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FLOWBACK EN POZOSFLOWBACK EN POZOSDE GASDE GASFLOWBACK EN POZOSFLOWBACK EN POZOSDE GASDE GAS
Importancia y OptimizaciónImportancia y OptimizaciónImportancia y OptimizaciónImportancia y Optimización
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
Importancia y OptimizaciónImportancia y OptimizaciónImportancia y OptimizaciónImportancia y Optimización
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AgendaAgenda
• Concepto
• Su importancia
• Procesos operativos
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
• Procesos operativos
• Experiencias en pozos de gas
• Lecciones aprendidas
• Conclusiones
Ing. Edgardo R. [email protected]
Ingeniería de PozosPetrobras Argentina S.A.
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Concepto de FlowbackConcepto de Flowback
• Es el proceso que permite a los fluidos inyectadosal pozo fluir a superficie después de untratamiento; en preparación de algún tratamientoposterior o para limpieza y puesta en producción
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
posterior o para limpieza y puesta en produccióndel pozo.
• En general se realiza luego de una estimulación.
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Importancia del FlowbackImportancia del Flowback
• El proceso del Flowback aplicado a la limpieza postfractura es clave para el rendimiento futuro del pozoestimulado.
• La limpieza del fluido de fractura debe maximizarsepara lograr una recuperación efectiva.
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
para lograr una recuperación efectiva.
• El acomodamiento del pack de fractura debe serrealizado de manera inmediata para disminuir ladevolución de agente sostén.
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Controles de FlowbackControles de Flowback
• Los controles que se realizan son:
– Caudales de gas, de agua, de hidrocarburo
– Presiones
– Densidades y salinidades de fluidos retornados
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
– Densidades y salinidades de fluidos retornados
– pH
– Viscosidades
– Sólidos
– Agente de sostén
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Implementación en superficieImplementación en superficie
• Equipamiento adecuado para realizar el Flowback de manera segura:
– Líneas de alta presión
– Manifold
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
– Manifold
– Reducción porta orificio
– Separador multifasico
– Calentador
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• Consideraciones– Boca de Pozo adecuada
– Cambios de dirección gradual
– Salida de línea de flujo directa
– Curvatura de “OMEGA” con apoyo en tierra
– Soportes de contención
Implementación en superficieImplementación en superficie
Cambios de dirección gradual
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
Boca de Pozo
Soportes de contención
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Implementación en superficieImplementación en superficie
“Omega” de salida vertical
Curvatura gradual
Grúa soporteLíneas de
Fracturamiento
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
Cabezal dedoble entrada
Choke manifold
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• Tanques de recepción de fluidos
• Líneas de flujo
• Separador
• Calderin
• Fosa
Implementación en superficieImplementación en superficie
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
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Seguimiento de la limpieza post fracturaSeguimiento de la limpieza post fractura
• Planilla con Corrida de Orificios.
• Control de los fluidos retornados a fosa.
• Control de los fluidos por separador y
tanques.
• Ensayo general del pozo.
Horas mm
4 4
10 6
12 8
12 10
12 12
Planilla de Corrida de Orificios
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
NOTA:
Con la evolución del “flowback”, se van cargando los datos en la planilla de ensayo y con el análisis de
la misma se adoptan decisiones sobre la información obtenida, para ir optimizando la limpieza post
tratamiento.
Fecha Hora Acumul. Orificio Presion boca. Separador Caudales Densidades G.O.R R.G.L. Produccion acumuladaPlaca Presion Temp. Presion Temp. Gas Oil Agua Gas Oil Agua Total Gas Oil Agua
dd/mm/aa hh:mm Hs. mm Pulg Psia ºC Psig ºC m³/d m³/h m³/h Aire=1 gr/cm³ gr/cm³ m³/m³ m³/m³ m³ m³ m³
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Graficas típicasGraficas típicas
0,0
0,1
1,0
10,0
100,0
1000,0
10000,0
100000,0
1000000,0
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
Horas
0,0
0,1
1,0
10,0
100,0
1000,0
10000,0
100000,0
1000000,0
1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53 57 61 65 69 73 77 81 85 89 93
HORAS
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
psi Qgas mm Qw Acum.w psi Qg mm Qw Acum.W
0,1
1,0
10,0
100,0
1000,0
10000,0
100000,0
1000000,0
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100
PSI Qg mm Qw Acum.w
0,0
0,1
1,0
10,0
100,0
1000,0
10000,0
100000,0
1000000,0
0 6 11 16 21 26 31 36 41
psi Qg mm Qw Acum.w
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EjemplosEjemplos
Flowback de reservorio sobrepresurizado (TGS)
0,0
0,1
1,0
10,0
100,0
1000,0
10000,0
100000,0
1000000,0
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
0,0
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
Horas
psi Qgas mm Qw Acum.w
0,01
0,10
1,00
10,00
100,00
1000,00
10000,00
100000,00
1000000,00
1 11 21 31 41 51 61 71
psi Qg mm Qw Acum.w
Flowback de reservorio con presión normal (Baja K)
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Registro de presión en bocaRegistro de presión en boca
• Se ubicó un sensor de presión en boca de pozo.• Se registró la evolución de presión durante el ensayo de producción.• Se observan tres comportamientos bien definidos:
• Ciclo Largo• Declinación constante en el tiempo
• Ciclo Medio• Oscilación de presiones “sinusoidales”
• Ciclo Corto• Oscilaciones de presiones bruscas y cortas
RN-1044: Variación de Pres ión en BDP
1520
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
1420
1430
1440
1450
1460
1470
1480
1490
1500
1510
1520
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800
m inutos
psi e
n bd
p
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Conceptos de ingenieríaConceptos de ingeniería
• El Flowback depende de varios factores:
–Del estilo de completación
–Permeabilidad y presión poral
–Dimensión de la fractura hidráulica
–Tipo de fluido de fracturamiento, viscosidad
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
–Tipo de fluido de fracturamiento, viscosidad
–Presión en boca de pozo
–Tiempo de inicio del Flowback
–Cañerías, diámetros
–Diámetro del orificio de ensayo
–Otros
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No
Fractura crecehacia Arriba?
Si
Si
No
BarrerasCompetentes?
SiFlowbackNormal
Proppant decantaen zona de Interés
Cerrar pozo para esperar decantamiento y luego realizar flowback controlado.No realizar Cierre Forzado
Realizar Cierre Forzado
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
Proppant decantafuera de la zonade Interés
SiFractura crecehacia Abajo?
Frac. contenida parcialmente?
Si
No
Realizar un FlowbackControlado.
Múltiples NivelesFracturados
NoSi
Evaluar volumende liquido inyectado, recuperadoy presiones individuales para controlde flowback, El Q de Flowback debe
ser mayor que el Leakoff.
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¿Que dice la industria?¿Que dice la industria?
• Paper SPE 38344
– Finalizada la fractura, registrar ISIP y abrir pozo fluyendo de 2 a 3.5 BPM (permite recuperar un volumen considerable de agua).
– Cuando aparece gas, cerrar pozo y retirar Tree Saver.
– Continuar Flowback comenzando con 16/64 (6,4 mm) y hasta 32/64 (12,7 mm), por 36 a 48 horas.
– Verificar retorno de agente sostén.
– Conectar pozo a producción.
• Paper SPE 29600
– El Flowback depende de:
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
– El Flowback depende de:• La geometría de fractura.
• Del intervalo punzado con relación al espesor.
• A la concentración final del agente de sostén.
• Al leakoff del fluido al final de bombeo y durante el cierre de la fractura.
• Al crecimiento de la fractura hacia arriba o hacia abajo.
• Paper SPE 99445
– El Flowback depende de:• La limpieza del fluido de fractura aumenta a medida que disminuye su viscosidad.
• La depositación de gel reduce la conductividad hacia la punta de la fractura.
• Ensayos de campo muestran longitudes de fractura menores que las calculadas.
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Diagrama de flujo ImplementadoDiagrama de flujo Implementado
I
PozoFluye?
Si
Usar CTU+ N2
PozoFluye?
No
Usar CKde 6 mm
VieneGas?
No
Continuar CK 6 mm
VieneArena?
Cerrar por1/2 hr. Abrir
No
VieneLiquido?
Continuar por6 mm por
4 horas
Cambiar a CK 8 mm
No
VieneArena?
Si
VieneLiquido?
Continuar por8 mm por
8 horas
No Si
No
Si
Si
Si
No
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
No No
Cambiar a CK 10 mm
VieneArena?
VieneLiquido?
Continuar por10 mm por
12 horas
No Si
No
Si
Cambiar a CK 12 mm
VieneArena?
VieneLiquido?
No
Si
Continuar por12 mm por
12 horas
No
Si
Cambiar a CK 14 mm
VieneArena?
VieneLiquido?
No
Si
Continuar por14 mm por
12 horas
Si
No
Pasa a EnsayoPor Separador
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Lay Out FlowbackLay Out Flowback
Separador Vertical
Omega
Fosa
Tanques de almacenaje liquido
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
P
SeparadorMultifasico
Omega
Calderin
“Chupa”
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Procesos y lecciones aprendidasProcesos y lecciones aprendidas
• Finalizada la fractura comenzar inmediatamente el Flowback luegodel registro de ISIP.
• Realizar el Flowback de acuerdo a planilla de Corrida de Orificios.
• Si en algún orificio el agua recuperada disminuye, regresar al orificioanterior. Analizar.
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
anterior. Analizar.
• Si comienza a retornar agente de sostén en un orificio en particular,reducir al orificio anterior.
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• El último orificio de limpieza debe coincidir con el últimoorificio del ensayo final.
• Antes de comenzar el ensayo final cerrar pozo por treshoras para decantar agente de sostén y bajar calibre aconstatar tope.
Procesos y lecciones aprendidasProcesos y lecciones aprendidas
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
constatar tope.
• Si algún punzado esta tapado, montar la Unidad de CoiledTubing y limpiar pozo con jet y espuma.
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• Completada la etapa de limpieza, comenzar el ensayo porseparador de acuerdo a programa de Ingeniería deReservorios.
• Cuantificar de ser posible agente de sostén retornado, phdel fluido, densidad y viscosidad.
Procesos y lecciones aprendidasProcesos y lecciones aprendidas
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
del fluido, densidad y viscosidad.
• Muestrear fluidos e identificar para ensayos delaboratorio.
• Si no es necesario NO cerrar pozo porque corta ladinámica de la limpieza.
• Si se debe cerrar, minimizar el tiempo.
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ConclusionesConclusiones
• El proceso de Flowback es complejo.
• El control estricto es clave para maximizar larecuperación de agua de fractura.
• El equipamiento de superficie debe reunir lascondiciones de seguridad para la operación.
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
condiciones de seguridad para la operación.
• La cuantificación de los líquidos retornados asegura lacalidad del Flowback realizado.
• Estudiar la metodología de cuantificación de losvolúmenes iniciales de liquido a través del uso deseparadores centrífugos.
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FINFIN
Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas
Gracias…