Deteccion y Cierre de Agua TTL - Instituto Argentino del Petroleo y ...

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

Planteamiento del Problema
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

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)
Well Casing
Handling Sub
Top Nipple
Pump Sub
ESP Discharge
Head
Discharge Pressure
Sub
ESP Pump
ESP Protector
ESP Motor
ESP Gauge
Motor Base Plug

Consecuencias
• 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.

Una Solución Integrada
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.

PLT-Production Services Logging Platform (PSP)
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.

Bomba Electrosumergible - BES
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.
Varistar
Dominator motor

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.

Secuencia de Armado
• 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”.

•10
10
Técnica de Completación Estándar – Patagonia
• Pozos no fluyen naturalmente (No Surgentes).
• 20-30 zonas punzadas.
• Corte de Agua > 95%.
• Se prueba cada zona con pistoneo.

11
Técnica de Completación Estándar – Patagonia
Correr Casing
Perforar Capa
Correr Tubing
Pistoneo y Test
Aislar si H20
Perforar la
siguiente zona
Pistoneo y Test

12
Técnica de Completación Alternativa – Patagonia
Correr
Casing
Perforar Zonas
Fluir el pozo
Con BES
Correr PLT
Cerrar Zonas con Agua
Durante la completación

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
Datos históricos
Estadísticas
Análisis de Mallas
Correlaciones
Ensayos de Pistoneo
Metodología
Seguimiento de
Pozos Disposal
Balance de Agua
Reducción
3000 m3/d
Trabajos de WSO
Incertidumbre en ensayos
de pistoneo
Alto número de capas por
pozo
Problemática
Optimización
red de
transferencia
Incremento
Inyección
INCORPORAR
NUEVAS TECNOLOGÍAS
Necesidad

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
IP&RS / DDR
OPERACIONES
PILOTO
TTL
WO / PULL
LOGISTICA
SEGURIDAD
Evaluación Plan WSO
2011
ENERGIA

1000
100
10
1
Secuencia TTL
Diseño y
Programa
Operativo
PCD-862
Seguimiento
0
3-2011 6-2011 9-2011
50
40
30
20
10
[mMD]
0.00
1280.02
1302.50
1318.50
1368.00
1428.50
1436.00
1453.00
1470.00
1474.00
1483.50
1499.00
1504.00
1510.00
1524.00
1567.50
1605.00
1613.5
PULL / WO
Secuencia
Operativa
55
56
51
58
59
57
Trabajos
Remediación
PCD-862
Ensayo TTL
Resultados PLT

Situación Mejorada
[mMD]
1500
2000
La diferencia con las técnicas utilizadas normalmente y la herramienta actual, es
básicamente 21 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”.
4
4 12
4
4
4
4
11
13
13 19
13
13 18 20
13
13
13
13 17
13
13
13
13
13 16
13
13 15
13
14
4 10
4
9
4
4 8
4
7
4
6
4
4
5
08-08-2004 10-10-2008
27
26
25
24
30 31
28 29
32
34
33
36
35
PCG-898
Pocos ensayos individuales
Comportamiento dinámico de
todo el pozo

Situación Mejorada
Pozos Candidatos Para WSO
RAP (m3/m3)
80
70
60
50
40
30
20
10
0
50 100 150 200 250 300
Agua Producida (m3/TE)

Situación Mejorada
RAP (m3/m3)
Pozos Candidatos Para WSO
80
70
60
50
40
30
20
10
0
50 100 150 200 250 300
Agua Producida (m3/TE)
Agua > 180m3/d
RAP> 30
76 pozos

TARGETT LOGGING
Ejemplos Aplicación
CERRO DRAGON

Resultados
Capas cementadas
Liq: 330
m3/d
Oil: 14
m3/d
WSO-TTL
Liq: 208
m3/d
Oil: 12
m3/d

Resultados
Liq: 300
m3/d
Oil: 4
m3/d
WSO-TTL
Capas aisladas con TPN
Liq: 74
m3/d
Oil: 5
m3/d

Resultados
Capa cementada
Liq:
220
m3/d
Oil: 4
m3/d
WSO -TTL
Liq:
100
m3/d
Oil:
2.5
m3/d

TARGETT LOGGING
Curva Total de Trabajos 2011
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
m3/d
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
Curva Reducción de Agua TTL - 8 pozos
WSO-TTL
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
qo[m³/d] qw[m³/d] RAP [m³/m³]
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
m3/m3

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.