Finalizó Coflu&Cempo 2015 COLOMBIA Y EL FOCO EN LOS CAMPOS MADUROS, por Miguel Ángel Flórez Góngora

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pozos maduros
LA industria petrolera está centrada en la explotación de los campos maduros, de donde proviene 70% de la producción de crudo nacional.

La agenda temática del Primer  Coflu&Cempo Onshore-Offshore 2015, que finalizó el jueves, abordó las experiencias técnicas multidiscplinarias y las prácticas operativas en las actividades de exploración, producción y explotación de los yacimientos de petróleo y gas.

Ecopetrol expuso su experiencia en el “Control y Aseguramiento de Calidad In Situ en fluidos de estimulación, fracturamiento, completamiento y control de pozo, una estrategia para garantizar el éxito de los trabajos”.

Manuel Guillermo Jaimes Plata planteó que  en la actualidad la industria petrolera está centrada en la explotación de  los campos maduros, de donde proviene 70% de la producción de crudo nacional.

“Las compañías operadoras y de servicios realizan esfuerzos ingentes para incrementar la producción en los campos maduros con el uso de nuevas metodologías y tecnologías. El incremento del factor de recobro en solo 1% significaría la incorporación de miles de millones de barriles  de petróleo equivalente en las reservas mundiales”, dijo el experto de Ecopetrol.

Jaimes Plata destacó que la estimulación de pozos es una de las técnicas más utilizadas para lograr el incremento de productividad en campos maduros, la cual está enfocada a la remoción del daño causado durante  la perforación, cementación, completamiento, producción.

“Cada vez los recursos económicos disponibles son menores y se requiere mayor  eficiencia y eficacia en su utilización para lo cual se hace necesario la utilización de nuevas metodologías y tecnologías. Más de 50% de las causas del fracaso de trabajos de estimulación se deben a errores  que se producen durante la operación  o  ejecución del trabajo”, dijo Jaimes Plata.

La experiencia de Ecopetrol en la estimulación de pozos  se enfocó en desarrollar una estrategia para el control y el  aseguramiento de calidad In Situ en los fluidos de estimulación, el fracturamiento, completamiento y control de pozo, para garantizar  el éxito de los trabajos.

Pacific Rubiales expuso la “Aplicación de Surfactantes para mejorar la movilidad del crudo en el reservorio”, a cargo de Germán Charry Maldonado.

Charry Maldonado explicó que durante la perforación de pozos se generan daños de formación debido a la invasión del filtrado de lodo.  En algunos casos, este filtrado genera cambios de humectabilidad a la roca y produce bloqueo por emulsiones.

“Estos cambios de humectabilidad y bloqueo por emulsiones afecta negativamente la movilidad del crudo en la formación. Como consecuencia, se presenta una reducción en la producción y el recobro del crudo, incrementando consumo de energía, reducción en la vida útil del pozo y altos costos de producción”, precisó Charry Maldonado.

Con la realización de una serie de pruebas de laboratorio, se determinaron  las condiciones iniciales del yacimiento y posteriormente se aplicaron fluidos de perforación y completamiento en 4 pozos. El uso  de los surfactantes en uno de los campos,  triplicó  la producción de crudo pesado.

“Lo anterior permitió que la compañía replanteara la campaña de perforación, la cual se encontraba suspendida por los bajos resultados”, dijo.

Desafíos en la perforación

Para la Compañía: M-I SWACO A Schlumberger Company,  el campo Dina,  ubicado en el Valle Superior del Magdalena, se convirtió en uno de sus desafíos más importantes en la gerencia de yacimientos. Este campo se caracteriza por la presencia de formaciones fracturadas y con bajas presiones, lo que representa un reto  a la hora de perforar con hidráulicas elevadas (HSI altos) en pozos de alto ángulo.

En alianza con Ecopetrol, el reto para ambas empresas fue mejorar el performance durante la perforación de pozos, por el inminente riesgo de pérdida de fluido a formación.  El objetivo a alcanzar,  consistió en  optimizar las propiedades hidráulicas durante la perforación,  asegurando un pozo geométricamente adecuado (en calibre), evitando las pérdidas de circulación durante las operaciones de perforación y viajes de tubería.

Las exigencias operativas de esta actividad  las contaron en detalle Nelson Ortiz y Fredy Peñacon en la charla “Desempeño del sistem Drilplex en campo DINA con formaciones depletadas, perforadas con altos valores de galonaje y HSI”.

El sistema Drilplex demostró ser una solución efectiva en términos de costo y desempeño.  La implementación del sistema en el campo permitió realizar operaciones sin perdidas de fluido hacia la formación obteniendo pozos en calibre, hecho verificado con los resultados de los registros eléctricos tomados, manejando caudales entre los 700 y 800 gpm y presiones entre 2200 y 3000 Psi.

“El sistema Drilplex se caracteriza por estar específicamente diseñado para ser utilizado en  pozos con riesgo de presentar problemas de pérdidas de fluido y con altas exigencias en términos de limpieza, asegurando la protección del reservorio y el uso adecuado de la hidráulica de perforación”, señalaron los expertos.

La implementación del sistema en el campo permitió obtener excelentes resultados en los costos de fluido, dado que la reducción en los costos de materiales propuestos y ejecutados ha variado entre el 20 y 50%. La reducción de los costos totales de los pozos ha variado entre 14 y 42%.

“La reducción en los volúmenes de mezcla es uno de los indicativos que muestra la eficiencia del sistema. Para este campo se ha logrado la reducción de los costos de disposición, captación y consumo de agua industrial.  La reducción en el volumen programado y preparado ha estado entre el 18 y el 45%”, indicaron los especialistas de Pacific Rubiales.

Jairo Peñuela  y  Alfonso Vergel, vinculados a la empresa  Equion & Baker Hughes, demostraron con su disertación “Mejoramiento de las condiciones de Estabilidad de pared para pozos con estructuras geológicas complejas del Piedemonte Llanero”, que los requerimientos operativos en los campos del Piedemonte Llanero en Colombia, en donde se encuentran los campos  Floreña y Pauto,  se ven altamente afectados por las características intrínsecas de las formaciones a perforar, pudiéndose diferenciar dos secciones bien determinadas, el Overburden y los Reservorios.

“Estos campos de caracterizan por su alta complejidad geológica representada por repeticiones estructurales, algunas veces hasta invertidas, con una sísmica de baja calidad haciendo que la incertidumbre geológica sea común y de alto impacto durante la perforación de los pozos en estos campos”, señalaron en  Coflu&Cempo 2015  los ingenieros Jairo Peñuela  y  Alfonso Vergel de Equion & Baker Hughes.

Vergel y Peñuela comentaron que la inestabilidad de las múltiples formaciones débiles, exigió que un equipo interdisciplinario de Equion y Baker Hughes se dedicara durante los últimos dos años a  entender la complejidad de este  problema y buscarle una solución al mismo.

“El equipo se focalizó en reducir el efecto de la invasión de fluido en las microfracturas y fracturas naturales sobre el fenómeno de inestabilidad. En el viaje De la tubería, el desempeño obtenido en los últimos pozos comprobó la efectividad de las soluciones implementadas, lográndose ahorros significativos de tiempos operacionales y en  una reducción sostenida de los costos de AFE”, concluyeron.

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