modelamiento geomecánico en la estabilidad de pozos ... schlumberger/06... · • estandarización...
TRANSCRIPT
Modelamiento Geomecánicoen la Estabilidad de Pozos
Horizontales
Modelamiento Geomecánicoen la Estabilidad de Pozos
Horizontales
Manuel Ernesto Torres Villalobos, M.Sc.Ing. Geomecánico Senior
Schlumberger [email protected]
™™ Trademark of SchlumbergerTrademark of Schlumberger
• Verticales (Convencional)
• Desviados (Vertical en el Yacimiento)
• Horizontal
• Slant well
• Multi-laterales
• Larga Trayectoria (Extended Reach)
Clasificación de Pozos
Ejemplo (Extended Reach Well)
16” Hole
Csg. 9-5/8”@ 7521 ft MD, 6856 ft TVD
12 1/4” Hole
8 1/2”Hole
Yacimiento Objetivo
7” Liner, @ 9552ft MD, 7,857 ft TVD
� Altos ángulos de desviaciónen las formaciones
suprayacentes al yacimiento
� Altas desviaciones (83/87o) del agujero Piloto para
optimizar la caracterización de la formación &
identificación de WOC
� El nivel de geonavegación se define en el agujero
piloto en relación a la distancia de WOC.
�Abandono de la sección de agujero piloto
�Selección del intervalo y método de desviación
4 ½” premium Screens, BTC, 250 µ
Diagrama Mecánico de un Pozo Horizontal con Agujero Piloto
(After, Villanueva, Torres & Luquetta, 2008)
Caracterizacion de Pozos Horizontales
GR ARC IROA14 Piloto
GRIROA8
Plan IRO A31 PILOTO
Aprox 415 m
Aprox 162 m
GR ARC IROA14 Piloto
GRIROA8
Plan IRO A31 PILOTO
Aprox 415 m
Aprox 162 m
Offset
HorizontalSin Piloto
Reservoir Reservoir
Horizontalcon Piloto
Horizontalcon Piloto
After, Torres 2007
Problemas Asociados a la perforación
Time Distribution Horizontal wells w/ Pilot HoleTime Distribution Horizontal wells w/ Pilot HoleTime Distribution Horizontal wells w/ Pilot HoleTime Distribution Horizontal wells w/ Pilot Hole
Productive TimeProductive TimeProductive TimeProductive Time
74%74%74%74%
Non Productive TimeNon Productive TimeNon Productive TimeNon Productive Time
26%26%26%26%
•Principales fuentes de NPT• Atrapamiento de Tuberia• Inestabilidad de Agujero;• Problemas de Cementación;• Compatibilidad de los fluidos de perforación
• Perfil del pozo complejo• Difícil registro con sondas de wireline.
• Altos torques y arrastres• Ineficiencia en la limpieza del agujero.
50% of Total NPT related
to Pilot Hole
Aspectos a considerar
Condiciones para el éxito• Zonas productoras de poco espesor
– Incremento del área de contacto del Yacimiento
• Superar los Problemas de Arenamiento
– Presiones bajas de Drawdown
• Problemas de Movilidad (Conificación, Viscosidad)
– Presiones bajas de Drawdown
• Posicionamiento estratégico en el yacimiento
• Reservorios Naturalmente Fracturados
– Anisotrópica de Permeabilidad
Condiciones para el Fracaso• Baja o pobre permeabilidad vertical
• Laminaciones/Intercalaciones
• Levantamiento artifical / Problemas de Flujo
• Sobre Costos
• No caracterizar el yacimiento antes de perforar la sección horizontal
• Inestabilidad de agujero en la trayectoria de construcción de angulo
• Conectar zonas de agua u otros yacimientos compartementalizados
Implementacion de Geomecánica
�Analisis Geomecánico para cada pozo (MEM, DrillMap,
Ventana de Lodo).
�Los gradientes de Colapso y fractura son dependientes
de la inclinación y el azimut del pozo.
�Sistema de análisis de eventos para realizar las
correlaciones-Osprey Risk™
Eventos más comunes relacionados a Geomecanica:
�Intervalos de puntos apretados durante POOH, Tiempo
excesivo de rimado
�Repaso (back reaming)
�Ovalización de agujeros por alto contraste de esfuerzos
�Contraste de geometría de aguejero debido al contraste
de rocas con diferente UCS
�Presión diferencial en el yacimiento
PAD A
PAD B
•Alto riesgo de inestabilidad en las rocas supreyacentes
• Presiones de Fractura reducidas debido a la alta inclinación
•Puntos de asentamiento de revestidores es critico en rocas sello.
•En la seccion de construcción de la curva horizontal se localizan
rocas de gradientes de colapso y de fractura incompatibles
geomecánicamente.
•Intercalaciones inestables dentro de la sección horizontal del pozo.
•La sección horizontal no siempre se ve expuesta a la misma presion
de poro a lo largo de la trayectoria.
MEM PAD A MEM PAD B
overburden
reservoir
NNNN
WWWW
Plano de
Estratificación
Falla de los PlanosFalla de los PlanosFalla de los PlanosFalla de los Planos
de Estratificacide Estratificacide Estratificacide Estratificacióóóónnnn
Falla de la RocaFalla de la RocaFalla de la RocaFalla de la Roca
(After, Frydman & Torres & 2006)
•Modelo de falla de las paredes del pozo para altas inclinaciones.
•Se considera falla de la roca y falla de los planos de debilidad de la
estratificación y/o fracturas
10 ppg10 ppg10 ppg10 ppg10 ppg10 ppg10 ppg10 ppg
Falla de la RocaFalla de la RocaFalla de la RocaFalla de la Roca Falla de los planos Falla de los planos Falla de los planos Falla de los planos
de de de de estratificacionestratificacionestratificacionestratificacion
Planos de Planos de Planos de Planos de
estratificaciestratificaciestratificaciestratificacióóóónnnnNNNN
WWWW
(After, Frydman & Torres & 2006)
Modelos de Falla de pozos de alta inclinación
MW=9.6 PPGMW=9.6 PPGMW=9.6 PPGMW=9.6 PPG
Tope PozoTope PozoTope PozoTope Pozo
Base PozoBase PozoBase PozoBase Pozo
NorteNorteNorteNorte
BreakoutBreakoutBreakoutBreakout AmplioAmplioAmplioAmplio
NorteNorteNorteNorte
MW=9.6 PPGMW=9.6 PPGMW=9.6 PPGMW=9.6 PPG
Falla por TensiFalla por TensiFalla por TensiFalla por Tensióóóónnnn
Tope PozoTope PozoTope PozoTope Pozo
Base PozoBase PozoBase PozoBase Pozo
S3= S3= S3= S3= MinMinMinMin EsfEsfEsfEsf HorizHorizHorizHoriz ShShShSh
S1= Esfuerzo Vert SVS1= Esfuerzo Vert SVS1= Esfuerzo Vert SVS1= Esfuerzo Vert SV
NorteNorteNorteNorte
MW=9.6 PPGMW=9.6 PPGMW=9.6 PPGMW=9.6 PPG
Tope PozoTope PozoTope PozoTope Pozo
Base PozoBase PozoBase PozoBase Pozo
MW=9.6 PPGMW=9.6 PPGMW=9.6 PPGMW=9.6 PPG
Tope PozoTope PozoTope PozoTope Pozo
Base PozoBase PozoBase PozoBase PozoNorteNorteNorteNorte
BreakoutBreakoutBreakoutBreakout AmplioAmplioAmplioAmplio
Ventana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de Lodo
NorteNorteNorteNorte
MW=9.6 PPGMW=9.6 PPGMW=9.6 PPGMW=9.6 PPG
Tope PozoTope PozoTope PozoTope Pozo
Base PozoBase PozoBase PozoBase Pozo
MW=9.6 PPGMW=9.6 PPGMW=9.6 PPGMW=9.6 PPG
Tope PozoTope PozoTope PozoTope Pozo
Base PozoBase PozoBase PozoBase PozoNorteNorteNorteNorte
BreakoutBreakoutBreakoutBreakout AmplioAmplioAmplioAmplio
Ventana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de Lodo
(After, Frydman & Torres & 2006)
Modelos de Falla de pozos de alta inclinación
(After, Frydman & Torres & 2006)
Reaming down
420-440 gpm, 100 rpm
1800 psi
Overpull is increasing up
to 200 klbs trying to free
the string
Reaming down
540 gpm, 100 rpm
2400 psi
Pump pressure is
increasing
Pipe is stuck, move pipe
from 9445 to 9407 up to
250 Klbs overpull and
torque
Evento de atrapamiento de tuberia en pozo Horizontal
Inestabilidad en Rocas Sello - Pozo Horizontal
1st stuck pipe @ 9,445 ft
2nd stuck pipe @ 9,407 ft
Shale at top of Reservoir
(9,374 ft, 81.63° incl., 357.82° Az)
Reservoir @ 9,370 ft
9350’
9499’T
ight
Hol
eW
ashe
d ou
t Hol
e(After, Torres & 2007)
Po
werD
rive
Ho
le
Po
werD
rive
Mu
dM
oto
r
Mu
dM
oto
r H
ole
After, Melgares & Torres 2007
�Obstrucciones para el paso de registros con cable.
�Liners y TR pueden presentar restricciones frente a huecos apretados
�Gradientes de fractura diferentes dependiendo de la inclinación y el azimuth del pozo
�Cementación de secciones intermedias complejas.
�Pega diferencial en yacimientos depletados
�ROP Reducida
�Oscilaciones tortuosidad del agujero son menores con PowerDrive, 20%
�La tortuosidad del agujeroplaneada se incrementa cerca del 90% empleando motores de fondo.
�Incremento del torque y del arrastre
OSC Análisis de Forma de Hueco
PowerDrive Hole’
Mud Motor Hole
After, Melgares & Torres 2007
(After, Melgares & Torres 2008)
Análisis de Energía Especifica MSE
Smooth Drilling – MSE Correlates with UCS – Acceptables ROP’s
MSE Losses UCS correlation, ROP decreases, increment in Stick and Slip
Formational ROP Differences between FM1 and FM2,
energy being wasted in shocks and vibrations in FM1
Lateral Vibrations Peak and Stick and Slip degradates Rate of Penetration
Vibration Flounder
Análisis de Limpieza de Agujero
•PERFORM Toolkit™ (PTK) permite a los ingenieros compartir y monitorear con información geomecánica y de perforación, simultáneamente las operaciones, ya se en tiempo real o con información ya adquirida.
•Se determina la cantidad de tiempo de cada operación del equipo y permite hacer evaluaciones estadísticas.
•Visualización de parámetros de perforación (Datos Dinámicos) y de Geomecánica (Datos Estáticos) utiles para monitoreo de ROP & ECD vsMEM.•Monitoreo de APWD en tiempo real.
Análisis de parametros de Perforacion y Geomecanica en Tiempo Real
DrillMAP™ pozo Horizontal para PerforadoresCreado por Ing Geomecanicos y de Optimizacion de Perforacion Perform™
Mapa de Eventos de Perforación de pozos Horizontales
Tena Napo
Napo M1 SS
M1 Limestone
M2 Limestone
Upper U SS
Lower U SS
L a ye rs
9 5/8" Casing
@8223ft
7" Liner @9725ft
5" Casing @10580ft
C a s in g
E1 E2
Severity
Light
Serious
Major
Probability
Tight Hole / OverPull
Tena Napo
Napo M1 SS
M1 Limestone
M2 Limestone
Upper U SS
Lower U SS
L a ye rs
9 5/8" Casing
@8223ft
7" Liner @9725ft
5" Casing @10580ft
C a s in g
E1 E2
Severity
Light
Serious
Major
Probability
Tight Hole / OverPull
Tena Napo
Napo M1 C SS
M1 Limestone
M2 Limestone
Upper U SS
Lower U SS
L a ye rs
9 5/8" Casing
@8217ft
7" Liner @9661ft
5" Liner @10518ft
C a s in g
E1
E3
E4
E2
S e ve rity
Light Catas trophic
S erious
M ajor
P roba bi l ity
Low
M edium
High
Tight Hole / OverPull
Wellbore Stability
Tena Napo
Napo M1 C SS
M1 Limestone
M2 Limestone
Upper U SS
Lower U SS
L a ye rs
9 5/8" Casing
@8217ft
7" Liner @9661ft
5" Liner @10518ft
C a s in g
E1
E3
E4
E2
S e ve rity
Light Catas trophic
S erious
M ajor
P roba bi l ity
Low
M edium
High
Tight Hole / OverPull
Wellbore Stability
Tena
Basal Tena SS Napo M1 A SS
M1 C SS
M1 Limestone
M2 Limestone
Upper U SS
Lower U SS
Lower U SS Base
L a ye rs
7" Liner @9268ft
5" Liner @10617ft
C a s in g
E1
E3
E5
E6
E2
E4
Se ve ri ty
Light
S erious
M ajor
Proba b il ity
Tight Hole / OverPull
Tena
Basal Tena SS Napo M1 A SS
M1 C SS
M1 Limestone
M2 Limestone
Upper U SS
Lower U SS
Lower U SS Base
L a ye rs
7" Liner @9268ft
5" Liner @10617ft
C a s in g
E1
E3
E5
E6
E2
E4
Se ve ri ty
Light
S erious
M ajor
Proba b il ity
Tight Hole / OverPull
Tena
Napo
Napo M1 C SS
M1 Limestone
M2 Limestone
Upper U SS
Lower U SS
L a ye rs
9 5/8" Liner
@8615ft
7" Liner @10347ft
5" Casing @10891ft
C a s in g
E1
E2
E3 E4
S e ve rity
Light
S erious
M ajor
Proba b il i ty
Tight Hole / OverPull
Tena
Napo
Napo M1 C SS
M1 Limestone
M2 Limestone
Upper U SS
Lower U SS
L a ye rs
9 5/8" Liner
@8615ft
7" Liner @10347ft
5" Casing @10891ft
C a s in g
E1
E2
E3 E4
S e ve rity
Light
S erious
M ajor
Proba b il i ty
Tight Hole / OverPull
Optimización de diseño de Fluidos
� Diseños con Hidráulica Virtual para proporcionar condiciones apropiadas para limpieza de agujero. �Fluidos de Perforación acorde a las reologías propias por cada formación, considerando el grado de fracturamiento natural de la roca.�Adición de aditivos de alta reología en las píldoras de limpieza.�Diseño de materiales de puenteo, empleando análisis granulométricos.�Estimación acertada de la presión del yacimiento para minimizar el riesgo de atrapamiento por diferencial de presión. � Programa de píldoras diseñado con criterio geomecánico, empleando la zonificación de intervalos de alto colapso
INGENIERIA DE FLUIDOS
*: Mark of MI
Stuck Pipe @ 8,510 ft MDE-Logs Can not Pass in Tena & Napo Fm
Reservoir
Rat H
ole>>200 ft ??
Drilled
in unstableshale
7” Liner Can Not Pass @9630 &10502 ft MD
Set Liner Off Botton 232 ft
• Estandarización de procesos para asegurar la llegada de los liners al fondo.
• Hidráulica, fuerzas laterales, factores de fricción presiones de Swabbing
• Zapatas diseñadas para ayudar a correr el liner en huecos apretados, y escalones de roca.
• Diseño de procesos de circulación para detectar cualquier comportamiento anormal de presión que sea relacionado o limpieza o inestabilidad de agujero.
• Definición de una presión estabilizada de circulación que permita inferir una buena limpieza del agujero.
• Procesar las imágenes virtuales de forma de agujero con la información de LWD para predecir los puntos de obstrucción.
CONSIDERACIONES PARA LOS “LINER”
Reamer Shoe
Análisis de Riesgos por sección de pozo.
Horizontal Well - Landing Curve – Main Risk description
Applications of New Technology – Geosteering PeriSco pe 15*
� 360º Proactive Geosteering� Unique: directional and deep
Benefits� Access more reserves� Achieve higher production rates
Drill in the best part of the reservoir� Reduce well construction cost � Avoid drilling hazards and sidetracks� Achieve production objectives with less drilling.
*: Mark of Schlumberger
Pozos terminados con 5 dias menos de
los planeados
Pozos nuevos nin perforacion de
Hoyos pilotos, reduccion de NPT del
26% a 4.3%.
Sin eventos de atrapamiento de
tuberia
Mas del 75% de la sección horizontal,
geonavegada en la arena objetivo y
zonas de alta resistividad
Conocimiento de los limites del
yacimiento y sus fronteras
Top identified during landing at 7873ft TVD navigation TVDTop identified during landing at 7873ft TVD navigation TVDTop identified during landing at 7873ft TVD navigation TVDTop identified during landing at 7873ft TVD navigation TVD
Distance to the top beyond 10ft Distance to the top beyond 10ft Distance to the top beyond 10ft Distance to the top beyond 10ft –––– Top detection Top detection Top detection Top detection
but with low precision on distance estimationbut with low precision on distance estimationbut with low precision on distance estimationbut with low precision on distance estimation
Top approaching / Sliding to avoid intersectionTop approaching / Sliding to avoid intersectionTop approaching / Sliding to avoid intersectionTop approaching / Sliding to avoid intersection
Distance from top > 11ftDistance from top > 11ftDistance from top > 11ftDistance from top > 11ft
Not able to detect the top from this pointNot able to detect the top from this pointNot able to detect the top from this pointNot able to detect the top from this point
High Resistivity Zone top High Resistivity Zone top High Resistivity Zone top High Resistivity Zone top
at 7894.5 ftat 7894.5 ftat 7894.5 ftat 7894.5 ft
Geonavegación de secciones horizontales – Periscope 15™
Aplicacion de la Geonavegación
� Debe haber buen ajuste con pozos de
correlación.
� Se debe tener buen contraste de
resistividad en el objetivo
Construcción de un modelo
Petrofísico para simular la
respuesta esperada del Pericocope
Objetivos principales
� Detectar la proximidad de las zonas
de alta resistividad durante la fase en el
aterrizaje del pozo.
� Garantizar que la sección horizontal
este posicionada en la mejor zona
productiva del yacimiento, cercana al
tope de zonas de alta resistividad.
� Establecer la ventana de navegación
para análisis de estabilidad.
Que tan profundo es el impacto del lodo ? ServicioMudSOLV*
0
0.06
7
0.13
3
0.2
0.26
7
0.33
0.67
0.86
7
0.93
3 1
M u d so lid s d a ma g e
P o lyme r d a ma g e
F o rma tio n fin e s d a ma g e
O v e ra ll d a ma g e0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Mud solids damage
Polymer damage
Formation fines damage
Overall damage
Depth into Formation (Meters)
Red
uctio
n in
Per
mea
bilit
y
Max Depth of Filtrate Invasion
DaDaDaDaññññoooo porporporpor Invasion Invasion Invasion Invasion tipicatipicatipicatipica de de de de solidossolidossolidossolidos del del del del FluidoFluidoFluidoFluido
de de de de perforaciperforaciperforaciperforacióóóónnnn del del del del ReservorioReservorioReservorioReservorio (RDF).(RDF).(RDF).(RDF).
DaDaDaDaññññoooo porporporpor Invasion Invasion Invasion Invasion tipicatipicatipicatipica de de de de solidossolidossolidossolidos del del del del FluidoFluidoFluidoFluido
de de de de perforaciperforaciperforaciperforacióóóónnnn del del del del ReservorioReservorioReservorioReservorio (RDF).(RDF).(RDF).(RDF).
• Evaluación del Riesgo del Proceso
de Completación.
– Dificultades Potenciales de el
posicionamiento.
• Herramienta de
Completamiento
• Posicionamiento de
Grava & Fluidos de
tratamiento.
• Minimización de la exposición del
Reservorio a los Fluidos.
– Daño Potencial de Formación.
– Formación de Emulsiones
– Desplazamiento del
Hidrocarburo In-Situ.
Servicio de MudSOLV : Diseños Preliminares Caundose debe remover el Revoque?
� Aceite adicional (49K bbl) durante 6 meses de producción.� Ingresos adicionales por el incrementó de producción.
Acumulative Oil Production Comparison
0
20
40
60
80
100
120
140
0 2 4 6 8 10 12 14
month
K b
ls
Ho rizo ntalwells w/pilo t ho le
P eriSco pe15 wells
Beneficios en Terminos de Rentabilidad
� Reducción de la tasa de declinación asociado al corte de agua. �Reducción de los costos asociados a la producción de agua (tratamiento, manejo ambiental,
etc) (100k US$) en seis meses de producción.
Acumulative Water Production Comparison
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 2 4 6 8 10 12 14
month
K b
ls
Ho rizo ntalwells w/pilo t ho le
P eriSco pe15 wells
Beneficios en Terminos de Rentabilidad
�� Mejora del retorno de la inversiMejora del retorno de la inversióón debido al incremento de produccin debido al incremento de produccióón n
en 5 meses de produccien 5 meses de produccióón anticipada.n anticipada.
Payback Wells drilled w/ Pilot Hole vs PerisScope
(4,000,000)
(3,500,000)
(3,000,000)
(2,500,000)
(2,000,000)
(1,500,000)
(1,000,000)
(500,000)
-
500,000
1,000,000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Month
$US
Wells drilled w/ Periscope
Well drilled w/ Pilot Hole
Beneficios en Terminos de Retorno de Inversion
Total Cost per FootHorizontal Wells with Pilot Hole - Type 11
234.64
163.60
256.12
174.13
143.89
182.36 191.84
- -
156.58
200.00
-
50.00
100.00
150.00
200.00
250.00
300.00
350.00
400.00
Cos
t Alli
ance
per
wel
l
2006 2007
Resultados de Perforación
• Las soluciones Integradas (geomecánica, fluidos, Periscope), permitió revertir la tendencia negativa del
proyecto.
•23% se redujo el tiempo del pozo, reducción del NPT
de 25% a 9%,
•Reducción del costo x% por metro perforado
•Eliminación de los riesgos asociados al hueco piloto.
Traditional Pilot HoleTraditional Pilot HoleTraditional Pilot HoleTraditional Pilot Hole Landing w/ PeriscopeLanding w/ PeriscopeLanding w/ PeriscopeLanding w/ Periscope Landing w/ samplesLanding w/ samplesLanding w/ samplesLanding w/ samples
More section to be drilledMore section to be drilledMore section to be drilledMore section to be drilled
Major Stuck pipe likelihoodMajor Stuck pipe likelihoodMajor Stuck pipe likelihoodMajor Stuck pipe likelihood
More open hole expositionMore open hole expositionMore open hole expositionMore open hole exposition
Reaming/Backreaming Reaming/Backreaming Reaming/Backreaming Reaming/Backreaming
Better MW profileBetter MW profileBetter MW profileBetter MW profile
Cement plug failureCement plug failureCement plug failureCement plug failure N/A N/A
Mud contaminationMud contaminationMud contaminationMud contamination N/A N/A
Time drilling for sidetrackTime drilling for sidetrackTime drilling for sidetrackTime drilling for sidetrack N/A N/A
Improve bit live effciencyImprove bit live effciencyImprove bit live effciencyImprove bit live effciency
Better GeosteeringBetter GeosteeringBetter GeosteeringBetter Geosteering
Last Wells Performance
20.821.9
17.7
-1.2
-5.3
17.6
27.3 26.4
-5.4
3.45.9
3.8
-15
-13
-11
-9
-7
-5
-3
-1
1
3
5
7
9
11
13
15
17
19
21
23
25
27
29
31
2006
Wel
ls A
vera
ge
Iro
A-1
4H (
HP
-22)
Iro
A-3
1H (
HP
-22)
Iro
A 3
0-H
(H
P-2
2)
Iro
A-3
2-H
(H
P-2
2)
Iro
B-1
9H (
HP
-138
)
Wells
Day
s
Planned Drilling Days
Performance Time
Clean Time
Difference Performance - Program
Linear (Difference Performance - Program)