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

Jornadas de Perforación, Terminación, Reparación y Servicio de Pozos – IAPG - 2010


Temario

• Introducción • Ubicación, Geología, Premisa

• Objetivo • Desarrollo • Técnica, operativa, planificación para perforación y terminación • Oportunidades de mejora • Conclusiones

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Ubicación geográfica – Yacimiento Sierra Chata

Sierra Chata

150 km

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

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Neuquén Neuquén


Yacimiento Sierra Chata – Columna estratigrafica UNIDAD UNIDAD EDAD EDADLITOESTRATIGRAFICA LITOESTRATIGRAFICA Gr. Gr.NEUQUEN NEUQUEN

COLUMNA COLUMNA LITOLOGICA LITOLOGICA

FLUVIAL FLUVIAL

(550 (550m) m)

• Reservorio principal Gr. Gr.RAYOSO RAYOSO

CRETACICO CRETACICO

( (300 300m) m)

Fm. Fm.CENTENARIO CENTENARIO

FLUVIAL FLUVIAL

(770 (770m) m)

Fm. Fm.MULICHINCO MULICHINCO ( (140 140mm) )

Fm. Fm.QUINTUCO QUINTUCO (550 (550m) m)

MARINO MARINOSOMERO SOMERO FLUVIAL FLUVIAL PLATAFORMA PLATAFORMA CARBONATICA CARBONATICA

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

PLATAFORMA PLATAFORMA

Porosidad:

10 %

Permeabilidad: 0.2 a 5 md

JURASICO JURASICO

Fm. Fm.V. V.MUERTA MUERTA (500 (500m) m)

PLATAFORMA PLATAFORMAEXTERIOR EXTERIOR

Fm. Fm.CATRIEL CATRIEL(80 (80m) m) Fm. Fm.S. S.BLANCAS BLANCAS

FLUVIO FLUVIO- -EOLICO EOLICO

(200 (200m) m) (200m) Fm. Fm.AUQUILCO AUQUILCO (200m) Fm. (50m) m) Fm.B. B.NEGRA NEGRA(50

Fm. (120m) Fm.LOTENA LOTENA (120m) Gr. CUYO > Gr. CUYO >500 500mm

MARINO MARINO HIPERSALINO HIPERSALINO PLATAFORMA PLATAFORMA INTERNA INTERNA PLANICIE PLANICIEALUVIAL ALUVIAL

Jornadas de Perforación, Terminación, Reparación Reser vor i o y Servicio de Pozos – IAPG - 2010

Reser vor i o

• Profundidad de los pozos: 1800/2000 mts • Distancia entre pozos: 1200/1600 mts


Premisa

9 5/8” 650 m

Implementar un diseño de pozo que nos permita reducir los costos de perforación y terminación, respecto de los que se encontraban en el Yacimiento.

7” 2000 m

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Temario

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

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Objetivo

Diseñar una geometría de pozo para zonas mono capa o multicapa con contenido de CO 2 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.

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Temario

• Introducción • Ubicación, Geología, Premisa

• Objetivo • Desarrollo • Técnica, operativa, planificación para perforación y terminación • Oportunidades de mejora • Conclusiones

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Perforación

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

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MD m

0

0

Litología

Gpo. Neuquén 192

Densidad Presión Grad de Fm Fractura Mínima Máxima Lodo TVD psi psi/ft

60

136

0.61

1.00

1.41

1.01

68

610

0.607

0.99

1.40

1.01

89

1110

0.635

1.00

1.46

1.01

8 3/4 ''

672

Huitrín

653 893

Evaporitas

98

1270

0.65

1.00

1.50

1.01

98

1500

0.66

0.99

1.52

1.01

Middle Shale

112

1760

0.7

0.99

1.61

1.01

Sandstone

114

1810

0.72

1.00

1.66

1.01

115

2120

0.74

0.99

1.71

1.01

1225

Agrio 1265

1293

6 x 7"

1265

Avilé 1293

Lower Agrio

1300 1300 1711

Agrio Mulichinco Capa A Capa B Capa C Capa D Capa E Capa F1 Capa F2 Capa G Capa H Capa I Quintuco

1734.18 1734.18 1745.2

1745.2

1757.78 1757.78 1763.85 1763.85 1776.12 1776.12 1783.83 1783.83 1806.74 1806.74 1825.18 1825.18 1837.24 1837.24 1842.12 1842.12 1874.83 18874.8 1904.78 1904.78

Lower Shale

133

2430

0.75

0.99

1.73

1.01

Top Lms

134

2500

0.68

1.01

1.57

1.03

134

2000

0.66

0.80

1.52

1.03

135

2400

0.69

0.96

1.59

1.03

135

2400

0.74

0.95

1.71

1.03

136

1200

0.72

0.47

1.66

1.03

136

2600

0.67

1.02

1.54

1.03

137

2600

0.62

1.01

1.43

1.03

138

2600

0.62

1.00

1.43

1.03

138

2600

0.67

0.99

1.54

1.03

139

2600

0.68

0.98

1.57

1.03

140

2500

0.81

0.93

1.87

1.03

141

3050

0.8

1.12

1.84

1.13

3 1/2" - 9.2 #/ft - L80 (Cr13) TBL

1711

6 1/8 ''

aaaaaa

Jornadas de Perforación, Terminación, Reparación y Servicio de Pozos – IAPG - 2010 0.8

1.84

1942 1942

Esquema

Perforación

Consideraciones de Diseño

902

Upper Agrio 1225

653

893

Troncoso 902

Secciones Ø Casing MD Trépano Ø in - #/ft in

192

Rayoso

672

BHST °F

7" - 23 #/ft - K55

Columna

TVD m

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.


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”.

Fragmento de Perfil 0 -500 mts

Se utilizaron lubricantes y carbonato de diferentes granulometrías para zonas permeables.

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Fragmento de Perfil 500 -1850 mts


Perforación

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

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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 Jornadas de Perforación, Terminación, Reparación y Servicio de Pozos – IAPG - 2010


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. Jornadas de Perforación, Terminación, Reparación y Servicio de Pozos – IAPG - 2010


Perforación Cementación - Diseño de lechadas - Fluido de desplazamiento Guía 7” • Criterios de Diseño – – – – –

Tope 300 m 7 “ 650 m

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

Aislación 3,5” • Criterios de Diseño –

Lechada de relleno: –

– Tope 1600 m

Lechada Principal: –

– 3 ½“ 2000 m

Densidad: 9.9 ppg (Resist Comp 950 psi a las 24 hs)

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)

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Perforación

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

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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 casing.

de atascamiento del

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.

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Perforación

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

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Perforación ARREGLO BOP PARA PERFORAR FASE II : 8 3/4" - INTERVALO 650 - 1942 m

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.

Hydril GL Anular 7 1/16" 5M

5,5 m Parcial 7 1/16" 5M HCR Total 7 1/16" 5M

CHEK_VALVE

VALV_HID

Linea de Matar VALV_MANUAL

Carretel 7 1/16" 5 M

Manifold

VALV_MANUAL

Carretel Espaciador 7 1/16" 5M

1m

Sección C 7 1/16" 5M

1.0m

Conductor 13 3/8" @ 2 m Guía 7"@ 650 m Producción 3 1/2" @ 1942 m

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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 OMEGA

MANIFOLD

SEPARADOR

BOCA DE POZO

PILETA DE ENSAYO LINEAS A FOSA DE QUEMA

Esquema de las instalaciones del rig less en locación

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Terminación

• Equipamiento Rig Less • Boca de Pozo • Metodología empleada

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Terminación Boca de pozo

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Terminación

• Equipamiento Rig Less • Boca de Pozo • Metodología empleada

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Terminación Metodología empleada en Sierra Chata

0

2. Bombeo una píldora de agua tratada y filtrada (Agua filtrada + 0,35% ClayFix + 0,2% Gas Perm1000) 650 m 7”

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.

H2O

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)

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30 0

1000

1. Vaciado del pozo con N2 utilizando unidad CT

3. Se presurizó con N2 con 4000 psi

0

00 20

En la mayoría de los casos, y en líneas generales, para cada capa a abrir, se realizaron los siguientes pasos:

2000 m 3 ½”

4000

psi

5000


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”

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TERMINACION DE UN POZO  

CON DESCRIPCION DE HERRAMIENTAS UTILIADAS EN UN BHA

TERMINACION DE UN POZO  

CON DESCRIPCION DE HERRAMIENTAS UTILIADAS EN UN BHA

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