La intervención rápida de un pozo entubado

CASO DE ESTUDIO
La intervención rápida de un pozo entubado incrementa
la producción en casi 1 200 bbl/d en un campo petrolero
marginal del sector británico del Mar del Norte
Herramientas específicas operadas con cable y analistas experimentados ayudan a
Fairfield Energy a incrementar la producción 60 veces en un pozo del campo Osprey
DESAFÍO
Identificar rápidamente la operación de
intervención adecuada para resolver un
problema de incremento extremo del
corte de agua y la pérdida casi completa
de la producción de petróleo al poner en
producción otros dos pozos.
SOLUCIÓN
Contratar a los analistas de Schlumberger
Data & Consulting Services (DCS) para
que adquieran y proporcionen en forma
urgente una interpretación experta de
los datos obtenidos con tecnologías
específicas de adquisición de registros
de producción y de saturación de
yacimientos.
RESULTADOS
Se redujo el corte de agua en un 11 por
ciento y se incrementó la producción de
20 a 1 200 barriles por día, mediante el
emplazamiento preciso de un tapón y el
disparo de la zona pasada por alto.
“Los resultados que obtuvimos en
este pozo con la asistencia de
Schlumberger son increíbles.
Estamos sumamente satisfechos.”
Doug Smith
Ingeniero de yacimientos senior
Fairfield Energy
Rápida respuesta a la pérdida de producción
El campo Osprey forma parte de un grupo de activos productivos del sector británico del Mar
del Norte, de los que Fairfield Energy es la compañía propietaria y operadora. Descubierto en
el año 1974, en 1991 el campo comenzó a producir petróleo de yacimientos de areniscas del
Grupo Brent de edad Jurásico Medio. En 1992, el pozo P3S1 del campo Osprey fue disparado
en las formaciones Tarbert y Ness Superior, los dos intervalos productores superiores
extremos del Grupo Brent de la cuenca East Shetland.
Cuando Fairfield compró este campo maduro a Royal Dutch Shell en el año 2008, el pozo
producía unos 2 200 bbl/d con un corte de agua del 79 por ciento. El objetivo estratégico de la
compañía para éste y otros activos del área era prolongar su esperanza de vida productiva a
través de un cuidadoso desarrollo técnico y operacional. No obstante, después de poner en
producción otros dos pozos, la producción cayó inesperadamente en forma vertiginosa hasta
llegar a casi 20 bbl/d, y el corte de agua saltó hasta el 99 por ciento.
Cada día de pérdida de producción representaba un impacto significativo sobre el balance
de Fairfield. Por lo tanto, era imperioso resolver el problema del corte de agua e impulsar
nuevamente la producción.
Identificación precisa de soluciones adecuadas
Fairfield proyectó colocar un tapón permanente para aislar la totalidad o parte de la formación
Ness Superior y disparar cualquier zona petrolífera potencial que quedara en la formación Tarbert.
Para identificar y aislar con precisión cualquier
intervalo barrido y determinar exactamente
dónde disparar, el operador planeó correr un
levantamiento con registros de producción y
de saturación en pozo entubado.
Previamente, Fairfield había utilizado otra
compañía proveedora de servicios en el campo
Osprey. No obstante, después de revisar las
tecnologías y servicios ofrecidos por
Schlumberger, la compañía decidió contratar
los segmentos Wireline y DCS para que
adquirieran e interpretaran un levantamiento
de la relación carbono-oxígeno con la herramienta
de adquisición de registros de producción (PLT)
PS Platform* y la herramienta de control de
saturación del yacimiento RST*. Schlumberger
fue la compañía elegida porque los especialistas
demostraron su capacidad tanto para obtener
los datos técnicos de alta calidad que requería
Fairfield como para proporcionar una evaluación
inmediata para satisfacer la urgencia de su plazo.
El campo Osprey (círculo) es uno de los diversos
activos maduros de producción de petróleo que
Fairfield Energy compró a Royal Dutch Shell en
el año 2008.
Producción
CaSO DE ESTUDIO:La intervención rápida de un pozo entubado incrementa la producción en casi 1 200 bbl/d
en un campo petrolero marginal del sector británico del Mar del Norte
Reducción del corte de agua, incremento
de la producción de petróleo
La evaluación rápida en profundidad del levantamiento de la relación
carbono-oxígeno adquirido con la herramienta RST demostró que en el
intervalo Tarbert Superior extremo aún había petróleo original en sitio.
En consecuencia, esa zona era una buena candidata para la ejecución
de operaciones de disparo. La interpretación de los datos PLT reveló
la presencia de flujo cruzado de agua proveniente de los disparos
inferiores hacia otras zonas de la formación Tarbert, y proporcionó
información crítica acerca del agotamiento de la presión diferencial
en varios intervalos de la formación Ness Superior, que parecían
estar mayormente barridos por el agua.
0
Formación Tarbert
Formación
Tarbert A
GR
°API
350
Prof.
(pies) -1 8 0 0
QZI
B/D
200
Volumen de fluidos
0,44
Hidrocarburos
Hidrocarburos desplazados
Agua
0,40
9 000
Disparos
Disparos
Formación
Tarbert B
Formación
Tarbert C
9 100
Formación Ness Superior
Los factores clave del éxito en esta situación de campo marginal fueron
la combinación correcta de tecnologías específicas, la disponibilidad
inmediata de analistas altamente experimentados, la excelente
ejecución operacional y la colaboración estrecha entre el operador
y la compañía proveedora de servicios.
Relación carbono-oxígeno del detector lejano
Z
Sobre la base de una comparación entre el análisis de registros
PLT-RST y el modelo del campo Osprey de Fairfield, el equipo de
ingeniería de yacimientos del operador decidió colocar el tapón
permanente a 2 768 m [9 080 pies] de MD para aislar la formación
Ness Superior, y disparar un intervalo de 6,1 m [20 pies], entre
2 748 y 2 754 m [9 015 y 9 035 pies] de MD, con el fin de acceder al
petróleo pasado por alto alojado en la capa superior extrema de la
formación Tarbert. Los resultados iniciales fueron buenos y al cabo de
cinco meses de flujo estable, las pruebas de pozos indicaron que el
corte de agua se había reducido en un 11 por ciento, en tanto que la
producción de petróleo se había incrementado 60 veces; de 20 bbl/d
antes de la intervención a 1 200 bbl/d después de la intervención.
0,3
x P3SI (70 809)
0,35
0,31
Porosidad efectiva
Wireline ejecutó el levantamiento mientras el pozo permanecía cerrado.
A las seis horas de recibir los datos, los analistas de DCS efectuaron
una interpretación experta y presentaron los resultados al equipo
del operador; incluso antes de que las herramientas retornaran a la
superficie.
0,26
0,22
0,17
0,13
0,08
0,03
Formación Ness
Superior A
-0,01
-0,01
0,16
0,33
0,50
0,67
0,85
1,02
1,19
1,36
1,53
1,70
0,1
Relación carbono-oxígeno del detector cercano
Tapón
Formación Ness
Superior B1
9 200
La gráfica de interrelación de las relaciones carbono-oxígeno de los detectores
lejano y cercano obtenidas con la herramienta RST muestra la excelente calidad
de los datos obtenidos a lo largo del intervalo registrado.
Formación Ness
Superior B2
La evaluación experta urgente llevada a cabo por los analistas de Schlumberger
DCS demostró que la formación Tarbert A se encontraba en las condiciones
originales, de modo que allí se efectuaron nuevos disparos (verde). Además, se
colocó un tapón permanente (negro) para aislar los intervalos de la formación
Ness Superior barridos por el agua.
*­ Marca de Schlumberger
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