Nuevas Metodologías de Completación para Campos de Gas “Tight”
dan perspectivas de desarrollo
AutorIng. Edgardo R.AlfaroConstrucción de PozosE&P Petrobras Energia S.A.TE: 54+299+4492300 Int. [email protected]
• La estrategia de desarrollo de los Reservorios de baja permeabilidad en Río Neuquén, identificó a los campos de Tight Gas de los estados de Colorado y Wyoming en USA; como un análogo de Punta Rosada.
• El campo Jonah adoptado como campo ejemplo comenzó a desarrollarse a principios de los años 90.
• Los reservorios cerrados ó “Tight”, son productores de gas, de muy baja permeabilidad y sobrepresurizados.
Historia
MACIZO NORDPATAGONICO
MACIZO PAMPEANO
LA PAMPA
RIO NEGRO
CH
ILE
MENDOZA
NEUQUEN
LA PAMPA
RIO NEGRO
CH
ILE
MENDOZA SAN LUISC
HIL
E
NeuquénCipolletti
Río Neuquén
Río Lim
ay
Lago MariMenuco
Lago Pellegrini
Río Negro
Geologia de Reservorio
• La geología de superficie mostró el concepto de reservorios de múltiples arenas. En el caso de la Lance Formation en USA, al igual que en Punta Rosada en Río Neuquen, estos reservorios son geológicamente definidos como meandros y canales estuarinos
• Dos pozos perforados en distanciamientos usuales, no interceptan todas las arenas productivas.
Roca Madre
Reservorio Drenado
Reservorio Parcialmente
Drenado
Reservorio No Drenado
200 m
Premisas Tecnicas y Operativas
• No ahogar el pozo durante las operaciones.• Selección de los espesores productivos sobre la
base del “Net Pay” para fracturar. • Estimulaciones en paquetes de 60 a 90 metros
de espesor y no más de 4 a 5 zonas a fracturar simultáneamente.
• Una rigurosa programación del Flowback.• Realización de Bombeos Diagnósticos.• Uso de Tapones FTCBP (Flow Thru Composite
Bridge Plug)• Uso de técnica de Pseudo Entrada Limitada para
cañonear.
Uso de Tapones FTCBP (Flow Thru Composite Bridge Plug)
• El uso de los tapones FTCBP fue clave en la optimización. Son tapones plásticos con un canal interno de flujo. Se ubican por encima del paquete fracturado y el canal permite la fluencia de la zona inferior fracturada. Por tener una bola y un asiento funciona como válvula de retención impidiendo el pasaje de fluido de arriba hacia abajo. Son fácilmente rotables por herramientas convencionales y Coiled Tubing.
Diseño Metodologico
1• Análisis de los espesores
de arena netos y la porosidad y permeabilidad de esas arenas.
• Uso de graficas k x h vs phi x h.
• Selección de las zonas se procede a ubicar las zonas a fracturar en cada paquete.
Diseño Metodologico
2• Reparación de un pozo• Entubación con Diámetro de
casing de 4-1/2”. – Diámetro clásico en proyectos
de reservorios “tight”.
• La finalidad de este diámetro es la de utilizar los tapones FTCBP.
• Cabeza de Pozo adecuada para la operación– 10 K psi
– 41/16” pasaje interno
– QUE SE PLANIFICO• Reparación de un pozo
– Pozo de alta complejidad operativa» Zonas abiertas punzadas y fracturadas» Bajo caudal de producción» Pescas en la parte inferior del pozo» Resultados post operación inciertos
• Se busca investigar los potenciales de gas de la formación Punta Rosada Medio.
• Alcance Clave– Reentubación del pozo con casing de 41/2” hasta boca de pozo.– Replicar lo aprendido de los campos Jonah Field, Rulison y Pinedale.
• Programa– Montaje Equipo WO– Sacada de Instalación Final y Control de Admisiones con fluidos y obturantes– Acondicionamiento y Perfilaje con Registro de Cemento– Entubación 41/2” y Cementación – Registro de Cemento en casing 41/2” para control de cemento– Desmontaje Equipo WO
FASE 1
• Montaje Equipamiento en Sistema Rig Less• Limpieza de pozo y Cambio de Fluido con CTU.• Punzamiento para DFIT• Realización del DFIT, Analisis. Ajuste diseño• Punzamiento resto de las zonas• SRDT y Fracturamiento de acuerdo a programa• Flowback por orificio controlado• Control a través de separador• Bajada de tapon FTCBP• Repetición del proceso.
Operaciones Rig Less
FASE 2
Proppant Bulk
Blender
Tanques
Tanques
Tanques
Tanques
Tanques
TanquesAditivos Liquidos
TanquesDe Flowback
SeparadorDe Ensayo
Fosa de Quema
Frac Unit
Manifold
Wellhead
Bomba de Transferencia
Aditivos Solidos
Vientos
Trailers
N
Van
UnidadDe WL
Grua de MontajeY Coil Tubing
Aguateros
Completación Rig Less
Grad.Frac. Grad.Cierre Kestim Preserv. Pfirc.punz. Pfirc.tort Observaciones Qgas Qagua Pboca horas Vol.Inyec. Vol.Rec.1 DFIT 0.84 0.77 0.02/0.05 6000/6500 2400 200 WH pobre2 Punzo de acuerdo a programa3 SRDT 0.84 2400 200 WH pobre4 Repunzado duplicando los tiros 5 SRDT 0.86 1300 200 WH bueno
6 Fractura
Se areno al 70% aproximadamente. El pozo se limpio solo. Los punzados estan destapados
7 Flowback 290 143
Grad.Frac. Grad.Cierre Kestim Preserv. Pfirc.punz. Pfirc.tort Observaciones Qgas Qagua Pboca horas Vol.Inyec. Vol.Rec.1 DFIT - 3266/3266.3 m 0.88 0.7 6500 3200 WH pobre 2 Punzo de acuerdo a programa3 SRDT 1 2000 900 WH pobre4 Acidificación con CTU 5 Repunzado duplicando los tiros6 SDRT 2 0.78 993 1217 WH pobre7 Fractura 0.8 Total Sacos 9078 Flowback 32374 1.13 1000 42 257.5 239
Grad.Frac. Grad.Cierre Kestim Preserv. Pfirc.punz. Pfirc.tort Observaciones Qgas Qagua Pboca horas Vol.Inyec. Vol.Rec.1 DFIT - 3099/3099.3 m 0.79 0.67 0.042 5882 2700 WH pobre 2 Punzo de acuerdo a programa x tres veces3 SRDT 994 700 WH bueno4 Fractura 0.74 Total Sacos 13505 Flowback 60300 0.03 1900 84 273 210
Grad.Frac. Grad.Cierre Kestim Preserv. Pfirc.punz. Pfirc.tort Observaciones Qgas Qagua Pboca horas Vol.Inyec. Vol.Rec.
1 DFIT - 3024/3024.3-3035/3035.3 m 0.6 0.45 0.139 3778 1505WH pobre. Nivel con una fractura año 1999
2 Cementa zona punzada con CT
Grad.Frac. Grad.Cierre Kestim Preserv. Pfirc.punz. Pfirc.tort Observaciones Qgas Qagua Pboca horas Vol.Inyec. Vol.Rec.
1 DFIT - 2942/2942.3 m 0.75 0.65 0.021 4886 3750No se identifica ambas zonas. WH pobre
2 Punzo de acuerdo a programa x tres veces3 SRDT 0.755 385 826 Buen WH4 Fractura 0.85 Flowback Total sacos 975 12734 0 440 66 276.5 143.56 Cementa zona fracturada con CT
Tercera zona 3090/3149 m
FlowbackPrimera zona 3294/3333.3 m
Item OperaciónDATOS FlowbackSegunda zona 3236/3266.3 m
DATOSOperaciónItem
Item OperaciónDATOS Flowback
Cuarta zona 3000/3046 m
Quinta zona 2932/2942.3 m
Item OperaciónDATOS Flowback
Item OperaciónDATOS Flowback
Resumen de Operaciones
Parametros de Fracturamiento Obtenidos
y = 0.0004x - 0.5956
R2 = 0.597
y = 0.0005x - 0.9391
R2 = 0.4355
0.4
0.45
0.5
0.55
0.6
0.65
0.7
0.75
0.8
0.85
0.9
2900 2950 3000 3050 3100 3150 3200 3250 3300 3350
Grad.Frac Grad.Cierre Linear (Grad.Frac) Linear (Grad.Cierre)
Zona Depletada
Flowback N°Tiempo
hrsQgas
m3/diaQliquido m3/hora
Vol.Inyectado m3
Vol.Recup. m3
Eficiencia %
1 11 290 143 49%2 42 32474 1.13 257.5 239 93%3 84 60306 0 310 210 68%4 8 0 0 0 0 0%5 42 3250 0.1 245 135 55%
Resumen Flowback por Zonas
• Los tiempos originales se prolongaron por diversas operaciones adicionales:– Limpieza con Coil Tubing– Repunzados– Bombeos adicionales– Flowback y ensayos– Bajada de tapones WG– Creación de tapón de bauxita con
Dump Bailer – Cementación a presión con Coil
Tubing– Rotación y pruebas de zona
cementada– Fallas asociadas a la operación
• Carrera de tapón fallida• Carrera de Punzados fallidas• Acidificación• Otros
Tiempos Insumidos Cambios de Alcance
Fracturamiento Zona 3 - En Producción
Bomb.Diagn. Zona 4Cementada a Presión
RN-1040
Punta Rosada 3024/24.3 y 3035/35.3 mts
Time (min)
Surf Press [Tbg] (psi) Slurry Flow Rate (bpm)Volumen (gal)
65.00 70.00 75.00 80.00 85.00 90.00 0
2000
4000
6000
8000
10000
0.00
4.00
8.00
12.00
16.00
20.00
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
PLT Y ENSAYO
Choke 18 mm
Qg=42.7 Mm3/d (51.4%)
Qg=2.2 Mm3/d(14.2%)
Qg=17.9 Mm3/d(21.7%)Q0=7 m3/d(100%)Qg=4.8Mm3/(5.8%)Qg=4.7 Mm3/d(5.7%)Qw=8 m3/d
Choke 10 mm
Qg: 2.7 Mm3/d (3%)
Qo: 5.0 m3/d (100%)
Qw: 5.0 m3/d (100%)
Qg: 31.5 Mm3/d (35.61%)
Qg: 54.8 Mm3/d (61.39%)
CementadoCAPA DEPLETADA
Cementado
Petrofisica Muy Pobre
PR Medio
Choke 38 mm
Flowback11 hrs
Flowback42 hrs
Flowback84 hrs
Qg=52.5 Mm3/d61.3%Qg=9.5 Mm3/d18%Qg=11 Mm3/d20.7%Qo=8 m3/d100%Qw=12 m3/d100%
Qgt = 84.3 Mm3/dWHP = 182 psi
Qgt = 78.0 Mm3/dWHP = 268 psi Qgt = 68.7 Mm3/d
WHP = 730 psi
770860255250 180
-
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
0 50 100 150 200 250 300 350
qg [m
3/d]
-
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Qg WHP orif (100 mm)
aiovane
Premisas
1. Distribución de paquetes de 60 a 90 metros de espesor.
2. Operaciónes sin Ahogo del pozo
3. Manejo de Tapones FTCBP
4. Flowback Extricto5. Punzamiento con
Pseudo Entrada Limitada
6. Realización de DFIT
1. Cumplida
2. Cumplido
3. Cumpido
4. Cumplido
5. Cumplido6. Cumplido
Conclusiones
• Tapones FTCBP– Es viable es mecanismo de
trabajo con tapones FTCBP– El uso de tapones esta
restringido a zonas ya conocidas
– Existen perturbaciones a través de FTCBP cuando se realiza DFIT en la zona superior
– Viable el uso de tapones recuperables con CTU
• Operaciones con mucha demora
• Operaciones mas largas– Coil Tubing– Repunzado– Flowback
• Flowback– Estudio detallado de las
instalaciones de superficie para flowback
– Factible no venteo y quema de gas
• Reservorios– Ir a zonas donde se estime
buenas presiones– No ir a abrir zonas con fracturas
ya realizadas– Definir formas de ensayos,
obtención de datos y forma de los informes
• Ingenieria y Operación– Soporte de ingenieria mas
exhaustivo– Necesidad de un laboratorio de
campo permanente
Gracias
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