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

Jacobo Montero, Namir Salazar, (Petroregional del Lago S. A.)

SPE 112863-PP

Introduccin

Compaa: PERLAIcotea-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 seccin de yacimiento (hoyo abierto).%BSW= 98%. Qinicial=2000 bbl/d durante 5 das, PI=13 bpd/psi, DD=400 psi, Sand Cut= 1.5 pptCerrado por problemas de manejo de agua en tanque.

Introduccin

Anlisis geolgico y petrofsico de registros de hoyo abierto (LWD): indicaron marcador estratigrfico no perforado anteriormente. Los cut-offs de porosidad, resistividad y contenido de arcillas indicaron presencia de crudo y mayor saturacin de agua.

Operaciones de completacin: al asentar la empacadura de las rejillas y romper la bola de asentamiento se observaron grandes perdidas. Esto indic fractura en la formacin.

Debido a la gran incertidumbre en la procedencia del agua se decidi correr PLT.

Consideraciones de Planificacin y Riesgo Realizar el registro con un set de herramientas PLT en toda la seccin de produccin (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 travs de la zapata del revestidor (pobre cementacin tubulares fallados).

Agua proveniente de la arena que nunca haba sido perforada.Agua proveniente de una fractura inducida o alguna falla.

Consideraciones de Planificacin y RiesgoDiseo de la sarta de registro y procedimiento operacional. Produccin de crudo pesado. Produccin de arena.Velocidad de flujo requerida para obtener data valida ?. Limitaciones en la longitud de la sarta de herramienta. Mal tiempo. Longitud y desviacin del pozo RIESGOS

Descripcin de la Sarta de Registro Hold-up trifsico: identificacin de fluido a travs de mediciones de pulso de neutrn. Identificar fluidos en pozos horizontales.

Registro de flujo de agua: estaciones de registros de flujo de agua. Medicin de la velocidad del agua a travs del principio de activacin del oxigeno (3 a 500 ft/min.).

Descripcin de la Sarta de Registro Mltiples 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.

Interpretacin de los Resultados Pozo horizontal productor de agua/crudo: rgimen de flujo estratificado. Es necesario el uso de sensores para medir la velocidad del fluido y el holdup de cada fase (probetas de holdup mltiples 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 interpretacin de las tasas. (Medicin del flujo de agua detrs de la tubera, herramienta de pulsos de neutrn (PNN)).

La medicin del holdup fuera del liner es requerida para determinar la tasa de flujo de cada fase (Registros de pulso de carbn-oxigeno-neutrn). oil: 10.7 API (0.955 g/cc) elimina al registro de densidad de fluido nuclear convencional como una opcin 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 carbn oxigeno)

Interpretacin 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 desviacin.

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.

Completacin 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 podra afectar la interpretacin del registro en cuanto a la determinacin 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.

Por debajo de 12100 ft, el holdup medido con la herramienta de resistividad muestra que el crudo llena el pozo.

El flujo de agua comienza por debajo de 12200 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 patrn similar de un mayor holdup de agua a medida que se adentra mas en el hoyo.

Interpretacin de los Resultados

Se observ flujo cruzado en la condicin de no flujo, con flujo desde la lectura ms profunda al tope de la rejilla.

La temperatura increment notoriamente por encima de las rejillas.

La velocidad del agua comenz aproximadamente en 12830 ft y se observaron picos a 12000 ft y luego comenz a tener valores constantes en la zona desviada 85-89 desde 12000 9950 ft. Interpretacin de los Resultados

Por encima de 9950 ft cae la desviacin causando un incremento del houldup y cada 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.

Interpretacin 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 - 9560 ft). No se observo agua canalizada provenientes de las formaciones superiores al casing shoe. La entrada de aga a 12600 ft. Contribucin de crudo a 12000 ft. Todos los paquetes aportando Draw-down aplicado en toda la seccin horizontal del pozo.

Interpretacin de los Resultados

Aislar mecnicamente 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 tubera de 4 EUE hasta 11950 y 12000 pies usando TLC para asentar 2 tapones puente en la junta inferior en la lutita a 12,000 pies.

PI esperado= 0.406 bpd/psi, Qgross= 812 bpd de crudo.

PI real=1.69 bpdpsi.

Water Shut Off

ConclusionesPrimer 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 elctrica y tambin en trminos de las herramientas utilizadas y la interpretacin de la data.

El registro indic que la zona productora de agua se encontraba en la mitad de la seccin horizontal.

Primer PLT corrido en el yacimiento por lo cual la data puede ser utilizada para evaluacin del mismo.

El trabajo de aislamiento de agua fue llevado a cabo con xito reduciendo el corte de agua hasta 38% (Abril-2008, Qgross=1408bpd, %BSW=60%).

SPE 112863-PP

*Valores constantes de PIP, %BSW, y BHP obtenidos de la ultima prueba de pozo registrada para cada pozo en el well test. Presin de Succin de la Bomba PIPmin > Pb- Cluster B: Pb= 680 psi.- Cluster E: Pb= 787 psi. Drawdown DDmax= 2000 psi. , para ambos clusters. Temperatura del motorTmotor maxima =350FPosible incremento de la produccin de agua y/o arena, basndose 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. Presin de Succin de la Bomba PIPmin > Pb- Cluster B: Pb= 680 psi.- Cluster E: Pb= 787 psi. DDmax= 2000 psi. Tmotor maxima =350FPosible incremento de la produccin de agua y/o arena, basndose 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. Presin de Succin de la Bomba PIPmin > Pb- Cluster B: Pb= 680 psi.- Cluster E: Pb= 787 psi. Drawdown DDmax= 2000 psi. , para ambos clusters. Temperatura del motorTmotor maxima =350FPosible incremento de la produccin de agua y/o arena, basndose 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. Presin de Succin de la Bomba PIPmin > Pb- Cluster B: Pb= 680 psi.- Cluster E: Pb= 787 psi. DDmax= 2000 psi. Tmotor maxima =350FPosible incremento de la produccin de agua y/o arena, basndose 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. Presin de Succin de la Bomba PIPmin > Pb- Cluster B: Pb= 680 psi.- Cluster E: Pb= 787 psi. Drawdown DDmax= 2000 psi. , para ambos clusters. Temperatura del motorTmotor maxima =350FPosible incremento de la produccin de agua y/o arena, basndose 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. Presin de Succin de la Bomba PIPmin > Pb- Cluster B: Pb= 680 psi.- Cluster E: Pb= 787 psi. DDmax= 2000 psi. Tmotor maxima =350FPosible incremento de la produccin de agua y/o arena, basndose 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. Presin de Succin de la Bomba PIPmin > Pb- Cluster B: Pb= 680 psi.- Cluster E: Pb= 787 psi. Drawdown DDmax= 2000 psi. , para ambos clusters. Temperatura del motorTmotor maxima =350FPosible incremento de la produccin de agua y/o arena, basndose 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. Presin de Succin de la Bomba PIPmin > Pb- Cluster B: Pb= 680 psi.- Cluster E: Pb= 787 psi. DDmax= 2000 psi. Tmotor maxima =350FPosible incremento de la produccin de agua y/o arena, basndose 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. Presin de Succin de la Bomba PIPmin > Pb- Cluster B: Pb= 680 psi.- Cluster E: Pb= 787 psi. Drawdown DDmax= 2000 psi. , para ambos clusters. Temperatura del motorTmotor maxima =350FPosible incremento de la produccin de agua y/o arena, basndose 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. Presin de Succin de la Bomba PIPmin > Pb- Cluster B: Pb= 680 psi.- Cluster E: Pb= 787 psi. DDmax= 2000 psi. Tmotor maxima =350FPosible incremento de la produccin de agua y/o arena, basndose en el corte de arena y %BSW. Experiencia previa de pozos vecinos.