Modelamiento Geomecánico en la Estabilidad de Pozos ... ³n de Pemex... · PDF...

Modelamiento Geomecánicoen la Estabilidad de Pozos

Horizontales

Modelamiento Geomecánicoen la Estabilidad de Pozos

Horizontales

Manuel Ernesto Torres Villalobos, M.Sc.Ing. Geomecánico Senior

Schlumberger [email protected]

™™ Trademark of SchlumbergerTrademark of Schlumberger

• Verticales (Convencional)

• Desviados (Vertical en el Yacimiento)

• Horizontal

• Slant well

• Multi-laterales

• Larga Trayectoria (Extended Reach)

Clasificación de Pozos

Ejemplo (Extended Reach Well)

16” Hole

Csg. 9-5/8”@ 7521 ft MD, 6856 ft TVD

12 1/4” Hole

8 1/2”Hole

Yacimiento Objetivo

7” Liner, @ 9552ft MD, 7,857 ft TVD

� Altos ángulos de desviaciónen las formaciones

suprayacentes al yacimiento

� Altas desviaciones (83/87o) del agujero Piloto para

optimizar la caracterización de la formación &

identificación de WOC

� El nivel de geonavegación se define en el agujero

piloto en relación a la distancia de WOC.

�Abandono de la sección de agujero piloto

�Selección del intervalo y método de desviación

4 ½” premium Screens, BTC, 250 µ

Diagrama Mecánico de un Pozo Horizontal con Agujero Piloto

(After, Villanueva, Torres & Luquetta, 2008)

Caracterizacion de Pozos Horizontales

GR ARC IROA14 Piloto

GRIROA8

Plan IRO A31 PILOTO

Aprox 415 m

Aprox 162 m

GR ARC IROA14 Piloto

GRIROA8

Plan IRO A31 PILOTO

Aprox 415 m

Aprox 162 m

Offset

HorizontalSin Piloto

Reservoir Reservoir

Horizontalcon Piloto

Horizontalcon Piloto

After, Torres 2007

Problemas Asociados a la perforación

Time Distribution Horizontal wells w/ Pilot HoleTime Distribution Horizontal wells w/ Pilot HoleTime Distribution Horizontal wells w/ Pilot HoleTime Distribution Horizontal wells w/ Pilot Hole

Productive TimeProductive TimeProductive TimeProductive Time

74%74%74%74%

Non Productive TimeNon Productive TimeNon Productive TimeNon Productive Time

26%26%26%26%

•Principales fuentes de NPT• Atrapamiento de Tuberia• Inestabilidad de Agujero;• Problemas de Cementación;• Compatibilidad de los fluidos de perforación

• Perfil del pozo complejo• Difícil registro con sondas de wireline.

• Altos torques y arrastres• Ineficiencia en la limpieza del agujero.

50% of Total NPT related

to Pilot Hole

Aspectos a considerar

Condiciones para el éxito• Zonas productoras de poco espesor

– Incremento del área de contacto del Yacimiento

• Superar los Problemas de Arenamiento

– Presiones bajas de Drawdown

• Problemas de Movilidad (Conificación, Viscosidad)

– Presiones bajas de Drawdown

• Posicionamiento estratégico en el yacimiento

• Reservorios Naturalmente Fracturados

– Anisotrópica de Permeabilidad

Condiciones para el Fracaso• Baja o pobre permeabilidad vertical

• Laminaciones/Intercalaciones

• Levantamiento artifical / Problemas de Flujo

• Sobre Costos

• No caracterizar el yacimiento antes de perforar la sección horizontal

• Inestabilidad de agujero en la trayectoria de construcción de angulo

• Conectar zonas de agua u otros yacimientos compartementalizados

Implementacion de Geomecánica

�Analisis Geomecánico para cada pozo (MEM, DrillMap,

Ventana de Lodo).

�Los gradientes de Colapso y fractura son dependientes

de la inclinación y el azimut del pozo.

�Sistema de análisis de eventos para realizar las

correlaciones-Osprey Risk™

Eventos más comunes relacionados a Geomecanica:

�Intervalos de puntos apretados durante POOH, Tiempo

excesivo de rimado

�Repaso (back reaming)

�Ovalización de agujeros por alto contraste de esfuerzos

�Contraste de geometría de aguejero debido al contraste

de rocas con diferente UCS

�Presión diferencial en el yacimiento

PAD A

PAD B

•Alto riesgo de inestabilidad en las rocas supreyacentes

• Presiones de Fractura reducidas debido a la alta inclinación

•Puntos de asentamiento de revestidores es critico en rocas sello.

•En la seccion de construcción de la curva horizontal se localizan

rocas de gradientes de colapso y de fractura incompatibles

geomecánicamente.

•Intercalaciones inestables dentro de la sección horizontal del pozo.

•La sección horizontal no siempre se ve expuesta a la misma presion

de poro a lo largo de la trayectoria.

MEM PAD A MEM PAD B

overburden

reservoir

NNNN

WWWW

Plano de

Estratificación

Falla de los PlanosFalla de los PlanosFalla de los PlanosFalla de los Planos

de Estratificacide Estratificacide Estratificacide Estratificacióóóónnnn

Falla de la RocaFalla de la RocaFalla de la RocaFalla de la Roca

(After, Frydman & Torres & 2006)

•Modelo de falla de las paredes del pozo para altas inclinaciones.

•Se considera falla de la roca y falla de los planos de debilidad de la

estratificación y/o fracturas

10 ppg10 ppg10 ppg10 ppg10 ppg10 ppg10 ppg10 ppg

Falla de la RocaFalla de la RocaFalla de la RocaFalla de la Roca Falla de los planos Falla de los planos Falla de los planos Falla de los planos

de de de de estratificacionestratificacionestratificacionestratificacion

Planos de Planos de Planos de Planos de

estratificaciestratificaciestratificaciestratificacióóóónnnnNNNN

WWWW


Modelos de Falla de pozos de alta inclinación

MW=9.6 PPGMW=9.6 PPGMW=9.6 PPGMW=9.6 PPG

Tope PozoTope PozoTope PozoTope Pozo

Base PozoBase PozoBase PozoBase Pozo

NorteNorteNorteNorte

BreakoutBreakoutBreakoutBreakout AmplioAmplioAmplioAmplio



Falla por TensiFalla por TensiFalla por TensiFalla por Tensióóóónnnn



S3= S3= S3= S3= MinMinMinMin EsfEsfEsfEsf HorizHorizHorizHoriz ShShShSh

S1= Esfuerzo Vert SVS1= Esfuerzo Vert SVS1= Esfuerzo Vert SVS1= Esfuerzo Vert SV







Base PozoBase PozoBase PozoBase PozoNorteNorteNorteNorte


Ventana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de Lodo







Base PozoBase PozoBase PozoBase PozoNorteNorteNorteNorte


Ventana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de Lodo


Modelos de Falla de pozos de alta inclinación


Reaming down

420-440 gpm, 100 rpm

1800 psi

Overpull is increasing up

to 200 klbs trying to free

the string

Reaming down

540 gpm, 100 rpm

2400 psi

Pump pressure is

increasing

Pipe is stuck, move pipe

from 9445 to 9407 up to

250 Klbs overpull and

torque

Evento de atrapamiento de tuberia en pozo Horizontal

Inestabilidad en Rocas Sello - Pozo Horizontal

1st stuck pipe @ 9,445 ft

2nd stuck pipe @ 9,407 ft

Shale at top of Reservoir

(9,374 ft, 81.63° incl., 357.82° Az)

Reservoir @ 9,370 ft

9350’

9499’T

ight

Hol

eW

ashe

d ou

t Hol

e(After, Torres & 2007)

Po

werD

rive

Ho

le

Po

werD

rive

Mu

dM

oto

r

Mu

dM

oto

r H

ole

After, Melgares & Torres 2007

�Obstrucciones para el paso de registros con cable.

�Liners y TR pueden presentar restricciones frente a huecos apretados

�Gradientes de fractura diferentes dependiendo de la inclinación y el azimuth del pozo

�Cementación de secciones intermedias complejas.

�Pega diferencial en yacimientos depletados

�ROP Reducida

�Oscilaciones tortuosidad del agujero son menores con PowerDrive, 20%

�La tortuosidad del agujeroplaneada se incrementa cerca del 90% empleando motores de fondo.

�Incremento del torque y del arrastre

OSC Análisis de Forma de Hueco

PowerDrive Hole’

Mud Motor Hole

After, Melgares & Torres 2007

(After, Melgares & Torres 2008)

Análisis de Energía Especifica MSE

Smooth Drilling – MSE Correlates with UCS – Acceptables ROP’s

MSE Losses UCS correlation, ROP decreases, increment in Stick and Slip

Formational ROP Differences between FM1 and FM2,

energy being wasted in shocks and vibrations in FM1

Lateral Vibrations Peak and Stick and Slip degradates Rate of Penetration

Vibration Flounder

Análisis de Limpieza de Agujero

•PERFORM Toolkit™ (PTK) permite a los ingenieros compartir y monitorear con información geomecánica y de perforación, simultáneamente las operaciones, ya se en tiempo real o con información ya adquirida.

•Se determina la cantidad de tiempo de cada operación del equipo y permite hacer evaluaciones estadísticas.

•Visualización de parámetros de perforación (Datos Dinámicos) y de Geomecánica (Datos Estáticos) utiles para monitoreo de ROP & ECD vsMEM.•Monitoreo de APWD en tiempo real.

Análisis de parametros de Perforacion y Geomecanica en Tiempo Real

DrillMAP™ pozo Horizontal para PerforadoresCreado por Ing Geomecanicos y de Optimizacion de Perforacion Perform™

Mapa de Eventos de Perforación de pozos Horizontales

Tena Napo

Napo M1 SS

M1 Limestone

M2 Limestone

Upper U SS

Lower U SS

L a ye rs

9 5/8" Casing

@8223ft

7" Liner @9725ft

5" Casing @10580ft

C a s in g

E1 E2

Severity

Light

Serious

Major

Probability

Tight Hole / OverPull

Tena Napo

Napo M1 SS

M1 Limestone

M2 Limestone

Upper U SS

Lower U SS

L a ye rs

9 5/8" Casing

@8223ft

7" Liner @9725ft

5" Casing @10580ft

C a s in g

E1 E2

Severity

Light

Serious

Major

Probability


Tena Napo

Napo M1 C SS

M1 Limestone

M2 Limestone

Upper U SS

Lower U SS

L a ye rs

9 5/8" Casing

@8217ft

7" Liner @9661ft

5" Liner @10518ft

C a s in g

E1

E3

E4

E2

S e ve rity

Light Catas trophic

S erious

M ajor

P roba bi l ity

Low

M edium

High


Wellbore Stability

Tena Napo

Napo M1 C SS

M1 Limestone

M2 Limestone

Upper U SS

Lower U SS

L a ye rs

9 5/8" Casing

@8217ft

7" Liner @9661ft

5" Liner @10518ft

C a s in g

E1

E3

E4

E2

S e ve rity

Light Catas trophic

S erious

M ajor

P roba bi l ity

Low

M edium

High


Wellbore Stability

Tena

Basal Tena SS Napo M1 A SS

M1 C SS

M1 Limestone

M2 Limestone

Upper U SS

Lower U SS

Lower U SS Base

L a ye rs

7" Liner @9268ft

5" Liner @10617ft

C a s in g

E1

E3

E5

E6

E2

E4

Se ve ri ty

Light

S erious

M ajor

Proba b il ity


Tena

Basal Tena SS Napo M1 A SS

M1 C SS

M1 Limestone

M2 Limestone

Upper U SS

Lower U SS

Lower U SS Base

L a ye rs

7" Liner @9268ft

5" Liner @10617ft

C a s in g

E1

E3

E5

E6

E2

E4

Se ve ri ty

Light

S erious

M ajor

Proba b il ity


Tena

Napo

Napo M1 C SS

M1 Limestone

M2 Limestone

Upper U SS

Lower U SS

L a ye rs

9 5/8" Liner

@8615ft

7" Liner @10347ft

5" Casing @10891ft

C a s in g

E1

E2

E3 E4

S e ve rity

Light

S erious

M ajor

Proba b il i ty


Tena

Napo

Napo M1 C SS

M1 Limestone

M2 Limestone

Upper U SS

Lower U SS

L a ye rs

9 5/8" Liner

@8615ft

7" Liner @10347ft

5" Casing @10891ft

C a s in g

E1

E2

E3 E4

S e ve rity

Light

S erious

M ajor

Proba b il i ty


Optimización de diseño de Fluidos

� Diseños con Hidráulica Virtual para proporcionar condiciones apropiadas para limpieza de agujero. �Fluidos de Perforación acorde a las reologías propias por cada formación, considerando el grado de fracturamiento natural de la roca.�Adición de aditivos de alta reología en las píldoras de limpieza.�Diseño de materiales de puenteo, empleando análisis granulométricos.�Estimación acertada de la presión del yacimiento para minimizar el riesgo de atrapamiento por diferencial de presión. � Programa de píldoras diseñado con criterio geomecánico, empleando la zonificación de intervalos de alto colapso

INGENIERIA DE FLUIDOS

*: Mark of MI

Stuck Pipe @ 8,510 ft MDE-Logs Can not Pass in Tena & Napo Fm

Reservoir

Rat H

ole>>200 ft ??

Drilled

in unstableshale

7” Liner Can Not Pass @9630 &10502 ft MD

Set Liner Off Botton 232 ft

• Estandarización de procesos para asegurar la llegada de los liners al fondo.

• Hidráulica, fuerzas laterales, factores de fricción presiones de Swabbing

• Zapatas diseñadas para ayudar a correr el liner en huecos apretados, y escalones de roca.

• Diseño de procesos de circulación para detectar cualquier comportamiento anormal de presión que sea relacionado o limpieza o inestabilidad de agujero.

• Definición de una presión estabilizada de circulación que permita inferir una buena limpieza del agujero.

• Procesar las imágenes virtuales de forma de agujero con la información de LWD para predecir los puntos de obstrucción.

CONSIDERACIONES PARA LOS “LINER”

Reamer Shoe

Análisis de Riesgos por sección de pozo.

Horizontal Well - Landing Curve – Main Risk description

Applications of New Technology – Geosteering PeriSco pe 15*

� 360º Proactive Geosteering� Unique: directional and deep

Benefits� Access more reserves� Achieve higher production rates

Drill in the best part of the reservoir� Reduce well construction cost � Avoid drilling hazards and sidetracks� Achieve production objectives with less drilling.

*: Mark of Schlumberger

Pozos terminados con 5 dias menos de

los planeados

Pozos nuevos nin perforacion de

Hoyos pilotos, reduccion de NPT del

26% a 4.3%.

Sin eventos de atrapamiento de

tuberia

Mas del 75% de la sección horizontal,

geonavegada en la arena objetivo y

zonas de alta resistividad

Conocimiento de los limites del

yacimiento y sus fronteras

Top identified during landing at 7873ft TVD navigation TVDTop identified during landing at 7873ft TVD navigation TVDTop identified during landing at 7873ft TVD navigation TVDTop identified during landing at 7873ft TVD navigation TVD

Distance to the top beyond 10ft Distance to the top beyond 10ft Distance to the top beyond 10ft Distance to the top beyond 10ft –––– Top detection Top detection Top detection Top detection

but with low precision on distance estimationbut with low precision on distance estimationbut with low precision on distance estimationbut with low precision on distance estimation

Top approaching / Sliding to avoid intersectionTop approaching / Sliding to avoid intersectionTop approaching / Sliding to avoid intersectionTop approaching / Sliding to avoid intersection

Distance from top > 11ftDistance from top > 11ftDistance from top > 11ftDistance from top > 11ft

Not able to detect the top from this pointNot able to detect the top from this pointNot able to detect the top from this pointNot able to detect the top from this point

High Resistivity Zone top High Resistivity Zone top High Resistivity Zone top High Resistivity Zone top

at 7894.5 ftat 7894.5 ftat 7894.5 ftat 7894.5 ft

Geonavegación de secciones horizontales – Periscope 15™

Aplicacion de la Geonavegación

� Debe haber buen ajuste con pozos de

correlación.

� Se debe tener buen contraste de

resistividad en el objetivo

Construcción de un modelo

Petrofísico para simular la

respuesta esperada del Pericocope

Objetivos principales

� Detectar la proximidad de las zonas

de alta resistividad durante la fase en el

aterrizaje del pozo.

� Garantizar que la sección horizontal

este posicionada en la mejor zona

productiva del yacimiento, cercana al

tope de zonas de alta resistividad.

� Establecer la ventana de navegación

para análisis de estabilidad.

Que tan profundo es el impacto del lodo ? ServicioMudSOLV*

0

0.06

7

0.13

3

0.2

0.26

7

0.33

0.67

0.86

7

0.93

3 1

M u d so lid s d a ma g e

P o lyme r d a ma g e

F o rma tio n fin e s d a ma g e

O v e ra ll d a ma g e0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Mud solids damage

Polymer damage

Formation fines damage

Overall damage

Depth into Formation (Meters)

Red

uctio

n in

Per

mea

bilit

y

Max Depth of Filtrate Invasion

DaDaDaDaññññoooo porporporpor Invasion Invasion Invasion Invasion tipicatipicatipicatipica de de de de solidossolidossolidossolidos del del del del FluidoFluidoFluidoFluido

de de de de perforaciperforaciperforaciperforacióóóónnnn del del del del ReservorioReservorioReservorioReservorio (RDF).(RDF).(RDF).(RDF).

DaDaDaDaññññoooo porporporpor Invasion Invasion Invasion Invasion tipicatipicatipicatipica de de de de solidossolidossolidossolidos del del del del FluidoFluidoFluidoFluido

de de de de perforaciperforaciperforaciperforacióóóónnnn del del del del ReservorioReservorioReservorioReservorio (RDF).(RDF).(RDF).(RDF).

• Evaluación del Riesgo del Proceso

de Completación.

– Dificultades Potenciales de el

posicionamiento.

• Herramienta de

Completamiento

• Posicionamiento de

Grava & Fluidos de

tratamiento.

• Minimización de la exposición del

Reservorio a los Fluidos.

– Daño Potencial de Formación.

– Formación de Emulsiones

– Desplazamiento del

Hidrocarburo In-Situ.

Servicio de MudSOLV : Diseños Preliminares Caundose debe remover el Revoque?

� Aceite adicional (49K bbl) durante 6 meses de producción.� Ingresos adicionales por el incrementó de producción.

Acumulative Oil Production Comparison

0

20

40

60

80

100

120

140

0 2 4 6 8 10 12 14

month

K b

ls

Ho rizo ntalwells w/pilo t ho le

P eriSco pe15 wells

Beneficios en Terminos de Rentabilidad

� Reducción de la tasa de declinación asociado al corte de agua. �Reducción de los costos asociados a la producción de agua (tratamiento, manejo ambiental,

etc) (100k US$) en seis meses de producción.

Acumulative Water Production Comparison

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 2 4 6 8 10 12 14

month

K b

ls

Ho rizo ntalwells w/pilo t ho le

P eriSco pe15 wells

Beneficios en Terminos de Rentabilidad

�� Mejora del retorno de la inversiMejora del retorno de la inversióón debido al incremento de produccin debido al incremento de produccióón n

en 5 meses de produccien 5 meses de produccióón anticipada.n anticipada.

Payback Wells drilled w/ Pilot Hole vs PerisScope

(4,000,000)

(3,500,000)

(3,000,000)

(2,500,000)

(2,000,000)

(1,500,000)

(1,000,000)

(500,000)

-

500,000

1,000,000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Month

$US

Wells drilled w/ Periscope

Well drilled w/ Pilot Hole

Beneficios en Terminos de Retorno de Inversion

Total Cost per FootHorizontal Wells with Pilot Hole - Type 11

234.64

163.60

256.12

174.13

143.89

182.36 191.84

- -

156.58

200.00

-

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

350.00

400.00

Cos

t Alli

ance

per

wel

l

2006 2007

Resultados de Perforación

• Las soluciones Integradas (geomecánica, fluidos, Periscope), permitió revertir la tendencia negativa del

proyecto.

•23% se redujo el tiempo del pozo, reducción del NPT

de 25% a 9%,

•Reducción del costo x% por metro perforado

•Eliminación de los riesgos asociados al hueco piloto.

Traditional Pilot HoleTraditional Pilot HoleTraditional Pilot HoleTraditional Pilot Hole Landing w/ PeriscopeLanding w/ PeriscopeLanding w/ PeriscopeLanding w/ Periscope Landing w/ samplesLanding w/ samplesLanding w/ samplesLanding w/ samples

More section to be drilledMore section to be drilledMore section to be drilledMore section to be drilled

Major Stuck pipe likelihoodMajor Stuck pipe likelihoodMajor Stuck pipe likelihoodMajor Stuck pipe likelihood

More open hole expositionMore open hole expositionMore open hole expositionMore open hole exposition

Reaming/Backreaming Reaming/Backreaming Reaming/Backreaming Reaming/Backreaming

Better MW profileBetter MW profileBetter MW profileBetter MW profile

Cement plug failureCement plug failureCement plug failureCement plug failure N/A N/A

Mud contaminationMud contaminationMud contaminationMud contamination N/A N/A

Time drilling for sidetrackTime drilling for sidetrackTime drilling for sidetrackTime drilling for sidetrack N/A N/A

Improve bit live effciencyImprove bit live effciencyImprove bit live effciencyImprove bit live effciency

Better GeosteeringBetter GeosteeringBetter GeosteeringBetter Geosteering

Last Wells Performance

20.821.9

17.7

-1.2

-5.3

17.6

27.3 26.4

-5.4

3.45.9

3.8

-15

-13

-11

-9

-7

-5

-3

-1

1

3

5

7

9

11

13

15

17

19

21

23

25

27

29

31

2006

Wel

ls A

vera

ge

Iro

A-1

4H (

HP

-22)

Iro

A-3

1H (

HP

-22)

Iro

A 3

0-H

(H

P-2

2)

Iro

A-3

2-H

(H

P-2

2)

Iro

B-1

9H (

HP

-138

)

Wells

Day

s

Planned Drilling Days

Performance Time

Clean Time

Difference Performance - Program

Linear (Difference Performance - Program)

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