Una nueva estrategia de completación de pozos de gas altamente inclinados en formaciones someras no consolidadas.
En el oriente del país fue utilizada una nueva tecnología para perforar y completar pozos de gas altamente inclinados en formaciones no consolidadas y poco profundas, en el campo Santa Rosa, la cual pertenece al área mayor de Anaco estado Anzoátegui, en la Cuenca Oriental de Venezuela. .jpg)
Análisis geomecánico y evaluación petrofísica:
Se perforo un hoyo piloto de 30° aproximadamente con el fin de hace las evaluaciones petrofísicas adecuadas (rayos gamma, resistividad, neutrón, sónico bipolar e imagen acústica), y realizar la calibración de la orientación, para así determinar el criterio de falla.
Los estudios petrofísicos detectaron que estaban en presencia de una arena masiva, con alta porosidad y excelentes características de flujo y almacenamiento. El registro de imagen acústica fue la herramienta que ayudo a determinar la presencia de fracturas inducidas con buzamiento noreste y dirección de rumbo NW-SE.
Con el análisis geomecánico, se pudo calcular el diferencial de presión máximo, el cual dio como resultado 656 Lpc, en presencia de un pozo horizontalizado y de alta inclinación, y cuando se trata de pozos entubados y cañoneados con alta taza de flujo de gas reporta 425 Lpc.
Resultados:
11.jpg)
En el grafico (1), se muestra la relación de diferencial de presión con respecto al reductor, estimando una producción de gas de 11 MMPCND. Cuando se extrapola el valor de reductor a una pulgada dando como el delta de presión 35 Lpc.
Los cambios de reductores experimentados en las etapas del flujo y en el régimen de velocidad, indican que el fluido experimentó un comportamiento del tipo laminar sin turbulencia, lo que se refleja y se sustenta al observar que la máxima caída de presión (33 Lpc) se alcanza con el máximo valor de reductor (7/8’’).
11.jpg)
En el grafico (2), se observa que la producción de hidrocarburos condensados es baja debido a que la máxima cantidad producida es menos de 10 BND con una gravedad de 67 °API, con respecto a los tamaños del reductor.
Conclusiones:
-. Las tecnologías implementadas en el proyecto piloto dieron resultados positivos y se recomienda sea aplicado de manera masiva
-. “Se logro en forma exitosa el auto empaque natural armónico de la arena sobre el liner preperforado”
-. Se garantiza una alta producción en menos tiempo de perforación y con una completación menos costosa.
Tomado de: Revista Petroleum Edición Mayo de 2008; publicado por: Einstein Millán Arcia, Isabel Bottaro, Ernesto Vera, Petróleos de Venezuela, PDVSA Gas, Oriente
Análisis geomecánico y evaluación petrofísica:Se perforo un hoyo piloto de 30° aproximadamente con el fin de hace las evaluaciones petrofísicas adecuadas (rayos gamma, resistividad, neutrón, sónico bipolar e imagen acústica), y realizar la calibración de la orientación, para así determinar el criterio de falla.
Los estudios petrofísicos detectaron que estaban en presencia de una arena masiva, con alta porosidad y excelentes características de flujo y almacenamiento. El registro de imagen acústica fue la herramienta que ayudo a determinar la presencia de fracturas inducidas con buzamiento noreste y dirección de rumbo NW-SE.
Con el análisis geomecánico, se pudo calcular el diferencial de presión máximo, el cual dio como resultado 656 Lpc, en presencia de un pozo horizontalizado y de alta inclinación, y cuando se trata de pozos entubados y cañoneados con alta taza de flujo de gas reporta 425 Lpc.
Resultados:
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En el grafico (1), se muestra la relación de diferencial de presión con respecto al reductor, estimando una producción de gas de 11 MMPCND. Cuando se extrapola el valor de reductor a una pulgada dando como el delta de presión 35 Lpc.
Los cambios de reductores experimentados en las etapas del flujo y en el régimen de velocidad, indican que el fluido experimentó un comportamiento del tipo laminar sin turbulencia, lo que se refleja y se sustenta al observar que la máxima caída de presión (33 Lpc) se alcanza con el máximo valor de reductor (7/8’’).
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En el grafico (2), se observa que la producción de hidrocarburos condensados es baja debido a que la máxima cantidad producida es menos de 10 BND con una gravedad de 67 °API, con respecto a los tamaños del reductor.
Conclusiones:
-. Las tecnologías implementadas en el proyecto piloto dieron resultados positivos y se recomienda sea aplicado de manera masiva
-. “Se logro en forma exitosa el auto empaque natural armónico de la arena sobre el liner preperforado”
-. Se garantiza una alta producción en menos tiempo de perforación y con una completación menos costosa.
Tomado de: Revista Petroleum Edición Mayo de 2008; publicado por: Einstein Millán Arcia, Isabel Bottaro, Ernesto Vera, Petróleos de Venezuela, PDVSA Gas, Oriente
