Registro de Producción (PLT) y Trabajo de Aislamiento de Agua en Pozo Horizontal Completado con BES, Y-tool y Rejillas Meshrite Valores constantes de PIP,

Presentación del tema: "Registro de Producción (PLT) y Trabajo de Aislamiento de Agua en Pozo Horizontal Completado con BES, Y-tool y Rejillas Meshrite Valores constantes de PIP,"— Transcripción de la presentación:

1 Registro de Producción (PLT) y Trabajo de Aislamiento de Agua en Pozo Horizontal Completado con BES, Y-tool y Rejillas Meshrite Valores constantes de PIP, %BSW, y BHP obtenidos de la ultima prueba de pozo registrada para cada pozo en el well test. Presión de Succión de la Bomba PIPmin > Pb -    Cluster B: Pb= 680 psi. -    Cluster E: Pb= 787 psi. Drawdown DDmax= 2000 psi. , para ambos clusters. Temperatura del motor Tmotor maxima =350°F Posible incremento de la producción de agua y/o arena, basándose en el corte de arena y %BSW. Experiencia previa de pozos vecinos. Valores constantes de PIP, %BSW, y BHP obtenidos de la ultima prueba de pozo registrada para cada pozo en el well test. -          Cluster B: Pb= 680 psi. -          Cluster E: Pb= 787 psi. DDmax= 2000 psi. Experiencia previa de pozos vecinos. Jacobo Montero, Namir Salazar, (Petroregional del Lago S. A.) SPE PP

2 Introducción Compañía: PERLA
Icotea-Misoa (Mioceno), arenas no consolidadas y con considerables reservas de crudo pesado. Pozo UD-785 (MIB-10) productor de crudo pesado, completado con BES, sensor de fondo, Y-tool y rejillas Premium en la sección de yacimiento (hoyo abierto). %BSW= 98%. Qinicial=2000 bbl/d durante 5 días, PI=13 bpd/psi, DD=400 psi, Sand Cut= 1.5 ppt Cerrado por problemas de manejo de agua en tanque. Valores constantes de PIP, %BSW, y BHP obtenidos de la ultima prueba de pozo registrada para cada pozo en el well test. Presión de Succión de la Bomba PIPmin > Pb -    Cluster B: Pb= 680 psi. -    Cluster E: Pb= 787 psi. Drawdown DDmax= 2000 psi. , para ambos clusters. Temperatura del motor Tmotor maxima =350°F Posible incremento de la producción de agua y/o arena, basándose en el corte de arena y %BSW. Experiencia previa de pozos vecinos. Valores constantes de PIP, %BSW, y BHP obtenidos de la ultima prueba de pozo registrada para cada pozo en el well test. -          Cluster B: Pb= 680 psi. -          Cluster E: Pb= 787 psi. DDmax= 2000 psi. Experiencia previa de pozos vecinos.

3 Introducción Análisis geológico y petrofísico de registros de hoyo abierto (LWD): indicaron marcador estratigráfico no perforado anteriormente. Los cut-offs de porosidad, resistividad y contenido de arcillas indicaron presencia de crudo y mayor saturación de agua. Operaciones de completación: al asentar la empacadura de las rejillas y romper la bola de asentamiento se observaron grandes perdidas. Esto indicó fractura en la formación.   Debido a la gran incertidumbre en la procedencia del agua se decidió correr PLT. Valores constantes de PIP, %BSW, y BHP obtenidos de la ultima prueba de pozo registrada para cada pozo en el well test. Presión de Succión de la Bomba PIPmin > Pb -    Cluster B: Pb= 680 psi. -    Cluster E: Pb= 787 psi. Drawdown DDmax= 2000 psi. , para ambos clusters. Temperatura del motor Tmotor maxima =350°F Posible incremento de la producción de agua y/o arena, basándose en el corte de arena y %BSW. Experiencia previa de pozos vecinos. Valores constantes de PIP, %BSW, y BHP obtenidos de la ultima prueba de pozo registrada para cada pozo en el well test. -          Cluster B: Pb= 680 psi. -          Cluster E: Pb= 787 psi. DDmax= 2000 psi. Experiencia previa de pozos vecinos.

4 Consideraciones de Planificación y Riesgo
Agua proveniente de la arena que nunca había sido perforada. Agua proveniente de una fractura inducida o alguna falla. Realizar el registro con un set de herramientas PLT en toda la sección de producción (discriminar fases y determinar hold-up) para determinar el punto exacto de entrada de agua. La herramienta puede diferenciar entre agua proveniente del anular y agua en el liner, y flujo en el anular entre las rejillas y el hoyo abierto. Detectar flujo cruzado y las zonas donde ocurre. Entrada del agua a través de la zapata del revestidor (pobre cementación ó tubulares fallados).

5 Consideraciones de Planificación y Riesgo
RIESGOS Diseño de la sarta de registro y procedimiento operacional. Producción de crudo pesado. Producción de arena. Velocidad de flujo requerida para obtener data valida ¿?. Limitaciones en la longitud de la sarta de herramienta. Mal tiempo. Longitud y desviación del pozo          

6 Descripción de la Sarta de Registro
Hold-up trifásico: identificación de fluido a través de mediciones de pulso de neutrón. Identificar fluidos en pozos horizontales.   Registro de flujo de agua: estaciones de registros de flujo de agua. Medición de la velocidad del agua a través del principio de activación del oxigeno (3 a 500 ft/min.).   Valores constantes de PIP, %BSW, y BHP obtenidos de la ultima prueba de pozo registrada para cada pozo en el well test. Presión de Succión de la Bomba PIPmin > Pb -    Cluster B: Pb= 680 psi. -    Cluster E: Pb= 787 psi. Drawdown DDmax= 2000 psi. , para ambos clusters. Temperatura del motor Tmotor maxima =350°F Posible incremento de la producción de agua y/o arena, basándose en el corte de arena y %BSW. Experiencia previa de pozos vecinos. Valores constantes de PIP, %BSW, y BHP obtenidos de la ultima prueba de pozo registrada para cada pozo en el well test. -          Cluster B: Pb= 680 psi. -          Cluster E: Pb= 787 psi. DDmax= 2000 psi. Experiencia previa de pozos vecinos.

7 Descripción de la Sarta de Registro
Múltiples spinners y probetas: set de varios spinners miden la velocidad y detectan diferentes fases. Wireline Tractor: mediciones en tiempo real y empuje de la herramienta de fondo a la velocidad deseada.   Valores constantes de PIP, %BSW, y BHP obtenidos de la ultima prueba de pozo registrada para cada pozo en el well test. Presión de Succión de la Bomba PIPmin > Pb -    Cluster B: Pb= 680 psi. -    Cluster E: Pb= 787 psi. Drawdown DDmax= 2000 psi. , para ambos clusters. Temperatura del motor Tmotor maxima =350°F Posible incremento de la producción de agua y/o arena, basándose en el corte de arena y %BSW. Experiencia previa de pozos vecinos. Valores constantes de PIP, %BSW, y BHP obtenidos de la ultima prueba de pozo registrada para cada pozo en el well test. -          Cluster B: Pb= 680 psi. -          Cluster E: Pb= 787 psi. DDmax= 2000 psi. Experiencia previa de pozos vecinos.

8 Interpretación de los Resultados
Pozo horizontal productor de agua/crudo: régimen de flujo estratificado. Es necesario el uso de sensores para medir la velocidad del fluido y el holdup de cada fase (probetas de holdup múltiples y spinners espaciados en el pozo). El uso de rejillas requiere medir flujo en ambos lados (adentro y fuera de la rejilla) para una completa interpretación de las tasas. (Medición del flujo de agua detrás de la tubería, herramienta de pulsos de neutrón (PNN)). La medición del holdup fuera del liner es requerida para determinar la tasa de flujo de cada fase (Registros de pulso de carbón-oxigeno-neutrón). oil: 10.7 API (0.955 g/cc) elimina al registro de densidad de fluido nuclear convencional como una opción para discriminar el influjo de crudo vs agua y oil: el crudo tiende a atascarse en las probetas de holdup, bloqueando la sensibilidad de estas al holdup de agua (registro carbón oxigeno)

9 Interpretación de los Resultados
Pozos Horizontales: los registros de P y T no son suficientes para discriminar los patrones de flujo. Hold up de agua afectado por la desviación.   Velocidad del Fluido: Q produce un flujo estratificado. Adicionalmente, la herramienta requiere vminima para operar y registrar apropiadamente.   Despliegue de la herramienta: el uso del tractor con su movimiento reciprocarte puede crear interferencias o ruido durante el registro de la data.   Completación del pozo: un espacio anular puede existir entre la rejilla y el hoyo abierto por lo cual se debe considerar el flujo anular existente, el cual podría afectar la interpretación del registro en cuanto a la determinación de la zona de entrada de agua. Registros de velocidad del agua y hold up de fluido nuclear fueron utilizados para medir los fluidos en el anular.  

10 Interpretación de los Resultados
Por debajo de ft, el holdup medido con la herramienta de resistividad muestra que el crudo llena el pozo. El flujo de agua comienza por debajo de ft (velocidad del agua 15 ft/min). El registro de temperatura corroboro que el flujo comenzaba por debajo de este punto (12600 ft). Las probetas de holdup muestran un patrón similar de un mayor holdup de agua a medida que se adentra mas en el hoyo.

11 Interpretación de los Resultados
Se observó flujo cruzado en la condición de no flujo, con flujo desde la lectura más profunda al tope de la rejilla. La temperatura incrementó notoriamente por encima de las rejillas. La velocidad del agua comenzó aproximadamente en ft y se observaron picos a ft y luego comenzó a tener valores constantes en la zona desviada desde – 9950 ft.

12 Interpretación de los Resultados
Por encima de 9950 ft cae la desviación causando un incremento del houldup y caída de la velocidad, pero sin cambio en la tasa total de agua en bbl/d. Los spinners para determinar el holdup funcionaron a pesar de la dificultad por la viscosidad del crudo. La presencia de crudo fue evidente con el pozo cerrado y abierto.

13 Interpretación de los Resultados
Basado en la data, los resultados se interpretaron en la siguiente forma:  Se observo flujo cruzado durante el cierre del pozo desde las arenas mas profundas desde las arenas mas profunda (12500 ft ft). No se observo agua canalizada provenientes de las formaciones superiores al casing shoe. La entrada de aga a ft. Contribución de crudo a ft. Todos los paquetes aportando Draw-down aplicado en toda la sección horizontal del pozo.

14 Water Shut Off Aislar mecánicamente las rejillas en su parte interior combinado con el sello lutitico anular efectivo resultara en el aislamiento. Bajar con sarta combinada de 2-7/8” y tubería de 4 ½” EUE hasta y pies usando TLC para asentar 2 tapones puente en la junta inferior en la lutita a 12,000 pies. PI esperado= bpd/psi, Qgross= 812 bpd de crudo. PI real=1.69 bpdpsi.

15 Conclusiones Primer PLT corrido en un pozo horizontal de crudo pesado completado con y-tool y rejillas premium en hoyo abierto. Reto operacional realizar registro con tractor y guaya eléctrica y también en términos de las herramientas utilizadas y la interpretación de la data. El registro indicó que la zona productora de agua se encontraba en la mitad de la sección horizontal. Primer PLT corrido en el yacimiento por lo cual la data puede ser utilizada para evaluación del mismo. El trabajo de aislamiento de agua fue llevado a cabo con éxito reduciendo el corte de agua hasta 38% (Abril-2008, Qgross=1408bpd, %BSW=60%). SPE PP