Detección y Cierre de Agua en Cerro Dragón utilizando

TargeTT*Logging

Ana Pithon (Pan American Energy)

Mariano Ballarini (Pan American Energy)

Pablo Barrionuevo (Schlumberger)

Jornadas de Producción y Recuperación Secundaria – EOR

23 y 24 de Agosto 2012

Comodoro Rivadavia, Chubut

La producción de Agua incrementa con el tiempo – Viabilidad Económica de

Campos Maduros?

No resulta extraño ver casos de Corte de Agua > 95%.

Mecanismos típicos de Producción con Levantamiento Artificial – Bombeo

Mecánico /BES.

Diámetros de Completación Pequeños – Casings <= 7” O.D.

“Problema en los Campos”:

- Agua de diferentes salinidades.

- Petróleo y Agua con la misma respuesta de perfiles.

- Completaciones con Múltiples Punzados.

Planteamiento del Problema

Los Diagnósticos Requieren la Intervención con Wireline.

Limitado acceso al pozo con las convencionales Y-Tools:

• Mínimo Diámetro de Casing 7” .

• BES no puede estar en el fondo del pozo.

Y-Tool

Tele-Swivel

Bypass Clamps

Bypass Tubing

W.E..G.

(Wireline Re-Entry Guide)

Pump Sub

ESP Discharge

Head Discharge Pressure

Sub ESP Pump

ESP Protector

ESP Motor

ESP Gauge

Motor Base Plug

Handling Sub

Well Casing

Top Nipple

Planteamiento del Problema

• Diagnósticos de Producción no siempre precisos.

• Trabajos de remediación sin lograr siempre el resultado deseado.

• Instalaciones de superficie limitadas por la producción de agua.

• Alto costo de elevación de líquidos no deseados.

• Alto costo de tratamiento y disposición de agua.

• Campos maduros: Transición de marginales a no viables.

Consecuencias

TargeTT* Logging

Una técnica multidisciplinaria e innovadora que permite obtener un

diagnostico de producción en tiempo real bajo condiciones dinámicas.

La solución consiste en la realización de un Perfil de Producción debajo de

una Bomba Electro-sumergible. El sistema puede ser bajado con coiled -

tubing o con tubing (equipo de WO o Pulling).

La interpretación en tiempo real permite la determinación de las zonas

productoras de agua, para la identificación de oportunidades de water

shutoff.

Una Solución Integrada

Herramienta de registro de producción líder en la industria permite obtener un perfil

de producción trifásico.

Las Medidas Básicas son:

• Mediciones de flujo vía full bore spinner.

• Medidas de Temperatura y Densidad.

• Flow View – Identificación Eléctrica de Fluidos.

• GHOST – Identificación Óptica de Fluidos.

1% de Variaciones en aportes de Agua/Petroleo y Gas & detectadas con precisión.

PLT-Production Services Logging Platform (PSP)

Bomba Electrosumergible - BES

Dominator motor

Varistar

Motor serie: Dominator 375

Performance optimizada con avanzados diseños de estatores

y rotores, mejoran el rango de potencia.

59,5HP por cuerpo, disponibilidad de diseño en tándem

(60HP, 120 HP, 180HP or 240hp).

Phoenix Select Sensor

Presión, Temperatura,

Vibraciones Sensor puede

trabajar hasta los 150°Celsius

de temperatura de fondo.

Varistar

Accionamiento de Velocidad Variable, 200 KVA a 520 KVA.

Utilizado conjuntamente con el Sensor Phoenix, protege el equipo.

Permite varios modos de operación, como trabajar en modo presión.

Conjunto de Cabeza de Pozo

• Todo el equipo armado en el pozo con

equipo de pulling o con Workover.

• El equipo de control de presión “Hércules”

se monta encima del equipo de presión del

pozo.

• Integridad de Presión durante la fluencia:

Cable de Wireline – Equipo de control

de Presión.

Cable BES – Sellado en la Cabeza de

Pozo Hércules.

• La herramienta de Perfil de Producción se baja con cable con el equipo

de control de presión estándar.

• Luego la BES se baja al pozo con tubing.

• El Pozo se produce con diversos caudales para generar múltiples

condiciones dinámicas de fondo.

• Una vez que el flujo es estable, se realiza la secuencia de PLT (pases +

estaciones). El PLT está posicionado debajo de la BES.

Esta es la primera vez que se puede correr un PLT en pozos que no fluyen

naturalmente en casing de 5 ½”.

Secuencia de Armado

• Pozos no fluyen naturalmente (No Surgentes).

• 20-30 zonas punzadas.

• Corte de Agua > 95%.

• Se prueba cada zona con pistoneo.

10

•10

Técnica de Completación Estándar – Patagonia

11

Correr Casing

Correr Tubing

Pistoneo y Test

Aislar si H20 Perforar Capa

Perforar la

siguiente zona

Pistoneo y Test

Técnica de Completación Estándar – Patagonia

12

Cerrar Zonas con Agua

Durante la completación

Correr PLT Correr

Casing Fluir el pozo

Con BES

Perforar Zonas

Técnica de Completación Alternativa – Patagonia

Resultados

• Donde antes estábamos ciegos, ahora podemos ver.

• Resultados y revelaciones del Perfil de Producción:

Petróleo ingresando de intervalos inesperados.

Capas cementadas produciendo petróleo o agua.

Capas ladronas admitiendo petróleo & agua (Cross Flow).

• Primeros PLTs realizados en pozos no surgentes con casing de 5.5” .

• En pozos que producen 2% de petróleo y 98% de agua, tenemos la capacidad

para determinar las entradas de petróleo/gas para cerrar grandes volúmenes de

agua.

Utilización de la herramienta en Cerro Dragón

TargeTT*Logging

Objetivos

• Analizar el comportamiento dinámico de los distintos reservorios

produciendo en conjunto.

• Identificar zonas barridas y/o alto aporte de agua.

• Evaluar aporte de capas no ensayadas durante la completación

del pozo, seguir evolución de capas fracturadas.

• Identificar cross flow en condiciones estáticas / dinámicas.

• Identificar la hermeticidad de capas cementadas.

Situación Inicial

Objetivo

Estrategia

Necesidad

Datos históricos

Estadísticas

Análisis de Mallas

Correlaciones

Ensayos de Pistoneo

Balance de Agua

Seguimiento de Pozos Disposal

Reducción

3000 m3/d Optimización

red de transferencia

Incremento Inyección

Trabajos de WSO

Incertidumbre en ensayos

de pistoneo

Alto número de capas por

pozo

INCORPORAR

NUEVAS TECNOLOGÍAS

Metodología

Problemática

Metodología Utilizada

Planteada la necesidad de mejora en las intervenciones de WSO, nos propusimos el

objetivo de lograr mayor precisión en la detección de capas con alto WOR.

En 2010 se decidió evaluar la tecnología TargeTT*Logging para su aplicación en un

piloto. Para ello se definió un Protocolo de Ensayo donde se involucraron a los

sectores de IPRS/DDR, WELL SERVICE, WORKOVER, OPERACIONES, ENERGIA,

INSTRUMENTACIÓN, CONTRATACIONES y SEGURIDAD para diseñar la secuencia

operativa.

Mejora

WSO

PILOTO

TTL Evaluación Plan WSO

2011

IP&RS / DDR WO / PULL

ENERGIA OPERACIONES

SEGURIDAD

LOGISTICA

Secuencia TTL

Diseño y

Programa

Operativo

Ensayo TTL

Resultados PLT 0.001280.021302.501318.501368.001428.501436.001453.001470.001474.001483.501499.001504.001510.001524.001567.501605.001613.501628.501635.501677.001720.001741.001808.501839.501855.501915.001999.502028.912047.502074.002099.502124.502135.502269.002289.612293.18

PCD-862

[mMD]

51

55

56

57

58

59

11-06-2011

Trabajos

Remediación

0

10

20

30

40

50

1

10

100

1000PCD-862

3-2011 6-2011 9-2011Seguimiento

PULL / WO

Secuencia

Operativa

Situación Mejorada

1500

2000

PCG-898[mMD]

4

4

44

4

4

4

4

4

44

4

44

4

4

44

5

6

7

8

9

10

11

12

13

13

1313

13

13

13

13

13

13

13

13

13

13

13

13

1314

15

16

17

18

19

20

21

24

25

26

27

2829

3031

32

33

34

35

36

08-08-2004 10-10-2008

La diferencia con las técnicas utilizadas normalmente y la herramienta actual, es

básicamente que el TTL nos brinda con gran precisión el aporte real de cada

capa, y es posible correr un perfil de producción en pozos con sistema artificial de

extracción.

Cabe destacar que este fue el primer piloto en la Argentina y en el mundo en

Casing de 5 ½”.

Pocos ensayos individuales

Comportamiento dinámico de

todo el pozo

Situación Mejorada

Pozos Candidatos Para WSO

0

10

20

30

40

50

60

70

80

50 100 150 200 250 300

Agua Producida (m3/TE)

RA

P (

m3

/m3

)

Situación Mejorada

Pozos Candidatos Para WSO

0

10

20

30

40

50

60

70

80

50 100 150 200 250 300

Agua Producida (m3/TE)

RA

P (

m3

/m3

)

Agua > 180m3/d

RAP> 30

76 pozos

TARGETT LOGGING

Ejemplos Aplicación

CERRO DRAGON

Resultados

Capas cementadas

Liq: 208

m3/d

Liq: 330

m3/d

Oil: 14

m3/d Oil: 12

m3/d

WSO-TTL

Resultados

Capas aisladas con TPN

Liq: 74

m3/d

Liq: 300

m3/d

Oil: 4

m3/d

Oil: 5

m3/d

WSO-TTL

Resultados

Liq:

100

m3/d

Liq:

220

m3/d

Oil: 4

m3/d Oil:

2.5

m3/d

WSO -TTL

Capa cementada

TARGETT LOGGING

Curva Total de Trabajos 2011

Curva Reducción de Agua TTL - 8 pozos

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

m3

/d0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

m3

/m3

qo[m³/d] qw[m³/d] RAP [m³/m³]

Mes

RAP

[m³/m³] qo[m³/d] qw[m³/d]

1 31 65 1984

2 30 63 1896

3 30 58 1750

4 31 57 1772

5 30 48 1450

6 26 30 770

7 24 44 1052

8 22 42 950

9 22 47 1045

10 23 48 1095

11 21 50 1063

Perdida

Petroleo

(m3/d)

Reducción

de Agua

(m3/d)

RAP: 65 14 921

WSO-TTL

Conclusiones

Beneficios identificados:

Identificar capas de alta WOR en condiciones dinámicas.

Detectar capas de bajo potencial de fluido con buen % de petróleo.

Identificar cross flow en condiciones estáticas / dinámicas.

Identificar la hermeticidad de capas cementadas.

Identificar punzados tapados, con posible daño.

Evaluar evolución capas fracturadas.

Seguimiento de proyectos de secundaria.

Riesgos y debilidades:

Drift ajustado para maniobrar y recuperar las herramientas en caso de pescas,

aprisionamiento.