offshore depende de ventanas met-oceánicas, capacidad de cubierta y logística con helicópteros/embarcaciones; onshore facilita rotación de cuadrillas pero exige controles ambientales y de derecho de vía.

¿Se requiere estimulación o basta con limpieza mecánica?

Si el diagnóstico indica skin elevado por daño químico o fines, la estimulación matricial es efectiva. Si hay obstrucciones localizadas, la limpieza mecánica/coiled tubing puede ser suficiente.

¿Cómo integrar a los contratistas sin caer en publirreportaje?

Mediante especificaciones de desempeño y KPIs de servicio (tiempos, NPT, calidad de datos) comparables entre SLB, Halliburton y Weatherford, sin mencionar marcas en claims comerciales, sino en capacidades medibles.

33 minutos atrás

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Energía

Workovers en Litoral de Tabasco y Cuenca del Sureste: ROI, riesgos EMW/kicks y mejores prácticas

Guía evergreen para decidir y ejecutar workovers en campos maduros del Sureste: diagnóstico, tipos de intervención, ventana operativa, EMW/kicks y un modelo práctico de ROI.

Por qué sigue importando. En los activos maduros del Litoral de Tabasco y la Cuenca del Sureste, los workovers y reparaciones mayores siguen siendo la palanca más eficiente para destrabar producción incremental con CAPEX moderado y control de riesgo. En pozos con daño de formación, skin elevado, problemas de integridad o bombas agotadas, una campaña de recompletaciones, restimulation y cambio de sistemas de levantamiento logra paybacks de meses, no años, siempre que el diagnóstico sea fino y la ejecución mantenga ventana operativa y calidad de lodo bajo métricas estrictas.

Diagnóstico técnico: de la curva de declino al candidato correcto

El punto de partida es un screening técnico que combine historia de producción, pruebas de presión y evidencias mecánicas:

Tendencias de declino y curvatura D(t). Si la caída reciente se desacopla del comportamiento esperado por agotamiento (declino hiperbólico a exponencial), suele haber daño inducido (fines, escamas, emulsiones) o restricciones mecánicas (asientos, niples, parafinas).
Presiones y skin. Mini-DST o buildup/cushion programados permiten estimar kh, p* y skin. Valores de skin > +5 con potencial remanente sugieren estimulación matricial o limpieza de daño.
Balance de materiales y PVT. Verificar GOR, WOR y corte de agua para descartar conicidad/invasión. En aceite volátil, el punto de burbuja define límites de drawdown.
Integridad y mecánica. Registros CBL/VDL para verificar cementaciones; caliper y BHP para identificar colapsos o ovalación de casing; evaluación de tubing y válvulas gas-lift.
Selección de candidatos. Priorizan pozos con: (i) kh medio-alto y daño removible, (ii) zonas detrás de casing con saturación de aceite aprovechable, (iii) problemas de bombas (ESP/BCP) corregibles, y (iv) riesgos H2S/CO₂ manejables con procedimientos.

Caso tipo A (offshore, anonimizado). Pozo productor de aceite ligero en satélite somero del Litoral: q₀=650 bpd → 280 bpd en 9 meses; buildup arroja skin=+8, pwf/p* sugiere daño en vecindad. Estimulación HCl-HF + cambio de tubing y limpieza de niples. Resultado: +210 bpd incremental, WOR estable 0.35, payback 4.5 meses.

Caso tipo B (onshore costero). Pozo con ESP al final de vida útil; vibración y curvas de carga fuera de BEP. Re-dimensionamiento ESP + estrangulamiento variable y reperfilado de frecuencia. Resultado: +180 bpd netos, disminución de kWh/barril 14%, payback 6 meses.

Tipologías de intervención y tiempos: offshore vs. onshore

Los campos del Sureste combinan accesos marinos y ventanas meteorológicas con logística terrestre:

Coiled tubing (limpieza, ácido, nitrógeno). Ventanas 1–3 días por corrida; útil para remover fines/emulsiones, limpiar parafinas o restablecer comunicación. Offshore: considerar roll-on/roll-off y limitantes de cubierta.
Fishing / recuperación de sarta. 2–7 días según complejidad; riesgos de atasco y necesidad de jar. Alto valor si el tubing obstruye y la zona productora está sana.
Recompletación / zonal shift. 5–12 días: aislamiento con packer y apertura de intervalos detrás de casing (straddle/slotting) si la saturación lo justifica; exige CBL/VDL confiables.
Bombas (ESP/BCP) y gas-lift. 3–6 días para cambio/redimensionamiento; coordinar pruebas eléctricas, sensor de intake pressure y telemetría.
Estimulación (ácida/matricial o solventes). 1–2 días de bombeo + shut-in controlado; definir volúmenes con base en kh, mineralogía y sensibilidad a agua/arcillas.

Ventanas operativas. En jack-ups del Litoral de Tabasco, la integración con operaciones marinas, helipuertos y pronóstico de oleaje condiciona tiempos de rig-up/rig-down y permanencia. Onshore costero permite rotación más ágil de cuadrillas, pero con restricciones ambientales y de derecho de vía.

Riesgos operacionales: EMW, kicks, H₂S/CO₂ y cementaciones

El control de pozos gobierna cada decisión:

EMW (Equivalent Mud Weight). Mantener EMW dentro de la ventana de presión (poro–fractura) para evitar pérdidas/kicks. Ajustes con peso de lodo, tixotropía y rheology para limpieza efectiva sin inducir daño adicional.
Detección temprana de kicks. Tendencias en flujo de retorno, ganancias de tanque, torque/drag y gas en lodo deben activarse con umbrales conservadores. La disciplina en shut-in y verificación de BOP es innegociable.
H₂S/CO₂. Aplicar NACE y materiales resistentes; planes de evacuación, SCBA y neutralización; monitoreo continuo en cellar deck y líneas de retorno.
Cementaciones y calidad del lodo. En recompletaciones, el aislamiento hidráulico define el éxito; espaciadores y loss control adecuados evitan canalizaciones. KPI: TIW-test y cement bond index post-job.

Modelo de ROI: supuestos, curvas e implementación (mini-tool conceptual)

Para priorizar una cartera de workovers se usa un modelo simple de payback y valor:

Producción incremental (mes t):

q_{\text{inc}}(t) = (q_{\text{post}}(t) - q_{\text{base}}(t))

donde $q_{\text{base}}(t)$ sigue el declino pre-intervención.

Barriles incrementales acumulados en T meses:

N_{\text{inc}}(T) = \sum_{t=1}^{T} q_{\text{inc}}(t)\cdot 30

Ingresos incrementales:

\text{Rev}_{\text{inc}} = N_{\text{inc}} \cdot (P_{\text{oil}} - \text{diff}) - \text{Costo\_lifting\_inc}

Payback (meses): el primer T tal que

\text{Rev}_{\text{inc}}(1..T) \ge \text{CAPEX}_{\text{WO}} + \text{OPEX}_{\text{adicional}}

Variables clave (mini-tool):

Supuestos técnicos: $q_0$ post-job, declino $D$ , WOR/GOR, eficiencia de levantamiento.
Costos directos: equipo (jack-up o pulling), fluidos, químicos, herramientas, logística (helicóptero/barcaza), servicios (SLB/HAL/WFT).
Costos indirectos: NPT, stand-by climático, permisos, aseguramiento, pruebas.
Sensibilidades: precio de crudo, diferenciales, penalizaciones por off-spec, y downtime por fallas.

Ejemplo de cartera (anónimo). 15 pozos, CAPEX medio US$1.2 MM/pozo, incremento neto promedio +160 bpd con declino del 8% anual; costos lifting +2.5 US$/bbl. Con precio 70 US$/bbl y diff 4 US$/bbl, payback mediano: 5–7 meses; NPV positivo a 24 meses en 12 de 15 pozos.

Los workovers bien seleccionados siguen siendo una inversión de alto retorno en los campos maduros del Sureste, siempre que el diagnóstico sea riguroso, la ejecución controle riesgo de pozo y la medición de KPIs gobierne la cartera. Descarga nuestra checklist operativa y sigue la serie de casos técnicos para acelerar decisiones de inversión con datos reales.