Buenos Aires, 7 al 10 de agosto de 2012

Presentación del tema: "Buenos Aires, 7 al 10 de agosto de 2012"— Transcripción de la presentación:

1 Buenos Aires, 7 al 10 de agosto de 2012

2 San Antonio Internacional
OPTIMIZACIÓN DE COMPLETACIONES DE POZOS HORIZONTALES DE GAS NO CONVENCIONAL CON COILED TUBING A. Rivera, M. Flores y L. Sanchez San Antonio Internacional

3 Contenidos: Introducción Equipos utilizados Fluido utilizado Operaciones Punzados abrasivos Fijación de tapones Rotado de tapones- Limpieza Conclusiones Agradecimientos

4 Introducción: La explotación de yacimientos no convencionales requiere el uso de equipamiento especial y técnicas de trabajo poco comunes en nuestro país. Se presenta el caso de la completación de un pozo de MD 3720 m con un tramo horizontal de 600 m, TDV 2900 m, Temperatura Reservorio 248 ºF. Formación Precuyano. 7” 29 lb/ft N 80 3162 m m m m m 5” 18 lb/ft N 80 Drift mm Inclinación MD 3º 2520 m 20º 2680 m 40º 2828 m 60º 2963 m 90º 3140 m 3240/ / / / /72 Tapon4 Tapon3 Tapon2 Tapon1

5 Completaciones con Coiled Tubing:
Factores a tener en cuenta en la completación de pozos no convencionales: Mantener el pozo vivo todo el tiempo posible Identificar las zonas de mayor potencial Evitar el ahogo de la formación luego de las estimulaciones El CT es una herramienta versátil que permite optimizar tiempos operativos y realizar numerosas maniobras en la completación de pozos horizontales: Circular por directa y anular. Punzar/re-punzar con Jet abrasivo. Fijar tapones y punzar en una carrera. Rotar con motor de fondo. Limpiar arena post fracturas o sólidos de formación.

6 Instalación de superficie con Coiled Tubing:
Cabeza Inyectora S800. Stripper 3 1/16”10kpsi. CT quad BOPs 3 1/16”10kpsi. Riser 4 1/16” 10kpsi ~ 8.5 mts. Válvula 4 1/16”10kpsi. T Flow 4 1/16”10kpsi + Lateral + Debris Catcher + Choke Manifold 4 1/16” 10k. Frac Head 7 /16”10kpsi. 2 Válvulas BDP 7 1/16” 10kpsi.

7 Equipos utilizados: Características de la tubería de CT utilizada en la operación. Otros equipos y herramientas utilizadas: Acid Master con tanque de lts y bomba Triplex con pistones de 3.5”. Unidad criogénica No Fire, Pmax: psi, Q: 200/3000 scfm. Bach Mixer para preparación del fluido de limpieza y fluido abrasivo. Fracturador, bomba Triplex de alta presión con pistones de 4”.

8 Fluido utilizado: Para las operaciones de limpieza, punzado por jet y rotado de tapones se diseño un fluido viscoelástico base agua. Características: Alta capacidad de transporte de sólidos aún a bajos caudales. Estabilidad térmica del fluido a alta temperatura (hasta 300 ºF). Disminución de pérdidas de presión por fricción del fluido. Disminuye la fricción metal-metal (entre CT y casing). Puede ser densificado hasta 1300 gr/lt utilizando sales solubles. Rápida disolución en agua (dosificación on the fly). Viscosidad vs Corte “shear thining” 300 cp por anular para lograr buen transporte de sólidos. 28 cp por directa reduciendo la fricción.

9 Operaciones: Punzado abrasivo:
Se utilizo el siguiente BHA (L: 5.25 m): Conector de mordazas externo de 2.88“ Doble flapper check valve de 2.88“ Acelerador de 2.88“ Tijera hidráulica de 2.88“ Desconector hidráulico de 2.88“ bolita ¾” Jet punzado 6tpp 60º 0.5“ bolita 5/8” Jet Limpieza 2.88“

10 Secuencia Operativa: Baja CT circulando a mínimo caudal hasta pasar profundidad de punzado. Levanta CT y deja en tensión a la profundidad de punzado. Lanza bola de 5/8” que habilita el jet de punzado y bombeo de fluido abrasivo. Registro de asiento de bola y corte de pines con 1400 psi +/- 15 %. Preparación de fluido abrasivo 30 cp con 1 ppg arena # 100 en Bach Mixer. Bombea 180 bbl Slurry por ~ 60 min a 3 bpm, 4500 Pd. Bombea 10 bbls de fluido para limpieza y desplaza con 1 volúmen de CT. Saca CT a superficie bombeando a mínimo caudal para dejar pozo lleno.

11 Fijación de Tapón y Punzado abrasivo:
Se utilizo el siguiente BHA (L: 7.21 m): Conector de mordazas externo de 2.88“ Doble flapper check valve de 2.88“ Acelerador de 2.88“ Tijera hidráulica de 2.88“ Desconector hidráulico de 2.88“ bolita ¾“ Jet punzado 6 tpp 60º 0.5“ bolita 5/8” Setting tool hidráulico de 3.13” bolita ½“ Adapter kit de 3.13“ Tapón de Ø 98 mm

12 Secuencia Operativa: Profundiza hasta posición de fijado de tapón. Lanza bola de 1/2” que acciona el Setting Tool. Bombeo con agua hasta lograr asiento de la bola. Presurizar hasta 4500 psi para fijar tapón. Realizar prueba de hermeticidad con 2500 psi Levantar CT hasta nueva posición de punzado. Repite operación de punzado abrasivo. Animación 1

13 Registro carrera de fijado de tapón en 3587 m, prueba de hermeticidad, posicionamiento y accionamiento del jet para realizar los punzados 3565/67 60 min punzado; 3 bpm; 180 bbl slurry 1 ppg # 100 ; 10 hs toda la carrera

14 Rotado de tapones post fracturas hidráulicas:
Se utilizo el siguiente BHA (L: 8.28 m): Conector de mordazas externo de 2.88“ Doble flapper check valve de 2.88“ Acelerador de 2.88“ Tijera hidráulica de 2.88“ Unión de seguridad hidráulica de 2.88” bolita 3/4“ Sub de circulación de 2.88“ bolita 5/8“ Motor de fondo de 2.88“ Fresa OD: 105 mm

15 Secuencia Rotado de tapones:
Profundiza hasta alcanzar el tope de arena. Acciona MDF con los siguientes parámetros: Caudal Agua Tratada: Q = bpm Presión diferencial: 750 psi Presión de trabajo: 3500 / 4500 psi Caudal nitrógeno: 250 scf/bbl Profundiza y lava arena hasta contactar tapón. Comienza a rotar tapón controlando el peso de la sarta. Bombea baches de 5 m3 de fluido gelificado para levantar recortes y aplicar más peso a la sarta por reducción de fricción metal-metal. Controla circulación y verifica retorno de recortes en “Debris Catcher” para continuar el proceso de rotado. Animación2

16 Registro operación de Rotado de Tapones y Calibre hasta Fondo en 3720 mts
2.5 bpm; 300 scfm; Tiempo rotado 1Tapon ~ 50 min; Tiempo total operación rotado y limpieza 20 hs.

17 Conclusiones Se punzaron con éxito las zonas de interés con sistema jet abrasivo. Se fijaron hidráulicamente los tapones 5” 18lb/ft para aislar las zonas de interés. Se rotaron los tapones post fracturas hidráulicas y se lavó el fondo con muy buena eficiencia en una sola carrera de motor de fondo y fresa. El fluido utilizado cumplió con todos los requerimientos de fricción y transporte de recortes en el tramo horizontal. A partir de esta experiencia, se establecieron procedimientos para aplicar en próximos pozos similares.

18 Agradecimientos Los autores quieren agradecer a San Antonio Internacional por promover la divulgación del presente trabajo. Agradecemos al personal de ingeniería y operaciones de SAI que esta involucrado en las completaciones con CT de yacimientos no convencionales. Finalmente queremos agradecer a las empresas operadoras, por la confianza en los servicios de CT de SAI y a la empresa de servicios TTS. MUCHAS GRACIAS!