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 2011Autores: Carlos Gutierrez, Franklin Romero Vazquez

ESQUEMA DISEÑO INICIAL1

METODOLOGIA ORIGINAL2

COSTO, TIEMPOS Y PRODUCCION3

JUSTIFICACION DEL CAMBIO4

ESQUEMA NUEVO DISEÑO5

NUEVA METODOLOGIA6

MEJORAS OBTENIDAS7

COSTO, TIEMPOS Y PRODUCCION8

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:

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 en metodología de

completación

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.

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

SECUENCIA OPERATIVA DISEÑO INICIAL

SE TRABAJABA

CON POZO

AHOGADO

COSTOS Y TIEMPOS

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.

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

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 Casing con

equipamiento Rig Less.

•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

• 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

MEJORAS OBTENIDAS EN LAS FRACTURAS

COSTOS Y TIEMPOS

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.

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

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

• 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.

CONCLUSIONES – DESAFIOS