Yacimientos Maduros De Gas

Páginas: 10 (2387 palabras) Publicado: 26 de enero de 2016
YACIMIENTOS DE GAS MADURO
INSTALACIONES DE FONDO PARA DELICUAFICACIÓN DE POZOS - CAPEX - El salitral 1059 (pozo tipo)

¿Por qué se acumulan líquidos en el fondo del pozo?
Causas en la terminación:
por los punzados
fractura
decantación de arena
por la fijación del packer con el cable
bajada del tubing

Al tener muchos metros de cañería, por la diferencia de columnas de líquido y diámetros seproduce el ahogo del pozo, lo cual se soluciona con la ayuda de mandriles.

para 2000 - 3000 metros con menos de 40 kg/cm2 se necesitan más de 8 mandriles, para un pozo con producción desde el 2000 (acumulada de 10.106 m3 gas), el cual tuvo la 1º intervención en el 2006.
4 punzados
presión de 40 kg/cm2 se paso a 80 kg/cm2
un Q=4000 m3/día a 20000-25000 m3/día.

PETROBRAS - SIERRA CHATA, Fm.MULICHINCO

El desarrollo convencional del área acumula 22MMm3 de gas.
1995 comienza a producir en el área centro-este y en el 2001 en el área norte.
Se tienen espesores de 150 a 170 metros con diversos tipos de rocas según la diferencia de permeabilidades: Rocas tipo I y II.

Flujo de trabajo llevado a cabo: Modelo geológico, modelo estructural, geomecánica y estimulaciones..

Se extraen distintas coronasque permiten la clasificación del reservorio en tipo I, II, III, IV y V según parámetros de porosidad y permeabilidad. se descartan los modelos IV y V.

con los datos de sísmica y geomecánica se pueden deerminar la dirección de máximo esfuerzo, con rumbo E-O, por lo que los pozos se desmoronan en el N-S.

Se define la anisotropía como la diferencia de tensiones máximas y mínimas.

Si laanisotropía aumenta el sistema es planar, si disminuye se van a presentar problemas.
si el Q bombeado aumenta, las fracturas aumentan en se dirección de y aumenta la presión de fondo.

En el pozo SCh.93 (Sierra Chata) la calidad del reservorio disminuye hacia el Oeste, con una Φ=5% y un k˂0.01 mD.
Tipos de fracturas hibridas con aumento del caudal de agua y contenido de químicos.
R=largo/ancho es de 4 a1 (en Sch-94 de la Fm. Mulichinco).
Fracturas hibridas, con 50-60 bpm, 2 frac/pozo
3 sweets/et de fractura
1 Sk/gal con 100 mesh
2 sk/gal con 40/70 mesh
4 sk/gal con 20/40 mesh
fracturas sin arenamientos
aumento del potencial del reservorio de baja K
2800 blls/ et de fract.
80 bbls: porcentaje de recuperación del 70% de agua en un periodo de 30 días de limpieza (flowback)
correlación de lasfracturas con la producción por modelo de fracturas en 3D.
ensayos DFIT y BitLab presentan flujo radial.

BOLLAND
Distintos orígenes de los tipos de agua.
Solución disuelta en agua de reservorio.
Agua de condensación del pozo, disminuye la presión del pozo.
4 patrones de de flujo
niebla ==> aumenta la presión de carga
bolsón ===> aumenta la presión de carga.
transición
burbuja ===> hasta el FVU delpozo.
Velocidad del flujo de gas < Velocidad necesaria para el arrastre de líquido.
Comportamiento del pozo bajo exceso de carga de líquido. Distintos tipos de producción.
Producción errática
Producción intermitente ==> ahogo - producción - ahogo.
Curvas de Declinación

Gradientes de presión

Velocidades críticas, velocidad del gas en un flujo vertical ==>
Vgas > Vcrítica ===> la corrientetransporta líquido, zona de acumulación de líquido.
Vgas Uso de espumante para disminuir la velocidad crítica, por bacheo en forma de capilar según disponibilidad de fluidos en el pozo para evitar taponamiento del capilar.
Si la velocidad crítica no se supera no es necesario bajar un capilar.

En pozos donde la Velocidad del gas para 1000 m3 de gas Estándar en Aguada del Cajón, las espumasdisminuyeron su tensión superficial en un 60 % por lo que la velocidad crítica disminuyo en un 30 %.

YPF - BAKER HUGHES: REPARACIÓN DE POZOS Y REFRACTURACIÓN CON EL USO DE N2 - LOMA DE LA LATA
Espaciamiento original 1000 metros entre pozos, actualmente el espaciamiento es de 500 metros.
Zona central
*K= 50 mD
*Φ=15-20
*P=300 kg/cm2
*TVD=2700 metros
*E=250 metros
Zona Tight
*K=0.01-0.05 mD
*P=150-170...
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