Reduccion de daños en la formacion mediante completacion bajo

Reducción daño de formación mediante
completación bajo balance y mejoras en las
técnicas de fractura de pozos de gas
Jornadas de Perforación y Workover IAPG Comodoro Rivadavia 2011
Autores: Carlos Gutierrez, Franklin Romero Vazquez
Objetivo:
Presentar los avances en materia de completación de pozos de Gas en el Yacimiento
Cerro Dragón la cual a sido utilizada exitosamente para la reducción de daño
formación, mejoras en las fracturas, reducción costos de terminación y mejoras en la
producción.
Contenido:
1
ESQUEMA DISEÑO INICIAL
5
ESQUEMA NUEVO DISEÑO
2
METODOLOGIA ORIGINAL
6
NUEVA METODOLOGIA
3
COSTO, TIEMPOS Y PRODUCCION
7
MEJORAS OBTENIDAS
4
JUSTIFICACION DEL CAMBIO
8
COSTO, TIEMPOS Y PRODUCCION
DISEÑO INICIAL
VENTAJAS y DESVENTAJAS:
•Flexibilidad en el tamaño del Tubing de
producción.
•Fractura limitada a través del Casing de
producción.
•Mayores tiempos y costos de completación.
•Sobredimensionamiento para condiciones de
reservorios en explotación.
•Mayor complejidad
completación
en
metodología
de
SECUENCIA OPERATIVA DISEÑO INICIAL
1- Montar equipo y periféricos (Cias de servicio)
2- Calibrar pozo (Liner y Casing de Producción)
3- Probar Hermeticidad de Liner y Casing de producción
4- Bajar TPN y PKR con Tubing.
5- Decantar arena sobre TPN.
6- Punzar zona a través de PKR.
7- Ensayar Zona.
8- Fracturar zona si es necesario. Ensayar Fractura.
SE TRABAJABA
CON POZO
AHOGADO
9- Ahogar zona y lavar arena con Coiled TBG.
10- Mover TPN y PKR a zona siguiente. Repetir hasta totalidad de Reservorios.
11- Sacar TPN y PKR.
12- Bajar PKR de Completación.
13- Bajar Tubing de Producción (Rosca Premium 13Cr)
14- Desmontar Equipo
COSTOS Y TIEMPOS
Durante 2008 y 2009, No hubo mejora
en costo – costos
Tener presente que en estos están
incluidos materiales y servicios. La
reducción principal se evidencia en
servicios con la nueva metodología
El promedio de intervención es de 54
días teniendo en cuenta el ultimo pozo
que resulto fuera de lo habitual, estos
resultados son de las campañas 2008 y
2009.
PRODUCCION POST AHOGUE y POST FRACTURA.
La producción de cada uno
de
los
pozos
esta
representada en porcentajes
de perdidas o incrementos
con
respecto
a
las
producciones iniciales del
objetivo.
Observaran que en el pozo 1
y 2 se logro una fractura con
éxito.
En los pozos 4 y 6 una
fractura realizada sin éxito y
el ahogue genero la perdida
de producción del objetivo.
JUSTIFICACION CAMBIO DE DISEÑO.
•
MAYOR INFORMACION DISPONIBLE DEL RESERVORIO
(Mejor estimación de producción y desarrollo de bordes con mayor
susceptibilidad al daño por ahogue y de menor producción)
•
NECESIDAD DE DISMINUIR COSTOS Y TIEMPOS DE INTERVENCION
(Disminuir o eliminar las maniobras con Tubing las cuales presentan mayor
cantidad de fallas operativas, retrasos, mejorar logística de Cias y
disminuir costos de diseño, estos son los de mayor impacto
presupuestario)
•
OBTENER MAYOR FLEXIBILIDAD Y CONDICIONES PARA REALIZAR
FRACTURAS HIDRAULICAS ACORDE A LOS RESERVORIOS.
(Disponer de mayores caudales de fractura con equipo actual y
disminución de HHP por fricción de cañerías)
JUSTIFICACION CAMBIO DE DISEÑO.
•
PERDIDAS DE PRODUCCION POR AHOGUE DE POZOS
JUSTIFICACION CAMBIO DE DISEÑO.
NUEVO DISEÑO DE POZO
CAMBIOS GENERADOS:
•Casing de Producción hasta boca de
pozo, eliminando utilización de Liner y
mejorando los tiempos de completación.
•No utiliza Tubing de producción mayores
a 2 7/8.
•Fracturas a través de
equipamiento Rig Less.
Casing
con
•Intervención total a pozo vivo.
•Utilización de Equipo de WO para bajada
final de Tubing de producción.
NUEVA SECUENCIA OPERATIVA BASICA
1- Montar equipo y periféricos (Cias de servicio)
2- Calibrar pozo (Casing de Producción)
3- Probar Hermeticidad Casing de producción
4- Monta Coiled TBG, Vacía pozo y presuriza.
5- Punzar Zona con Wire Line (Cañones TCP y Equipo presión)
6- Ensaya Zona.
7- Fracturar zona si es necesario. Ensayar Fractura.
8- Colocar TPN Composite WL a contrapresión.
9- Repetir hasta completar objetivos.
10- Rotar TPN con Coiled TBG con espuma.
11- Bajar PKR y Tubing de Producción (Rosca Premium 13Cr)
12- Desmontar Equipo
MEJORAS OBTENIDAS EN LAS FRACTURAS
•
MENORES PRESIONES DE TRABAJO, PRINCIPALMENTE POR
REDUCCION DE FRICCIONES EN TBG.
(40% de reducción en las presiones de trabajo)
•
POSIBILIDAD DE INCREMENTOS DE CAUDALES EN LAS ETAPAS
(20% de aumento en los caudales de fractura y 20% de reducción de HHP
en las etapas)
•
MEJORAS EN LA GEOMETRIA DE LAS FRACTURAS.
(117% de aumento de agente sostén utilizado)
•
MEJORAS EN LA PRODUCCION DE LOS OBJETIVOS
COSTOS Y TIEMPOS
Los costos de los pozos fueron un 41%
inferior a los del diseño anterior, esto se
debe principalmente al menor tiempo de
completación que se evidencia en menor
costo y en una operación con menor
fallas o demoras
Con esta metodología se logro reducir el
tiempo de intervención en un 48% que
representan +/- 26 días.
Reducción
principal
al
eliminar
movimientos de tuberías de maniobras y
las fallas de estas tanto para ensayar
como para fracturar.
PRODUCCION INTERVENCION NUEVA METODOLOGIA.
Las producciones de cada uno
de los pozos se muestran en
porcentajes de incremento con
respecto al promedio de
producción de los pozos
completados con el anterior
diseño y metodología.
La intención de mostrar este
grafico es que el pozo no se
ahoga y no se pierde
producción y que las únicas
fracturas realizadas fueron
exitosas en el pozo 2
CONCLUSIONES – DESAFIOS
•
SE EVIDENCIA UNA MEJORA IMPORTANTE DE TIEMPOS Y COSTOS
CON ESTA METODOLOGIA DE COMPLETACIÓN “MONOBORE”.
(48% Tiempos y 41% en Costos)
•
SE LOGRO REDUCIR o ELIMINAR EL DAÑO DE FORMACIÓN DURANTE
LAS OPERACIONES DE COMPLETACIÓN DEL POZOY LAS
OPERACIONES POST FRACTURAS.
(Pozo en desbalance permanente mediante N2 o Gas de Reservorio)
•
MAYOR FLEXIBILIDAD EN LAS FRACTURAS
(Menor Fricción, Mayor Caudal, Mejor geometría)
•
SE TIENE PLANIFICADO INCORPORAR ESTA METODOLOGIA DE
COMPLETACIÓN EN FUTUROS POZOS HORIZONTALES A
PERFORARSE EN EL YACIMIENTO.