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Generando el camino: Recursos - Reservas - Producción

Producción de Pozos Horizontales en Restinga Alí

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Área de Producción: Restinga Alí

Unidad de Negocio: Chubut

Autor/es: Eduardo Domínguez – Daniela Van Wyk – Gastón Vaira

Generando el camino: Recursos - Reservas - Producción

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• Introducción

• Antecedentes / Reseña histórica

• Objetivos

• Definición de Estrategia de Explotación del Activo

• Tecnologías / Metodologías empleadas

• Conclusiones


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• La Concesión Restinga Alí tiene una superficie de 407 km2.

• La ZONA COSTERA abarca una superficie de 175 km2 de

extensión a lo largo de la línea de costa (25 km por 7 km).

• Produjo a la fecha 32 MBbl de petróleo de tres sectores:

Caleta Córdova, Restinga Alí (C. Costero) y Punta Piedras.

• Fue intensamente perforada (337 pozos -117 CC y 169 cint.

cost.-) por pozos someros de 600-800 m de profundidad que

contactaron el horizonte Glauconítico y el Complejo I, en

menor proporción (H.Madre y Valle C) Dec.´30 y 38 pozos

(Dec.´80) que llegan dirigidos desde la costa al CIII y CIV.

• El resto de las zonas de producción acumularon 6 MBbl.

• INTRODUCCIÓN


Campamento

Central

CRI

Capsa

Manantiales

Behr

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Vista histórica Pasarelas Caleta Córdova

Vista general pozos y

pasarelas zona Caleta

Córdoba, con marea

BAJA

Vista general pozos y

pasarelas zona Caleta

Córdoba, con marea

ALTA

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Plantear escenarios de desarrollo (BdR)

Plantear alternativas de perforación

Plantear alternativas de producción

Generar modelo estático y dinámico

Seleccionar el escenario óptimo que maximice el beneficio.

VCD Instalaciones de superficie

Elaborar plan de ejecución de obras e instalaciones

Recopilación de Antecedentes.

Visualizar escenarios de explotación y/o producción

Definir estrategia de explotación del Activo

Ejecutar Plan de Desarrollo Integral general.


• OBJETIVOS

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Reconstrucción de Historias de producción de pozos Caleta Córdova

Nos permitió generación de Pozo Tipo Np=12978 m3

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0 50 100 150 200 250 300 350

CC-1 CC-11

CC-12 CC-13

CC-14 CC-15

CC-16 CC-17

CC-2 CC-21

CC-22 CC-23

CC-24 CC-26

CC-27 CC-28

CC-29 CC-3

CC-30 CC-31

CC-32 CC-33

CC-34 CC-35

CC-36 CC-37

CC-38 CC-39

CC-4 CC-40

CC-41 CC-42

CC-43 CC-44

CC-45 CC-47

CC-48 CC-49

CC-5 CC-6

CC-7 CC-8

CC-9 PROMEDIO

DATE:15/01/2016

4929000 4929000

4930000 4930000

4931000 4931000

4932000 4932000

4933000 4933000

4934000 4934000

2625600

2625600

2626200

2626200

2626800

2626800

2627400

2627400

2628000

2628000

2628600

2628600

ARA-1006

CC-1

CC-10

CC-105CC-106

CC-107CC-108CC-109

CC-11

CC-110CC-111CC-112

CC-113CC-114

CC-115CC-12

CC-13

CC-14

CC-15

CC-16

CC-17

CC-18

CC-19

CC-2

CC-20

CC-21

CC-22

CC-23

CC-24

CC-25CC-26

CC-27

CC-28

CC-29

CC-3

CC-30

CC-31

CC-32

CC-33CC-34

CC-35

CC-36CC-37

CC-38

CC-39

CC-4CC-40

CC-41CC-42

CC-43

CC-44

CC-45

CC-46

CC-47

CC-48

CC-49

CC-5 CC-50CC-51

CC-52

CC-53

CC-54

CC-55

CC-56

CC-57CC-58

CC-59

CC-6

CC-60

CC-61

CC-62

CC-63CC-64

CC-65CC-66

CC-67

CC-68

CC-69

CC-7

CC-70CC-71

CC-72

CC-73

CC-74

CC-75

CC-76CC-77

CC-78CC-79

CC-8

CC-80

CC-81

CC-82

CC-83

CC-84

CC-85

CC-86

CC-87

CC-88CC-89

CC-9

CC-91

CC-92

CC-93CC-94CC-95

CC-96

CC-97

GPE-10

GPE-5GPE-6GPE-7GPE-8

GPE-9

RA-142RA-167RA-168

SJ-4SJ-5

Cumulativ e Oil Production ( Km3 )

>= 0, < 7

>= 7, < 10

>= 10, < 20

>= 20, < 40

>= 40, <120

• REVISIÓN DE ANTECEDENTES


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• REVISIÓN DE ANTECEDENTES


SIN INFORMACION SISMICA EN ZONA DE TRANSICIÓN

HISTORIA DE PRODUCCION NO DIGITALIZADA

Zona SP CALI BS PEF ILD CILD RWA DT RHOB NPHI CMR VSPSonico

Dipolar

Caleta Córdova 3 0 2 2

PERFILES DISPONIBLES:

ANALISIS GRANULOMETRICO EN 64 POZOS FM. GLAUCONITICO

ANALISIS PETROLEO/AGUA EN 12 POZOS FM. GLAUCONITICO

1 SOLO POZO HORIZONTAL PERFORADO POR ASTRA

Identificación de la Información Disponible (sobre 117 pozos Hte. Glauconítico)

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• Revisión de Estado de Pozos/Localización de bocas de pozo.

• Ranking de pozos a reparar. No descartar pozos AA. Reevaluación de Oportunidades.

• Generación de Mapas Estructurales e Isopaquicos con datos disponibles.

• Selección de Mejores Oportunidades de Reparación/Alternativas de Producción.

PLAN DE ACCIÓN INMEDIATO


Interbedded tuffs

with sandstones

Oil

Gas

Interbedded shales

and sandstones

with minor tuffs

Interbedded shales

and sandstones

Light green

glauconitic sandstonesGlauconiticoSA

LA

-

MA

NC

A

EL

TR

EB

OL

“C

OM

I”

“C

OM

II”

“C

OM

III

”

CH

UB

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O

“C

OM

IV

”

MIN

A D

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EN

CO

MO

DO

RO

RIV

AD

AV

IA

UP

PE

RT

ER

TIA

RY

CR

ET

AC

EO

US

MID

DL

EL

OW

ER

D-129

Porosidad: 34 %, K=800-1000 mD

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Propuesta de Desarrollo Integral Caleta Córdova

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• REVISIÓN DE ANTECEDENTES (Perforación y Producción)


El ARA-1006 es un pozo ubicado sobre la costa en la zona de Restinga Alí, perforado en

noviembre de 1996.

El mismo es desviado y trasciende desde la costa por debajo del fondo marítimo, con una

profundidad vertical (TVD) de 500 m. extendiéndose por 1718 m. (MD).

El objetivo hidrocarburífero es el Glauconítico, zona que contacta en los 1290 m. (MD) y

discurre a través de ella hasta los 1665 m (MD).

Se encuentra entubado en 7” (26#) hasta 817 m, continúa en 7” (23#) hasta 1324 m y finaliza

en un liner perforado de 5” (18#) hasta 1665 m.

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• DISEÑO DE ENTUBACION ARAh-1006


39.19 m

533.05 m 1324.23 m

Guía 13 3/8”

Bit 17 1/2”

Casing 9 5/8”

Bit 12 1/4” PKR / HNR

1286.36 m

Casing 7”

Bit 8 3/4”

XO: 506.33 m

Liner 5” (perforado)

Bit 6 1/8”

1664.90 m

Problemas observados:

•Perdidas severas en la formación productiva.

•Dificultad para entubar tramo de producción.

•Dificultad para producir el pozo por gran

aporte de arena.

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RA-1007, RA-1009, RA-1012, RA-1014 y RA-1015

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DISEÑO 2 CAÑERIAS CON PACKER 9 5/8” – 5 1/2”

Perforación y Completación Pozos Restinga Alí

Area de Producción:

DISEÑO 3 CAÑERIAS (RA-1007)

Exterior

Interior

CASING RANURADO

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• ANTECEDENTES (Producción)


El Pozo ARA-1006 es de radio medio presentando una tasa de construcción de curva entre 3,5º

y 10º y una variación en el Azimuth entre 102º y 112º.

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• ANTECEDENTES


En Diciembre de1996 se lo pone en producción mediante sistema PCP instalándose la bomba

en 531 m (TVD).

Bomba: NBRA 18.40.600 (22-1200)

Tubing: 3 ½” desnudo

Sarta vb: 1” Gr. D con centralizadores (Pony rod)

Durante el período 96 – 98 produce alternadamente mediante PCP y BES.

Durante el período 02 – 07 produce con Jet Pump.

PROBLEMAS:

PCP: Reiteradas pescas en cuadrante y cuerpo.

BES: Sucesivos cortes de producción (bloqueos por gas y viscosidad)

JET PUMP: Continuos cambios de bomba, arena y carbonatos

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• ANÁLISIS DEL PROBLEMA


A fines del 2011, fruto de la focalización del Activo R.A. y de la reestructuración de YPF S.A., se

plantea el desafío de reactivar la zona bajo la misma modalidad; explotación del Glauconítico

mediante pozos dirigidos horizontales.

El reto se centró en hallar un SLA confiable y eficaz que permitiera explotar los pozos a su

máximo potencial y con un run-life económicamente razonable.

Luego de analizar distintos sistemas (PCP, BM, BES, Jet Pump) se optó por reincidir con PCP

adoptando cambios en el diseño de la sarta y tubería.

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• ANÁLISIS DEL PROBLEMA


Para el caso se simularon varios escenarios a efectos de evaluar el mas apropiado:

• Distintos tipos de bombas (Capacidad y TDH)

• Varillas standard MMS (7/8” y 1”)

• Varillas con centralizadores (7/8” y 1”)

• Varillas huecas serie PCProd-1000

• Varillas huecas serie PCProd-1500

• Tubing 3 ½” sin revestimiento

• Tubing 3 ½” con revestimiento

• Producción por espacio anular (varillas huecas - tubing)

• Producción por espacio anular e interior de varilla hueca

• Características del fluido. (1600 cp a 1800 cp)

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• PROPUESTA DE INSTALACIÓN


De todas las variable posibles se optó por la siguiente configuración:

Bomba tipo 40.40.1200 (41-2800)

Profundidad: 758 m (440 m. TVD # +60 m. sobre horizonte productivo)

Variador de velocidad.

Varillas huecas serie PCProd-1500

Tubing 3 ½” sin revestimiento

Producción por el exterior de las varillas.

Producción esperada: 30 m3/d # 70% agua

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• PROPUESTA DE INSTALACIÓN


Zapato 9 5/8” (533 m - MD)

Casing 7” Liner 5” (perforado)

Bomba PCP (758 m - MD)

1324,23 m 1664,90 m

440 m - MD

500 m - MD

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• RESULTADOS


Producción Inicial

Bruta: 18 m3/d

Neta: 6 m3/d

ARA-1006

INTERVENCIONES

16/02/2014 - Pérdida de caños (Run life = 350 días)

Se observó pérdida en cupla tubing 3 ½” por desgaste.

Varillas huecas con desgaste (50-70%) - Bomba sin fallas

Se bajó igual diseño con tubing 3 ½” con revestimiento interior.

Producción Máxima

Bruta: 18 m3/d

Neta: 9 m3/d

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• EXTENSIÓN DEL PROYECTO


En base a los datos obtenidos en el Pozo ARA-1006 se decidió hacer extensivo el Proyecto.

• Entre Jun/2013 y Jul/2014 se perforaron 5 pozos.

• El primero se entubó en 7” y los restantes 4 se cambió a 5 ½”.

• Las longitudes en MD se proyectan desde los 900 m. a 1460 m.

• Los tramos horizontales ranurados van desde los 230 m. a los 530 m.

• Los máximos DLS (/30º) oscilan entre los 6,1º y 7,7º

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• EXTENSIÓN DEL PROYECTO


FECHA mar-13 jun-13 feb-14 feb-14 may-14 jul-14

POZO ARA-1006 RA-1007 RA-1014 RA-1015 RA-1009 RA-1012

CASING 7" 7" 5,5" 5,5" 5,5" 5,5"

LONGITUD DEL POZO (MD) 1718 900 1112 1012 1335 1460

DIÁM. RANURADO 5" (Liner) 5" (Liner) 5,5" 5,5" 5,5" 5,5"

LONG. RANURADO (m) 340 230 370 360 460 530

TUBING 3 1/2" 3 1/2" 2 7/8" 2 7/8" 2 7/8" 3 7/8"

REVESTIMIENTO NO/SI SI SI SI/NO SI SI

PROF. BOMBA (MD/TVD) 758 / 440 561 / 461

682 / 501 633 / 485 703 / 501 730 / 504 648 / 488

ROTADOR DE TUBING SI SI SI SI SI NO (SENSOR)

VARILLAS PCPRod 1500 1" MMS SH 7/8" MMS SH PCPRod 1500 7/8" MMS SH 7/8" MMS SH

TORQUE (%) 40 a 70 30 a 50 30 a 60 40 a 70 30 a 60 35 a 80

Máx. DLS (/30°) 10° 7,36° 7,72° 7,69° 5,91° 6,14°

1” (1090 Lbs-pie)

7/8” (730 Lbs-pie)

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• DISEÑOS TIPO DE INSTALACIÓN


Diseño c/varillas convencionales

Diseño c/varillas Huecas

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• CONCLUSIONES


Generación de un Plan de Desarrollo Integral sustentable en el tiempo.

La explotación mediante PCP de pozos horizontales de radio medio es viable con costos de

desarrollo y operativos razonables.

Pozos en status AA o Abandonados se reactivaron mediante la reinterpretación de perfiles,

integración de datos de testigos o control geológico y correlación de pozos. Buenas

Reparaciones.

La utilización del diseño de dos cañerías para este tipo de pozos ha sido satisfactoria,

arrojando una gran optimización de costos y tiempos, como también una simplificación de las

operaciones y la logística de materiales y servicios.

Continuar con la evaluación de los resultados de estos nuevos pozos, en busca de una mejora

en la metodología durante la perforación, completacion y limpieza del pozo.

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• CONCLUSIONES


La utilización de varillas tradicionales o huecas es posible y principalmente depende de las

solicitaciones requeridas (torque).

El uso de tubing revestido, acompañado de otros aditamentos (rotadores de tubing, on-off

para PCP, reductores de fricción) mejora la performance de las sartas disminuyendo cargas

por fricción y desgastes.

Trabajo en equipo multidisciplinario, Geología, Ing. de reservorios, Ing. Perforación y WO, Ing.

de Producción, Institucionales, Autoridad de aplicación.

Muchas gracias

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