Nuevas metodolog as de completaci n para campos de gas tight dan perspectivas de desarrollo
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Nuevas Metodologías de Completación para Campos de Gas “Tight” dan perspectivas de desarrollo. Autor Ing. Edgardo R.Alfaro Construcción de Pozos E&P Petrobras Energia S.A. TE: 54+299+4492300 Int. 541 [email protected] Río Neuquén. Lago Pellegrini. Lago MariMenuco. Neuquén.

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Nuevas Metodologías de Completación para Campos de Gas “Tight” dan perspectivas de desarrollo

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Nuevas metodolog as de completaci n para campos de gas tight dan perspectivas de desarrollo

Nuevas Metodologías de Completación para Campos de Gas “Tight” dan perspectivas de desarrollo

Autor

Ing. Edgardo R.Alfaro

Construcción de Pozos

E&P Petrobras Energia S.A.

TE: 54+299+4492300 Int. 541

[email protected]


Historia

Río Neuquén

Lago Pellegrini

Lago MariMenuco

Neuquén

CHILE

CHILE

SAN

LUIS

CHILE

Cipolletti

MENDOZA

MENDOZA

Río Limay

MACIZO PAMPEANO

Río Negro

LA PAMPA

LA PAMPA

NEUQUEN

RIO NEGRO

RIO NEGRO

MACIZO NORDPATAGONICO

Historia

  • La estrategia de desarrollo de los Reservorios de baja permeabilidad en Río Neuquén, identificó a los campos de Tight Gas de los estados de Colorado y Wyoming en USA; como un análogo de Punta Rosada.

  • El campo Jonah adoptado como campo ejemplo comenzó a desarrollarse a principios de los años 90.

  • Los reservorios cerrados ó “Tight”, son productores de gas, de muy baja permeabilidad y sobrepresurizados.


Geologia de reservorio

Geologia de Reservorio

  • La geología de superficie mostró el concepto de reservorios de múltiples arenas. En el caso de la Lance Formation en USA, al igual que en Punta Rosada en Río Neuquen, estos reservorios son geológicamente definidos como meandros y canales estuarinos


Nuevas metodolog as de completaci n para campos de gas tight dan perspectivas de desarrollo

Dos pozos perforados en distanciamientos usuales, no interceptan todas las arenas productivas.

200 m

Reservorio

Drenado

Reservorio

Parcialmente

Drenado

Reservorio

No Drenado

Roca Madre


Premisas tecnicas y operativas

Premisas Tecnicas y Operativas

  • No ahogar el pozo durante las operaciones.

  • Selección de los espesores productivos sobre la base del “Net Pay” para fracturar.

  • Estimulaciones en paquetes de 60 a 90 metros de espesor y no más de 4 a 5 zonas a fracturar simultáneamente.

  • Una rigurosa programación del Flowback.

  • Realización de Bombeos Diagnósticos.

  • Uso de Tapones FTCBP (Flow Thru Composite Bridge Plug)

  • Uso de técnica de Pseudo Entrada Limitada para cañonear.


Uso de tapones ftcbp flow thru composite bridge plug

Uso de Tapones FTCBP (Flow Thru Composite Bridge Plug)

  • El uso de los tapones FTCBP fue claveen la optimización. Son tapones plásticos con un canal interno de flujo. Se ubican por encima del paquete fracturado y el canal permite la fluencia de la zona inferior fracturada. Por tener una bola y un asiento funciona como válvula de retención impidiendo el pasaje de fluido de arriba hacia abajo. Son fácilmente rotables por herramientas convencionales y Coiled Tubing.


Dise o metodologico 1

Análisis de los espesores de arena netos y la porosidad y permeabilidad de esas arenas.

Uso de graficas k x h vs phi x h.

Selección de las zonas se procede a ubicar las zonas a fracturar en cada paquete.

Reparación de un pozo

Entubación con Diámetro de casing de 4-1/2”.

Diámetro clásico en proyectos de reservorios “tight”.

La finalidad de este diámetro es la de utilizar los tapones FTCBP.

Cabeza de Pozo adecuada para la operación

10 K psi

41/16” pasaje interno

Diseño Metodologico 1

Diseño Metodologico 2


Fase 1

FASE 1

  • QUE SE PLANIFICO

    • Reparación de un pozo

      • Pozo de alta complejidad operativa

        • Zonas abiertas punzadas y fracturadas

        • Bajo caudal de producción

        • Pescas en la parte inferior del pozo

        • Resultados post operación inciertos

    • Se busca investigar los potenciales de gas de la formación Punta Rosada Medio.

    • Alcance Clave

      • Reentubación del pozo con casing de 41/2” hasta boca de pozo.

      • Replicar lo aprendido de los campos Jonah Field, Rulison y Pinedale.

    • Programa

      • Montaje Equipo WO

      • Sacada de Instalación Final y Control de Admisiones con fluidos y obturantes

      • Acondicionamiento y Perfilaje con Registro de Cemento

      • Entubación 41/2” y Cementación

      • Registro de Cemento en casing 41/2” para control de cemento

      • Desmontaje Equipo WO


Operaciones rig less

FASE 2

Operaciones Rig Less

  • Montaje Equipamiento en Sistema Rig Less

  • Limpieza de pozo y Cambio de Fluido con CTU.

  • Punzamiento para DFIT

  • Realización del DFIT, Analisis. Ajuste diseño

  • Punzamiento resto de las zonas

  • SRDT y Fracturamiento de acuerdo a programa

  • Flowback por orificio controlado

  • Control a través de separador

  • Bajada de tapon FTCBP

  • Repetición del proceso.


Nuevas metodolog as de completaci n para campos de gas tight dan perspectivas de desarrollo

Completación Rig Less

N

Vientos

Unidad

De WL

Proppant Bulk

Van

Tanques

Frac Unit

Tanques

Tanques

Wellhead

Manifold

Tanques

Tanques

Blender

Bomba de

Transferencia

Separador

De Ensayo

Aguateros

Fosa de Quema

Grua de Montaje

Y Coil Tubing

Tanques

Aditivos Liquidos

Tanques

De Flowback

Aditivos

Solidos

Trailers


Nuevas metodolog as de completaci n para campos de gas tight dan perspectivas de desarrollo

Resumen de Operaciones


Parametros de fracturamiento obtenidos

Zona Depletada

Parametros de Fracturamiento Obtenidos

Resumen Flowback por Zonas


Tiempos insumidos cambios de alcance

Tiempos Insumidos Cambios de Alcance

Fracturamiento Zona 3 - En Producción

  • Los tiempos originales se prolongaron por diversas operaciones adicionales:

    • Limpieza con Coil Tubing

    • Repunzados

    • Bombeos adicionales

    • Flowback y ensayos

    • Bajada de tapones WG

    • Creación de tapón de bauxita con Dump Bailer

    • Cementación a presión con Coil Tubing

    • Rotación y pruebas de zona cementada

    • Fallas asociadas a la operación

      • Carrera de tapón fallida

      • Carrera de Punzados fallidas

      • Acidificación

      • Otros

Bomb.Diagn. Zona 4Cementada a Presión


Plt y ensayo

Qgt = 78.0 Mm3/d

WHP = 268 psi

Qgt = 84.3 Mm3/d

WHP = 182 psi

Qgt = 68.7 Mm3/d

WHP = 730 psi

Choke 18 mm

Choke 38 mm

Choke 10 mm

Cementado

Cementado

CAPA DEPLETADA

Qg: 54.8 Mm3/d (61.39%)

Qg=52.5 Mm3/d

61.3%

Qg=9.5 Mm3/d

18%

Qg=11 Mm3/d

20.7%

Qo=8 m3/d

100%

Qw=12 m3/d

100%

Qg=42.7 Mm3/d

(51.4%)

Qg=2.2 Mm3/d

(14.2%)

Qg=17.9 Mm3/d

(21.7%)

Q0=7 m3/d

(100%)

Qg=4.8Mm3/

(5.8%)

Qg=4.7 Mm3/d

(5.7%)

Qw=8 m3/d

Flowback

84 hrs

Qg: 31.5 Mm3/d (35.61%)

Petrofisica Muy Pobre

Flowback

42 hrs

PR Medio

Qg: 2.7 Mm3/d (3%)

Qo: 5.0 m3/d (100%)

Flowback

11 hrs

Qw: 5.0 m3/d (100%)

PLT Y ENSAYO


Premisas

Premisas

  • Distribución de paquetes de 60 a 90 metros de espesor.

  • Operaciónes sin Ahogo del pozo

  • Manejo de Tapones FTCBP

  • Flowback Extricto

  • Punzamiento con Pseudo Entrada Limitada

  • Realización de DFIT

  • Cumplida

  • Cumplido

  • Cumpido

  • Cumplido

  • Cumplido

  • Cumplido


Conclusiones

Tapones FTCBP

Es viable es mecanismo de trabajo con tapones FTCBP

El uso de tapones esta restringido a zonas ya conocidas

Existen perturbaciones a través de FTCBP cuando se realiza DFIT en la zona superior

Viable el uso de tapones recuperables con CTU

Operaciones con mucha demora

Operaciones mas largas

Coil Tubing

Repunzado

Flowback

Flowback

Estudio detallado de las instalaciones de superficie para flowback

Factible no venteo y quema de gas

Reservorios

Ir a zonas donde se estime buenas presiones

No ir a abrir zonas con fracturas ya realizadas

Definir formas de ensayos, obtención de datos y forma de los informes

Ingenieria y Operación

Soporte de ingenieria mas exhaustivo

Necesidad de un laboratorio de campo permanente

Conclusiones


Gracias

Gracias


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