Nuevas Metodologías de Completación para Campos de Gas “Tight”

dan perspectivas de desarrollo

AutorIng. Edgardo R.AlfaroConstrucción de PozosE&P Petrobras Energia S.A.TE: 54+299+4492300 Int. 541edgardo.alfaro@petrobras.com

• 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.

Historia

MACIZO NORDPATAGONICO

MACIZO PAMPEANO

LA PAMPA

RIO NEGRO

CH

ILE

MENDOZA

NEUQUEN

LA PAMPA

RIO NEGRO

CH

ILE

MENDOZA SAN LUISC

HIL

E

NeuquénCipolletti

Río Neuquén

Río Lim

ay

Lago MariMenuco

Lago Pellegrini

Río Negro

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

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

Roca Madre

Reservorio Drenado

Reservorio Parcialmente

Drenado

Reservorio No Drenado

200 m

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)

• El uso de los tapones FTCBP fue clave en 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.

Diseño 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.

Diseño Metodologico

2• 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

– 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

FASE 1

• 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.

Operaciones Rig Less

FASE 2

Proppant Bulk

Blender

Tanques

Tanques

Tanques

Tanques

Tanques

TanquesAditivos Liquidos

TanquesDe Flowback

SeparadorDe Ensayo

Fosa de Quema

Frac Unit

Manifold

Wellhead

Bomba de Transferencia

Aditivos Solidos

Vientos

Trailers

N

Van

UnidadDe WL

Grua de MontajeY Coil Tubing

Aguateros

Completación Rig Less

Grad.Frac. Grad.Cierre Kestim Preserv. Pfirc.punz. Pfirc.tort Observaciones Qgas Qagua Pboca horas Vol.Inyec. Vol.Rec.1 DFIT 0.84 0.77 0.02/0.05 6000/6500 2400 200 WH pobre2 Punzo de acuerdo a programa3 SRDT 0.84 2400 200 WH pobre4 Repunzado duplicando los tiros 5 SRDT 0.86 1300 200 WH bueno

6 Fractura

Se areno al 70% aproximadamente. El pozo se limpio solo. Los punzados estan destapados

7 Flowback 290 143

Grad.Frac. Grad.Cierre Kestim Preserv. Pfirc.punz. Pfirc.tort Observaciones Qgas Qagua Pboca horas Vol.Inyec. Vol.Rec.1 DFIT - 3266/3266.3 m 0.88 0.7 6500 3200 WH pobre 2 Punzo de acuerdo a programa3 SRDT 1 2000 900 WH pobre4 Acidificación con CTU 5 Repunzado duplicando los tiros6 SDRT 2 0.78 993 1217 WH pobre7 Fractura 0.8 Total Sacos 9078 Flowback 32374 1.13 1000 42 257.5 239

Grad.Frac. Grad.Cierre Kestim Preserv. Pfirc.punz. Pfirc.tort Observaciones Qgas Qagua Pboca horas Vol.Inyec. Vol.Rec.1 DFIT - 3099/3099.3 m 0.79 0.67 0.042 5882 2700 WH pobre 2 Punzo de acuerdo a programa x tres veces3 SRDT 994 700 WH bueno4 Fractura 0.74 Total Sacos 13505 Flowback 60300 0.03 1900 84 273 210

Grad.Frac. Grad.Cierre Kestim Preserv. Pfirc.punz. Pfirc.tort Observaciones Qgas Qagua Pboca horas Vol.Inyec. Vol.Rec.

1 DFIT - 3024/3024.3-3035/3035.3 m 0.6 0.45 0.139 3778 1505WH pobre. Nivel con una fractura año 1999

2 Cementa zona punzada con CT

Grad.Frac. Grad.Cierre Kestim Preserv. Pfirc.punz. Pfirc.tort Observaciones Qgas Qagua Pboca horas Vol.Inyec. Vol.Rec.

1 DFIT - 2942/2942.3 m 0.75 0.65 0.021 4886 3750No se identifica ambas zonas. WH pobre

2 Punzo de acuerdo a programa x tres veces3 SRDT 0.755 385 826 Buen WH4 Fractura 0.85 Flowback Total sacos 975 12734 0 440 66 276.5 143.56 Cementa zona fracturada con CT

Tercera zona 3090/3149 m

FlowbackPrimera zona 3294/3333.3 m

Item OperaciónDATOS FlowbackSegunda zona 3236/3266.3 m

DATOSOperaciónItem

Item OperaciónDATOS Flowback

Cuarta zona 3000/3046 m

Quinta zona 2932/2942.3 m

Item OperaciónDATOS Flowback

Item OperaciónDATOS Flowback

Resumen de Operaciones

Parametros de Fracturamiento Obtenidos

y = 0.0004x - 0.5956

R2 = 0.597

y = 0.0005x - 0.9391

R2 = 0.4355

0.4

0.45

0.5

0.55

0.6

0.65

0.7

0.75

0.8

0.85

0.9

2900 2950 3000 3050 3100 3150 3200 3250 3300 3350

Grad.Frac Grad.Cierre Linear (Grad.Frac) Linear (Grad.Cierre)

Zona Depletada

Flowback N°Tiempo

hrsQgas

m3/diaQliquido m3/hora

Vol.Inyectado m3

Vol.Recup. m3

Eficiencia %

1 11 290 143 49%2 42 32474 1.13 257.5 239 93%3 84 60306 0 310 210 68%4 8 0 0 0 0 0%5 42 3250 0.1 245 135 55%

Resumen Flowback por Zonas

• 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

Tiempos Insumidos Cambios de Alcance

Fracturamiento Zona 3 - En Producción

Bomb.Diagn. Zona 4Cementada a Presión

RN-1040

Punta Rosada 3024/24.3 y 3035/35.3 mts

Time (min)

Surf Press [Tbg] (psi) Slurry Flow Rate (bpm)Volumen (gal)

65.00 70.00 75.00 80.00 85.00 90.00 0

2000

4000

6000

8000

10000

0.00

4.00

8.00

12.00

16.00

20.00

0.000

0.000

0.000

0.000

0.000

0.000

PLT Y ENSAYO

Choke 18 mm

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

Choke 10 mm

Qg: 2.7 Mm3/d (3%)

Qo: 5.0 m3/d (100%)

Qw: 5.0 m3/d (100%)

Qg: 31.5 Mm3/d (35.61%)

Qg: 54.8 Mm3/d (61.39%)

CementadoCAPA DEPLETADA

Cementado

Petrofisica Muy Pobre

PR Medio

Choke 38 mm

Flowback11 hrs

Flowback42 hrs

Flowback84 hrs

Qg=52.5 Mm3/d61.3%Qg=9.5 Mm3/d18%Qg=11 Mm3/d20.7%Qo=8 m3/d100%Qw=12 m3/d100%

Qgt = 84.3 Mm3/dWHP = 182 psi

Qgt = 78.0 Mm3/dWHP = 268 psi Qgt = 68.7 Mm3/d

WHP = 730 psi

770860255250 180

-

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

0 50 100 150 200 250 300 350

qg [m

3/d]

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

Qg WHP orif (100 mm)

aiovane

Premisas

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

2. Operaciónes sin Ahogo del pozo

3. Manejo de Tapones FTCBP

4. Flowback Extricto5. Punzamiento con

Pseudo Entrada Limitada

6. Realización de DFIT

1. Cumplida

2. Cumplido

3. Cumpido

4. Cumplido

5. Cumplido6. 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

Gracias