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Operqciones de velocity string con coiled tubing 1

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Operqciones de velocity string con coiled tubing 1

  1. 1. Operaciones de Velocity String en pozosOperaciones de Velocity String en pozos someros perforados con Coiled Tubingsomeros perforados con Coiled Tubing Drilling de 3 ½” en la Cuenca de Golfo SanDrilling de 3 ½” en la Cuenca de Golfo San JorgeJorge Yacimiento Cerro DragónYacimiento Cerro Dragón Diego Morelli-Lucas Echavarria-Pamela TroglioDiego Morelli-Lucas Echavarria-Pamela Troglio
  2. 2. CC HH II LL EE BOLIVIABOLIVIA ARGENTINAARGENTINA 2 Situació InicialYacimiento Cerro Dragón UGGSJ
  3. 3. 3 Situació InicialYacimiento Las Flores Gas Somero
  4. 4. 4 Situación Inicial YACIMIENTO LAS FLORES Presencia de Gas Somero Campaña CT Drilling 5 pozos entubados 3 ½” Profundidad máxima 900 m. Ensayos iniciales alentadores. PLF-854: 123 Mm3gpd– WHFP:680 psi – WHSP: 780 psi PLF-225: 137 Mm3gpd – WHFP:760 psi – WHSP: 980 psi PLF-223: 74 Mm3gpd – WHFP:400 psi – WHSP: 550 psi PLF-226: 38 Mm3gpd – WHFP:200 psi – WHSP: 240 psi PLF-227: 116 Mm3gpd – WHFP:640 psi – WHSP: 760 psi Sólo 2 pozos quedaron en producción durante algunos meses Se evidenciaron problemas de acumulación de líquidos Frente a la necesidad actual de incrementar la Producción de Gas en la Compañía: Se decidió reactivar estos pozos
  5. 5. 5 Metodología Utilizada • Ajuste IPR del pozo. • Sensibilidad al diámetro de tubería • Comparación Velocidad Real vs Velocidad Crítica • Sensibilidad a la Presión de Reservorios  Se comenzó con PLF-227 mediante un ensayo con separador en locación Curva IPR ING WO estudió las distintas alternativas Se evaluó el Potencial de cada pozo Software de Análisis Nodal Prosper de Petroleum Experts  Se analizaron diámetros a bajar y los caudales estimados
  6. 6. 6 Situación Mejorada Reduce el área transversal de flujo, aumentando la velocidad del gas y permitiendo el arrastre de los líquidos a superficie. Colgador Reposicionable de Coiled Tubing Para colgar la tubería flexible Shear Out Shear Out Coiled Tubing Coiled Tubing Conector Externo Conector Externo Conector Externo Conector Externo Niple de Asiento Niple de Asiento Colgador Recuperable de Coiled Tubing Colgador Recuperable de Coiled Tubing Pescador de ColgadorPescador de Colgador  Colocar Shear Out en el extremo del CT y profundizar la longitud de cañería  Una vez en profundidad, acuñar y cortar el CT.  Vincular los extremos de CT cortados a través del Colgador recuperable.  Profundizar la inst. hasta la profundidad de fijado del Colgador y fijarlo  Expulsar el Shear-Out  Desvincular Pescador del Colgador de CT.
  7. 7. Diseño 7
  8. 8. 8 Resultados •Costo Intervención con Eq Wo ≈ U$D147000- 5 días de Intervención. •Costo Intervención con CT ≈ U$D85000 – 2 días de Intervención. Ventajas No requiere ahogar el pozo. La intervención con CT es rápida. Primer pozo en reactivar: 35000 m3/d - Pwh = 190 psi. Desventajas No se puede realizar mediciones Físicas (PLT) No contamos con anular (Circ. con N2)
  9. 9. Operación 9
  10. 10. 10 Situació InicialAprendizaje  Planificación previa con equipo de trabajo  Maniobras coordinadas entre CT y Grúa  Realizar Pull Test en cada maniobra  Respetar normas básicas de trabajo en pozos de gas
  11. 11. 11 Pan American Energy – UG Golfo San Jorge ¡Muchas gracias por¡Muchas gracias por su atención!su atención! Preguntas...?Preguntas...?

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