Procesos operativos Experiencias en pozos de gas Lecciones aprendidas Conclusiones

Transcripción

1 FLOWBACK EN POZOS DE GAS Importancia y Optimización

2 Agenda Concepto Su importancia Procesos operativos Experiencias en pozos de gas Lecciones aprendidas Conclusiones Ing. Edgardo R. Alfaro Ingeniería de Pozos Petrobras Argentina S.A.

3 Concepto de Flowback Es el proceso que permite a los fluidos inyectados al pozo fluir a superficie después de un tratamiento; en preparación de algún tratamiento posterior o para limpieza y puesta en producción del pozo. En general se realiza luego de una estimulación.

4 Importancia del Flowback El proceso del Flowback aplicado a la limpieza post fractura es clave para el rendimiento futuro del pozo estimulado. La limpieza del fluido de fractura debe maximizarse para lograr una recuperación efectiva. El acomodamiento del pack de fractura debe ser realizado de manera inmediata para disminuir la devolución de agente sostén.

5 Controles de Flowback Los controles que se realizan son: Caudales de gas, de agua, de hidrocarburo Presiones Densidades y salinidades de fluidos retornados ph Viscosidades Sólidos Agente de sostén

6 Implementación en superficie Equipamiento adecuado para realizar el Flowback de manera segura: Líneas de alta presión Manifold Reducción porta orificio Separador multifasico Calentador

7 Implementación en superficie Consideraciones Boca de Pozo adecuada Cambios de dirección gradual Salida de línea de flujo directa Curvatura de OMEGA con apoyo en tierra Soportes de contención Cambios de dirección gradual Boca de Pozo Soportes de contención

8 Implementación en superficie Omega de salida vertical Curvatura gradual Líneas de Fracturamiento Grúa soporte Cabezal de doble entrada Choke manifold

9 Implementación en superficie Tanques de recepción de fluidos Líneas de flujo Separador Calderin Fosa

10 Seguimiento de la limpieza post fractura Planilla con Corrida de Orificios. Control de los fluidos retornados a fosa. Control de los fluidos por separador y tanques. Ensayo general del pozo. Planilla de Corrida de Orificios Horas mm NOTA: Con la evolución del flowback, se van cargando los datos en la planilla de ensayo y con el análisis de la misma se adoptan decisiones sobre la información obtenida, para ir optimizando la limpieza post tratamiento. Fecha Hora Acumul. Orificio Presion boca. Separador Caudales Densidades G.O.R R.G.L. Produccion acumulada Placa Presion Temp. Presion Temp. Gas Oil Agua Gas Oil Agua Total Gas Oil Agua dd/mm/aa hh:mm Hs. mm Pulg Psia ºC Psig ºC m³/d m³/h m³/h Aire=1 gr/cm³ gr/cm³ m³/m³ m³/m³ m³ m³ m³

11 Graficas típicas , , ,0 1000,0 100,0 10,0 1,0 0,1 0, Horas psi Qgas mm Qw Acum.w , , ,0 1000,0 100,0 10,0 1,0 0,1 0, HORAS psi Qg mm Qw Acum.W , , , , , ,0 1000,0 100,0 10,0 1,0 1000,0 100,0 10,0 1,0 0,1 0, PSI Qg mm Qw Acum.w , psi Qg mm Qw Acum.w

12 Ejemplos Flowback de reservorio sobrepresurizado (TGS) , , ,0 1000,0 100,0 10,0 1,0 0,1 0, Horas psi Qgas mm Qw Acum.w , , , ,00 100,00 10,00 1,00 0,10 0, psi Qg mm Qw Acum.w Flowback de reservorio con presión normal (Baja K)

13 Registro de presión en boca Se ubicó un sensor de presión en boca de pozo. Se registró la evolución de presión durante el ensayo de producción. Se observan tres comportamientos bien definidos: Ciclo Largo Declinación constante en el tiempo Ciclo Medio Oscilación de presiones sinusoidales Ciclo Corto Oscilaciones de presiones bruscas y cortas RN-1044: Variación de Presión en BDP psi en bdp m inutos

14 Conceptos de ingeniería El Flowback depende de varios factores: Del estilo de completación Permeabilidad y presión poral Dimensión de la fractura hidráulica Tipo de fluido de fracturamiento, viscosidad Presión en boca de pozo Tiempo de inicio del Flowback Cañerías, diámetros Diámetro del orificio de ensayo Otros

15 Flowback rmal Barreras Competentes? Cerrar pozo para esperar decantamiento y luego realizar flowback controlado. realizar Cierre Forzado Fractura crece hacia Arriba? Proppant decanta en zona de Interés Realizar Cierre Forzado Fractura crece hacia Abajo? Proppant decanta fuera de la zona de Interés Realizar un Flowback Controlado. Frac. contenida parcialmente? El Q de Flowback debe ser mayor que el Leakoff. Evaluar volumen de liquido inyectado, recuperado y presiones individuales para control de flowback, Múltiples Niveles Fracturados

16 Que dice la industria? Paper SPE Finalizada la fractura, registrar ISIP y abrir pozo fluyendo de 2 a 3.5 BPM (permite recuperar un volumen considerable de agua). Cuando aparece gas, cerrar pozo y retirar Tree Saver. Continuar Flowback comenzando con 16/64 (6,4 mm) y hasta 32/64 (12,7 mm), por 36 a 48 horas. Verificar retorno de agente sostén. Conectar pozo a producción. Paper SPE El Flowback depende de: La geometría de fractura. Del intervalo punzado con relación al espesor. A la concentración final del agente de sostén. Al leakoff del fluido al final de bombeo y durante el cierre de la fractura. Al crecimiento de la fractura hacia arriba o hacia abajo. Paper SPE El Flowback depende de: La limpieza del fluido de fractura aumenta a medida que disminuye su viscosidad. La depositación de gel reduce la conductividad hacia la punta de la fractura. Ensayos de campo muestran longitudes de fractura menores que las calculadas.

17 Diagrama de flujo Implementado I Cerrar por 1/2 hr. Abrir Pozo Fluye? Usar CTU + N2 Pozo Fluye? Usar CK de 6 mm Viene Gas? Continuar CK 6 mm Viene Arena? Viene Liquido? Continuar por 6 mm por 4 horas Cambiar a CK 8 mm Viene Arena? Viene Liquido? Continuar por 8 mm por 8 horas Cambiar a CK 10 mm Viene Arena? Viene Liquido? Continuar por 10 mm por 12 horas Cambiar a CK 12 mm Viene Arena? Viene Liquido? Continuar por 12 mm por 12 horas Cambiar a CK 14 mm Viene Arena? Viene Liquido? Continuar por 14 mm por 12 horas Pasa a Ensayo Por Separador

18 Lay Out Flowback Tanques de almacenaje liquido Separador Vertical Fosa Omega Chupa P Calderin Separador Multifasico

19 Procesos y lecciones aprendidas Finalizada la fractura comenzar inmediatamente el Flowback luego del registro de ISIP. Realizar el Flowback de acuerdo a planilla de Corrida de Orificios. en algún orificio el agua recuperada disminuye, regresar al orificio anterior. Analizar. comienza a retornar agente de sostén en un orificio en particular, reducir al orificio anterior.

20 Procesos y lecciones aprendidas El último orificio de limpieza debe coincidir con el último orificio del ensayo final. Antes de comenzar el ensayo final cerrar pozo por tres horas para decantar agente de sostén y bajar calibre a constatar tope. algún punzado esta tapado, montar la Unidad de Coiled Tubing y limpiar pozo con jet y espuma.

21 Procesos y lecciones aprendidas Completada la etapa de limpieza, comenzar el ensayo por separador de acuerdo a programa de Ingeniería de Reservorios. Cuantificar de ser posible agente de sostén retornado, ph del fluido, densidad y viscosidad. Muestrear fluidos e identificar para ensayos de laboratorio. no es necesario NO cerrar pozo porque corta la dinámica de la limpieza. se debe cerrar, minimizar el tiempo.

22 Conclusiones El proceso de Flowback es complejo. El control estricto es clave para maximizar la recuperación de agua de fractura. El equipamiento de superficie debe reunir las condiciones de seguridad para la operación. La cuantificación de los líquidos retornados asegura la calidad del Flowback realizado. Estudiar la metodología de cuantificación de los volúmenes iniciales de liquido a través del uso de separadores centrífugos.

23 FIN Gracias