Reducción daño de formación mediante completación bajo balance y mejoras en las técnicas de fractura de pozos de gas

Transcripción

1 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

2 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

3 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

4 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. 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 SE TRABAJABA CON POZO AHOGADO

5 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.

6 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.

7 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)

8 JUSTIFICACION CAMBIO DE DISEÑO. PERDIDAS DE PRODUCCION POR AHOGUE DE POZOS

9 JUSTIFICACION CAMBIO DE DISEÑO.

10 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.

11 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

12 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

13 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.

14 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

15 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.