Perforación y terminación de pozos Monobore en Yacimiento Sierra Chata

Perforación y terminación de pozos Monoboreen Yacimiento Sierra Chata Autor: Darío Buzaglo Co-Autor: Fernando Barbalace Martín Matesanz Victor Vistoso

Temario • Introducción • Ubicación, Geología, Premisa • Objetivo • Desarrollo • Técnica, operativa, planificación para perforación y terminación • Oportunidades de mejora • Conclusiones

Sierra Chata 150 km Neuquén Ubicación geográfica – Yacimiento Sierra Chata • El yacimiento Sierra Chata está ubicado a 150 Km al noroeste de la ciudad de Neuquén. • La superficie total del área es de 864 km², con un total de 69 pozos perforados, y una producción de: • 2.500.000 m³/d de gas, con 13% CO2 • 26 m³/d de petróleo • 26 m³/d de gasolina

Yacimiento Sierra Chata – Columna estratigrafica • Reservorio principal • Fm.Mulichinco: se trata de areniscas de origen continental principalmente de ambiente fluvial de tipo entrelazado, hacia el tope cambia a un ambiente marino que presenta areniscas calcáreas con cemento dolomítico y dolomías (sello). • Espesor total 140 m. • Parámetros promedio del reservorio • Porosidad: 10 % • Permeabilidad: 0.2 a 5 md • Profundidad de los pozos: 1800/2000 mts • Distancia entre pozos: 1200/1600 mts

Premisa Implementar un diseño de pozo que nos permita reducir los costos de perforación y terminación, respecto de los que se encontraban en el Yacimiento. 9 5/8” 650 m 7” 2000 m

Temario • Introducción • Ubicación, Geología, Premisa • Objetivo • Desarrollo • Técnica, operativa, planificación para perforación y terminación • Situaciones adversas • Oportunidades de mejora • Conclusiones

Objetivo Diseñar una geometría de pozo para zonas mono capa o multicapa con contenido de CO2 y presiones compatibles el cual pueda ser entubado con casing de 3 ½” L-80 TBL* para ser producido en conjunto. * La selección del diámetro de casing se fundamentaen criterios extractivos, considerando una situación de compromiso entre las velocidades límites para evitar el ahogo del pozo y la flexibilidad operativa.

Perforación • Consideraciones de Diseño • Fluido de perforación • Trépanos • Control de Sólidos • Cementación- Diseño de lechadas - Fluido de desplazamiento • Boca de Pozo • Conjunto de BOP

Perforación Consideraciones de Diseño La premisa fue diseñar una geometría de pozo que pueda ser entubado con casing de 3 ½” L-80 TBL. Para ello se tomaron las curvas de presión poral, fractura y las condiciones de borde a las cual estaría sometido dicha tubería durante las operaciones de entubación, cementación, estimulación y durante su vida productiva. Con estas variables se corroboró el diseño con el simulador de la Compañía SIDERCA quedando el siguiente diseño de pozo. aaaaaa

Fragmento de Perfil 0 -500 mts Fragmento de Perfil 500 -1850 mts Perforación Fluido de perforación En función de estudios de DRX de distintas muestras a distintas profundidades, se definió la utilización de un sistema (base Aminas) denominado KLASHIELD. Se cambio la configuración del BHA en la perforación del pozo guía (0-650 mts) colocando un rectificador a 70 m del trépano. También en la perforación desde 650 mts hasta 1250 mts se colocó un trépano bicéntrico 6 x 7”. Se utilizaron lubricantes y carbonato de diferentes granulometrías para zonas permeables.

Perforación Trépanos • En función de la geometría del pozo a perforar, se seleccionaron tres diámetros de trepanos a utilizar: • Tramo guía de 0-650 mts - Trépano PDC 8 ¾” • Tramo aislación 650-1500 mts - Trépano bicentrico 6” x 7” • Tramo aislación 1500-1900 mts - Trépano PDC 6 1/8” • En el primer pozo se corrió la bicentrica con LWD para evaluar el comportamiento de las mismas en función de las distintas variables de perforación: • Se mostró que es en vano realizar maniobras de calibre, ya que la herramienta al momento de sacar, sale en su drift de 6”, por lo tanto, evitar este tipo de maniobras representa un ahorro importante en tiempos de calibración del pozo, haciéndose mas efectivo el ahorro cuanto mas profunda es la maniobra que se evita. • No hubo variación en la inclinación durante la sección perforada con el trépano bicéntrico, el máximo ángulo de inclinación registrado por el LWD fue de 1.5° en la profundidad de 1023m. • En la etapa donde el trépano construyó ángulo (875m a 975m), se observa un incremento importante en el valor del caliper del pozo, esto indica que se puede estar lavando el hueco piloto (ya sea por una hidráulica agresiva, litologías muy blandas, cuestiones de pared de pozo, etc.), brindando esto una mayor posibilidad a desviarse de la vertical. aaaaaa

Perforación Control de Sólidos • Se utilizó un nuevo sistema de locación seca, denominado LST (“Logistic, Storage and Transport of cutting and liquid”). • Dos Bateas Semi remolque • Dos bateas de 25 m³ y un camión-tractor para el almacenamiento y transporte de los recortes de perforación, como así también para recibir los desplazamientos y colchones de cementación, las mismas pueden transportar hasta 35 Tn. • Tanque Cisterna Semi remolque • Para este sistema se dispuso de una cisterna semi remolque de 35 m³ para el transporte y suministro de agua industrial al equipo perforador, cabe destacar que en algunas oportunidades se utilizó esta cisterna, para el almacenamiento y transporte del agua proveniente del proceso de Dewatering. • Las ventajas principales de este sistema son: • Reducción de costos operativos. • Mayor Seguridad en el manipuleo de los cuttings (derrames, cargas suspendidas) • Disminución de viajes a cantera. • Mayor capacidad y seguridad para la evacuación de los volúmenes durante cementaciones. • Minimización de derrames en locación. • Reducción de vehículos pesados y personal en locación. • Minimización de riesgos de accidentes vehiculares en locación y en yacimiento (menor cantidad de viajes). • Reducción en los tiempos necesarios para el proceso de Dewatering.

Perforación Cementación - Diseño de lechadas - Fluido de desplazamiento Guía 7” • Criterios de Diseño • Utilizar lechadas con cemento tipo “A” con acelerante de fragüe. • Asegurar buen cemento en zapato. • Asegurar mediante Top Job buen cemento en boca de pozo. • Lechada de Relleno dens: 12.5ppg • Lechada Principal dens: 15.6 ppg Tope 300 m 7 “ 650 m • Aislación 3,5” • Criterios de Diseño • Lechada de relleno: • Densidad: 9.9 ppg (Resist Comp 950 psi a las 24 hs) • Lechada Principal: • Deberá tener una densidad tal que transmita una presión hidrostática necesaria para controlar las presiones de formación y al mismo tiempo no exceder el gradiente de fractura. • Deberá tener propiedades de muy buen desarrollo de resistencia, bajo filtrado y contener en su formulación aditivos anti-migratorios. Esta lechada deberá aislar formación Mulichinco. • Densidad: 15.6 ppg (Resist Comp 2500 psi a las 24 hs) Tope 1600 m 3 ½“ 2000 m

Perforación Boca de Pozo Para este diseño de pozo se utilizó un cabezal de casing diseñado por la compañía MMA para pozos de producción por casing de 7 1/16” x 3 ½” 5000 PSI. La sección A va roscada al casing guía de 7”, y es donde se monta la BOP para continuar con la perforación del tramo final de pozo. Cuando se entuba el tramo final del pozo se coloca el colgador de tubing de 3 ½”, el cual asienta dentro de la sección A y tiene las siguientes características: Es de tipo mandrell de instalación a través de la BOP. El colgador tiene pasajes que permiten manejar el retorno de la cementación a través de la BOP. Equipo de contingencias para la situación de atascamiento del casing. Tanto en la configuración Standard como en la de contingencia, se proveen sellos metal-metal para la línea de producción y preparación para Back Pressure Valve (BPV). Permite la reciprocación de la tubería durante la operación de cementación. La utilización del colgador mandrell evita el tiempo de espera de fragüe de cemento.

Perforación Conjunto de BOP Antes de comenzar con la perforación del primer pozo se analizó los diferentes arreglos disponibles que se podían montar en el pozo, definiéndose utilizar un conjunto de 7 1/16” 5000 psi. Esto contribuyó en los tiempos de montaje y en lo que respecta a seguridad. Para el montaje se debe torquear una sola brida (7 1/16” 5000) ya que la BOP se la deja armada con el carretel con doble salida lateral y el espaciador.

Terminación • Equipamiento Rig Less • Boca de Pozo • Metodología empleada • Conclusiones

OMEGA MANIFOLD SEPARADOR BOCA DE POZO PILETA DE ENSAYO LINEAS A FOSA DE QUEMA Terminación Equipamiento Rig-Less Esquema de las instalaciones del rig less en locación

Terminación • Equipamiento Rig Less • Boca de Pozo • Metodología empleada

Terminación Boca de pozo

Terminación • Equipamiento Rig Less • Boca de Pozo • Metodología empleada

2000 3000 1000 4000 0 5000 psi 2000 3000 1000 4000 0 5000 psi Terminación Metodología empleada en Sierra Chata En la mayoría de los casos, y en líneas generales, para cada capa a abrir, se realizaron los siguientes pasos: H2O • Vaciado del pozo con N2 utilizando unidad CT 2. Bombeo una píldora de agua tratada y filtrada (Agua filtrada + 0,35% ClayFix + 0,2% Gas Perm1000) 650 m 7” 3. Se presurizó con N2 con 4000 psi 4. Se punzó con cargas Scallop 2 1/8" 6 tpp 6.5 gr 5. Se abrió pozo por orificio (generalmente de 18 mm), ensayo por separador, según programa de evaluación. 6. Se fractura. Se realiza ensayo de limpieza y post fractura • 7. En caso de tener que seguir con otro punzado superior: • Fijación de tapón composite con cable • Repite proceso a partir del punto 2 8. Terminación de capa superior 9. Rotación de tapones con Coiled Tubing y motor de fondo 2 1/8. Fluido utilizado: espuma (durante la rotación se mantiene el pozo vivo, quemando a fosa) 2000 m 3 ½”

Oportunidades de mejora • Perforación • Durante la perforación de la última fase de uno de los pozos se atravieza una zona presurizada. No existió rápida detección y pronto cierre por lo que hubo que abrir el pozo al campo ya que la presión estaba por exceder la MPCA. 650 m 7” 1300 m 7” Surgencia 30 barriles Hsurg 470 m 2000 m 6 1/8”

Oportunidades de mejora • Terminación • Durante la maniobra de fijación de un TPN Composite, se queda en pesca adapter-kit y taponera. • Se utiliza un TPN N de Aluminio, el cual no tenía pestaña (traba). Al momento de rotarlo generaba efecto crapodina sobre el tapón que se encontraba por debajo del mismo.

Conclusiones • Los siete pozos se perforaron dentro de los tiempos programados. Logrando un ahorro del 25% en costos y tiempos respecto de los pozos perforados y terminados tradicionalmente. • El desempeño del fluido de perforación fue muy bueno, ajustándose a las necesidades del proyecto. • Los trépanos seleccionados para la perforación de los siete pozos cumplieron con los resultados esperados demostrando una mejora continua en las horas netas de perforación. • Se demostró la eficiencia del sistema de control de sólidos LST seleccionado para la perforación de los tres pozos. Para obtener un funcionamiento exitoso se requiere de una muy buena comunicación entre el Supervisor de Control de Sólidos y el Company-Man para programar la logística del movimiento del único tractor disponible en locación. • Las lechadas de cementación seleccionados fueron exitosas demostrando muy buenos resultados de aislamiento demostrados en los CBL-VDL corridos. No se tuvo que realizar ninguna cementación correctiva. • La utilización de BOP de 7 1/16” 5000 psi contribuyó en los tiempos de montaje y en lo que respecta a seguridad de montaje.

Conclusiones • La completación realizada bajo metodología Rig-less permitió obtener múltiples beneficios respecto a las completaciones convencionales con Equipo de WO, como trabajar con el pozo vivo, reducir tiempo de contactos entre fluidos de terminación y formación. • Se minimizaron riesgos de accidentes debido a la menor cantidad de gente involucrada en la operación. • Posterior al punzado (realizados con presión de nitrógeno) gran parte de las capas fueron puestas en producción sin necesidad de realizar algún otro tipo de estimulación. • Los tiempos de completación de los pozos monobore son menores que los terminados tradicionalmente , esto nos permite poner el pozo en producción en un menor plazo. • Se deben realizar CCO de todas las herramientas bajas al pozo para disminuir la probabilidad de dejar herramientas en pesca.

Perforación y terminación de pozos Monoboreen Yacimiento Sierra Chata Autor: Darío Buzaglo Co-Autor: Fernando Barbalace Martín Matesanz Victor Vistoso

Perforación y terminación de pozos Monobore en Yacimiento Sierra Chata

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Presentation Transcript

2008 Jornadas de Perforaci ón 21 – 23 October 2008 Salta, Argentina