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Explotación de yacimientos profundos

en Cerro Dragón

Por Facundo Cortada, Sofía Steir, Federico Galliano y Lucas Echavarría (Pan American Energy Group)

Una descripción detallada de la producción en perforaciones a más de 3600 m.

 

El yacimiento Cerro Dragón está ubicado en la Cuenca del Golfo San Jorge, abarca sectores de las provincias de Chubut y Santa Cruz, a 80 km al oeste de la costa atlántica y de Comodoro Rivadavia, la ciudad más próxima, y a 1.850 km de la ciudad de Buenos Aires (Figura 1).

 

Las operaciones de Pan American Energy Group en este yacimiento se iniciaron en 1958. Los principales datos del área son los siguientes:

 

Área de 3842 km2

+4.300 pozos productores activos (con 2800 BM y 1250 ESP operando)

70% de los pozos asistidos por recuperación secundaria

98.000 barriles de petróleo por día durante 2018, ↟ 42% respecto al año 2001

8 Mm3/d de Gas producido durante 2018, ↟ 166% respecto al año 2001

255 nuevos pozos perforados en 2018

12 BU$S invertidos en el período 2000-2018

El bloque Jorge-Choique se encuentra ubicado en la zona sur-este del Área Cerro Dragón. Hasta 1991 se habían perforado 19 pozos, hacia el final de 2014 se llegó solo a 11 pozos con extracción efectiva.

 

Durante 2015 se identificaron y llevaron a cabo dos reparaciones exitosas, a partir de las cuales se reactivó el desarrollo del bloque con el desafío de prospectar reservorios más profundos, que superaron los 3600 mbbp. Los pozos nuevos permitieron un incremento en la producción de petróleo del bloque de 30 m3/d a picos de 500 m3/d, además impulsaron la implementación de la recuperación secundaria.

 

Figura 1

 

  • Situación inicial

 

Inicialmente se contaba con un bloque compuesto por 19 pozos con caudales de arranque promedio de

36 m3/d y acumuladas al primer año de producción de 6 Mm3 de oil.

En una primera etapa de revisión se identificaron oportunidades de reparaciones en los pozos PJ-4 y PCH-801, que contaban con numerosos reservorios no punzados y otros con bajos caudales. Las reparaciones se realizaron en 2015 y 2016 mediante la estimulación de los reservorios con fracturas hidráulicas.

 

En base a los buenos resultados obtenidos, se definió reestudiar el bloque con el objetivo de reanudar su el desarrollo para incrementar la producción y las reservas. Se planteó un trabajo sustentado en las geociencias, con el fin de entender y estudiar la estructura del subsuelo y construir un modelo geológico confiable y sólido.

Las metodologías utilizadas fueron la interpretación de sísmica 3D, la construcción de modelos de velocidad, la extracción de atributos que permitieron identificar diferentes aspectos geológicos (identificación y orientación de cuerpos sedimentarios, que contienen reservorios mineralizados), la correlación capa a capa, y el estudio petrofísico. Los ingenieros de reservorios contribuyeron con los pronósticos de producción, análisis económicos, análisis de factibilidad técnica: disponibilidad de facilities, factibilidad de futura recuperación secundaria, etc.

Tanto para las completaciones de pozo como para la retroalimentación del modelo, se implementaron programas de perfilaje completos incluyendo el uso de resonancia magnética en todos los pozos, extracción de testigos rotados que permitieron ajustar el modelo petrofísico, toma de muestras de fluidos que permitieron tener conocimiento de la distribución de producción por formación.

Para las completaciones y las reparaciones, entre otras metodologías, se utilizó el punzado con StimGun (punzado con propelente para disminuir gradiente de fractura), herramientas adecuadas a las altas temperaturas existentes en zonas profundas y la realización de numerosas fracturas hidráulicas (Figura 2).

 

Figura 2

 

  • Desarrollo

 

El yacimiento Jorge-Choique actualmente produce 488 m3/d de petróleo, 565 m3/d de agua y 17 km3/d de gas con 39 pozos productores (34 BM, 4 BES y 1 SN) (Figura 3).

 

Figura 3

 

El desarrollo inicial (previo a 2015) contempló la perforación de pozos con 3048 m de TD promedio. En todos los casos, el sistema de extracción inicial fue bombeo mecánico, con profundidades promedio de instalación de bomba en 2700 m y en su mayoría de diámetro 1,75” (Figura 4).

Figura 4

 

A partir de 2015, las profundidades de los pozos se incrementan, en varios de ellos superó los 3600 m de TD. Sin embargo, la principal diferencia respecto del desarrollo inicial es que ahora se bajan bombas electrosumergibles en la mayoría de las completaciones.

 

En esta etapa, las TD promedio aumentan a 3271 m (+220 m respecto a los pozos anteriores) y las profundidades de instalación promedio en las completaciones suben a 2.851 m (+140 m) (Figuras 5 y 6).

 

Figura 5

 

Figura 6

 

  • Estrategia de aceleración

 

El arranque inicial con BES permite alcanzar en forma rápida el potencial máximo del pozo, a la vez que recupera el fluido vertido en las completaciones.

 

Figura 7 y 8

 

En las figuras 7 y 8 se plantea la comparación entre la estrategia actual y un hipotético desarrollo con bombeo mecánico, cuyo caudal operativo se estima en 60 m3/d de acuerdo con las profundidades observadas.

 

  • Soluciones adoptadas en los sistemas de extracción

 

Se realizaron varias reuniones con los proveedores de los sistemas de levantamiento artificial las que podemos resumir de la siguiente manera:

 

  • Se analizan los esquemas de pozo, instalaciones BES bajadas y fallas en P1 y P2.
  • Pese a los problemas de bloqueo por gas y las capas gasíferas del fondo, se observa que la causa principal de ambas fallas corresponde a sólidos: incrustaciones y arena (según lo observado en fotos). Se entregó al sector tratamientos químicos una muestras de los sólidos obtenidos en boca de pozo durante la sacada de la BES de limpieza (falló luego de 15 h por corte de eje en booster TD2200).
  • De acuerdo con los caudales observados, la declinación de los pozos y el caudal máximo deseado (200 m3/d) se define utilizar para los próximos diseños bombas TD1000 MDLR. Además, se recomienda en todos los casos el arranque en rampa, a partir de la frecuencia mínima de diseño.
  • Mejores opciones para manejo de sólidos, de acuerdo con materiales disponibles:

  1. Motor TR4 + Bomba Grinder + TD1000 MDLR (el uso de TR4 NO permite la utilización de desarenadores).
  2. Motor E37 encamisado con desarenador cavins o filtro Meshrite (resta investigar posibilidad de pesca y maniobra de tapón texproil) + bomba Grinder + TD1000 MDLR.

  • Para las próximas instalaciones se utilizará cable #4 con capilar de 3/8” para inyección de químicos. Actualmente se espera una entrega del proveedor (Schlumberger), pero se dispone de bobinas Prysmian en Base CR.
  • Se comenta la necesidad de alivianar estas instalaciones con la utilización de tbg 2 3/8” (1000 m aprox.). En los pozos PCH-1 y PCH-2 (ambas BES con tbg 2 7/8”) se observaron tensiones de desempaquetado de 98.000 libras, muy cerca del límite mecánico de los tubings y de la capacidad de tiro de los equipos de pulling.
  • Se plantea un alerta respecto al uso de motores TR4. Si bien en PJ-1 (primer equipo bajado) y PJ-2 la profundidad de instalación contempla el aporte de fluido de refrigeración desde abajo del equipo (fracturas más profundas), hay que tener en cuenta que, en caso de tener una sumergencia elevada (alta presión de fondo), puede ocurrir que las capas del fondo aporten muy poco fluido y que el motor trabaje con temperaturas elevadas, pese a producir el caudal de diseño (fluido aportado por las capas superiores).

 

  • Diseños realizados

 

POZO 1

 

En esta oportunidad el objetivo era realizar una maniobra de limpieza del pozo durante el período de 24 h.

La determinación de la duración de la maniobra se definió con el objetivo de mejorar el volumen del FFR. Al momento de seleccionar el equipo ESP, se consideró la necesidad de que, una vez concluido el ensayo, fuera capaz de ser reutilizado en otras operaciones de ensayo con un mínimo mantenimiento. De esta manera, apostar a la reducción de los costos del proyecto.

Se baja Bes de limpieza booster TD-1750 AR Modular x 500et, sensor y motor TR-4 y válvula de retención y purga. Intake en 2700 m.Se observó corte de eje durante el ensayo aprox. 12 h de la PEM de la BES (Figuras 9 y 10).

 

Figura 9 y 10

 

Una vez iniciada la puesta en marcha del equipo, el sistema tiene un paro por falla luego de 15 h de funcionamiento. La falla se manifiesta con un corte de eje en las etapas de la bomba booster TD 2200 debido a la presencia severa de incrustaciones (Figura 11). Previo al momento de la Falla, el equipo se encontraba operando con una temperatura de motor de 140 °C y una Pwf de 900 psi. Los resultados del TearDown y DIFA se muestran a continuación.

 

Figura 5

 

Diseño de producción: en función de los resultados vistos con la BES de limpieza se seleccionó el siguiente equipo (Tablas 1 y 2).

 

Tabla 1

 

Tabla 2

 

BOMBAS TD-1000 utilizadas: cada un pie (30 cm) de longitud, va un AR MOD, que es el cojinete de empuje, que soporta la carga de impulsores y también funciona de estabilizador (Figura 14).

 

Cantidad de sólidos teórica que puede mover la modular.

 

Figura 14

 

POZO 2

 

Para esta intalación de limpieza se optó por bombas TD-1750 AR-Modular x 498 etapas, con sensor, motor TR-4 150 HP. Se utiliza válvula de retención y purga para evitar atascamiento del equipo en caso de parar, se puede realizar un rearranque seguro y rápido (Tablas 5 y 6).

 

Tabla 5

 

Tabla 6

 

Ensayo con BES de limpieza 30 h se observa presión de fondo bajando y se decide completar con BM. Bomba 2” y 34´ en 2400 m con sarta 86 Gr-D pin mayor (Figura 15).

Luego de desmontar el WO y montar AIB, se encuentran problemas para producir el pozo y se interviene con pulling para levantar y circular por directa. Luego queda el pozo en producción.

En este caso no se completó el fondo y se bajo la siguiente instalación de producción (Tablas 7 a y b Figura 20):

 

 

Se observa buen trabajo de bomba con algunos bloqueos esporádicos.

 

Figura 20

 

POZO 3

 

Tercer Caso: opción de test prolongado para maximizar producción.

En este caso, al igual que en la experiencia anterior, el objetivo original era un procedimiento de limpieza del pozo de 24 h. El volumen total inyectado durante las operaciones de fractura en este pozo fueron de 280.000 gal (1090 m3). Una vez en marcha el proceso, se evidenció una producción de crudo mayor a la estimada originalmente, debido a su bajo corte de agua (100% oil). Esta situación, sumada a la particularidad del uso de un sistema ESP para este procedimiento, permitió tomar la decisión de extender la marcha del sistema mas allá del período de prueba. Durante este lapso fue posible:

 

La recuperación temprana del potencial del pozo.

En base a los datos recabados en el ensayo, fue posible diseñar y adquirir el sistema de levantamiento artificial óptimo para la producción del pozo

 Disminuir los tiempos de shutdown.

 En esta oportunidad el equipo estaba conformado por:

Un motor de la serie 4.56” de 150HP.

Una bomba de 416 etapas de 1750 BPD del modelo Modular.

Un tándem de sellos L/L.

El volumen total inyectado de las operaciones de fractura en este pozo fueron de 280.000 gal (1090 m3) (Figuras 21 y 22).

 

Figura 21 y 22

 

Una vez puesto el pozo en funcionamiento, se registraron dos paros por baja carga. Estos fueron seguidos de rearranques automáticos que se produjeron luego de un breve intervalo gracias a la instalación de válvulas de retención. La incorporación de estas válvulas evita el efecto de backspin del equipo durante la descarga de la tubería a través de las bombas y permite su inmediata puesta en marcha.

 

Luego de estos episodios fue posible, la operación en modo Gas Hawk para responder a los baches de GAS. El modo Gas Hawk consiste en principio, en la selección del modo normal de trabajo. Se debe elegir un modo de trabajo para el VSD:

 

• Modo corriente

• Modo presión

• Frecuencia

 

El equipo trabaja en el modo seleccionado, en este caso, en modo corriente, en el cual el VSD variará la frecuencia para tratar de mantener la corriente en un valor estable.

En caso de que la bomba se bloquee con gas, el equipo desacelera hasta la frecuencia mínima durante un tiempo definido (típicamente10 min) con el objetivo de lograr un incremento en la presión de intake, produciendo un llenado completo de las etapas de centrífugas de la bomba.

Una vez transcurrido el tiempo de trabajo a frecuencia mínima, el equipo pasa a un modo transición, en el cual la frecuencia de trabajo fluctuará entre un valor mínimo y un máximopara tratar de mantener el consumo estable. Una vez que se alcanza la estabilización, el VSD retorna al modo normal de trabajo.

 

Al momento de finalizar el proceso, el pozo se encontraba produciendo 220 m3/d con una Pf de 1250 PSI. Al equipo extraído, aun sin que se presentara una falla, se le realizó el TearDown para verificar el estado y realizar el mantenimiento necesario. Se pudo observar arena de fractura en algunas etapas (Figura 23).

 

Figura 23

 

En base a los resultados obtenidos durante el ensayo y analizando la tendencia decreciente en su producción, se decidió continuar la explotación mediante un sistema ESP diseñado para el caudal medio de 150 m3/d en su punto óptimo de operación.

 

POZO 4

 

Ante los inconvenientes presentados por bloqueos, debido al gas y el estiramiento de las varillas se comienza a bajar bombas con dispositivo AG para subsanar este inconveniente (Tablas 8 y 9 y Figuras 24 y 25).

 

 

Figura 24

 

Figura 25

 

POZO 5

 

Este pozo en particular tuvo una completación distinta a los demás. Durante la toma de presiones (SFT) se notan presiones de 6048 PSI en las capas más profundas, por lo tanto se decide completar esas capas en la primera etapa, producirlas y luego recompletar el pozo.

Para la completación de baja packer Arrowset utilizándolo para aislar la directa de inversa y producirlo por surgencia. Una vez fijada la instalación, se procede a punzar por dentro para luego dejar en producción (Figuras 26, 27, 28, 29 y 30).

 

Figura 26, 27, 28, 29 y 30

 

Luego de la puesta en marcha (se ensaya a separador comprobando potencial del pozo) se realiza gradiente estático:

 

Gradiente inicial (Figura 31).

 

 

Luego de estar en producción por tres meses se decide hacer un nuevo gradiente estático para realizar los cálculos de volumen de capa. Al tener como antecedente que el pozo comenzó con problemas de ahogue, se decide bajar BM sobre niple F 2.31.

Gradiente 2 (tres meses) (Figura 32).

 

En cuanto a la maniobra para bajar BM, se tiene en cuenta que el pozo a P=0 surge y no es conveniente inyectar gran cantidad de agua por directa, debido a la posibilidad de dañar las capas. Por lo tanto, se acuerda maniobra con especialistas para inyectar la menor cantidad de fluido posible y a su vez utilizar Depressant.

Maniobra de pulling

 

Controla presiones ( pozo desplaza por directa 3200 l por h , gas con asf y petróleo). Vació pileta, controla desplazamiento por directa. Inyecta 6 m3 de asf con depressant a bajo caudal, presión inicial 460 psi pres final 320 psi, observa pozo. Monta equipo, prepara para bajar bba + v/b, baja v/b + bba. Prueba bba, trabaja en 7 emb levanta 550 psi ok. Desmonta equipo + acondiciona locación.

 

 

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