FLOWBACK FLOWBA FLO WBACK CK EN POZOS POZOS DE GAS
Flowback Flowba ck en pozos pozos de gas
Agenda
• Concepto • Su impo port rta anc nciia
• • • •
Proces Proc esos os op oper erat ativ ivo os Expe Ex peri rien enci cias as en po pozo zoss de de gas gas Leccci Le cion ones es ap aprren endi dida dass Conclusiones
Ing. Edgardo R. Alfaro
[email protected] Ingeniería de Pozos Petrobras Argentina S.A. Flowback Flowba ck en pozos pozos de gas
Concepto de Flowback
• Es el proceso que permite a los fluidos inyectados al pozo fluir a superficie después de un tratamiento; en preparación de algún tratamiento del pozo. • En general se realiza luego de una estimulación.
Flowback en pozos de gas
Importancia del Flowback
• El proceso del Flowback aplicado a la limpieza post fractura es clave para el rendimiento futuro del pozo estimulado. • La limpieza del fluido de fractura debe maximizarse . • El acomodamiento del pack de fractura debe ser realizado de manera inmediata para disminuir la devolución de agente sostén.
Flowback en pozos de gas
Controles de Flowback
• Los controles que se realizan son: – – – – – – –
Caudales de gas, de agua, de hidrocarburo Presiones Densidades y salinidades de fluidos retornados pH Viscosidades Sólidos Agente de sostén
Flowback en pozos de gas
Implementación en superficie
• Equipamiento adecuado para realizar el Flowback de manera segura: – – – – –
Líneas de alta presión Mani o Reducción porta orificio Separador multifasico Calentador
Flowback en pozos de gas
Implementación en superficie •
Consideraciones – Boca de Pozo adecuada – Cambios de dirección gradual – Salida de línea de flujo directa – Curvatura de “OMEGA” con apoyo en tierra – Soportes de contención
Cambios de dirección gradual
Boca de Pozo
Soportes de contención
Flowback en pozos de gas
Implementación en superficie “Omega” de salida vertical
Curvatura gradual
Líneas de Fracturamiento
Grúa soporte
Cabezal de doble entrada
Choke manifold
Flowback en pozos de gas
Implementación en superficie
• • • • •
Tanques de recepción de fluidos Líneas de flujo Separador Calderin Fosa
Flowback en pozos de gas
Seguimiento de la limpieza post fractura Planilla de Corrida de Orificios
• Planilla con Corrida de Orificios.
Horas
mm
4
4
• Control de los fluidos por separador y tanques.
10
6
12
8
• Ensayo general del pozo.
12
10
12
12
• Control de los fluidos retornados a fosa.
NOTA: Con la evolución del “flowback”, se van cargando los datos en la planilla de ensayo y con el análisis de la misma se adoptan decisiones sobre la información obtenida, para ir optimizando la limpieza post tratamiento. Fecha
Hora Acumul. Orificio
dd/mm/aa hh:mm
Hs.
mm
Placa Pulg
Presion boca. Presion Temp. Psia ºC
Separador Presion Temp. Psig ºC
Gas m³/d
Caudales Oil m³/h
Agua m³/h
Densidades Gas Oil Agua Aire=1 gr/cm³ gr/cm³
G.O.R m³/m³
R.G.L. Total m³/m³
Produccion acumulada Gas Oil Agua m³ m³ m³
Flowback en pozos de gas
Graficas típicas 1000000,0
1000000,0
100000,0
100000,0
10000,0
10000,0
1000,0
1000,0 100,0
100,0
10,0 10,0
1,0 1,0
0,1
0,1
0,0 1
0,0 0
20
40
60
80
100
120
140
160
5
9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53 57 61 65 69 73 77 81 85 89 93 HORAS
180
Horas
psi
Qgas
mm
Qw
psi
Acum.w
1000000,0
1000000,0
100000,0
100000,0
Qg
mm
Qw
Acum.W
10000,0
10000,0
1000,0
1000,0
100,0
100,0 10,0
10,0 1,0
1,0 0,1
0,1 0
5
0 1
5 1
0 2
5 2
0 3
PSI
5 3
0 4
Qg
5 4
0 5
5 5
mm
0 6
5 6
Qw
0 7
5 7
0 8
Acum.w
5 8
0 9
0 5 0 9 1
0,0 0
6
11
16 psi
21 Qg
26 mm
Qw
31
36
41
Acum.w
Flowback en pozos de gas
Ejemplos Flowback de reservorio sobrepresurizado (TGS) 1000000,0
100000,0
10000,0
1000,0
100,0
10,0
1,0
0,1
0,0 0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
1000000,00
Horas
psi
Qgas
mm
Qw
Acum.w
100000,00 10000,00 1000,00 100,00 10,00 1,00 0,10 0,01 1
11
21
31 psi
41 Qg
mm
51 Qw
61
71
Acum.w
Flowback de reservorio con presión normal
(Baja K)
Flowback en pozos de gas
Registro de presión en boca • Se ubicó un sensor de presión en boca de pozo. • Se registró la evolución de presión durante el ensayo de producción. • Se observan tres comportamientos bien definidos: • Ciclo Largo • Declinación constante en el tiempo • Ciclo Medio • Oscilación de presiones “sinusoidales” • Ciclo Corto • Oscilaciones de presiones bruscas y cortas RN-1044: Variación de Pres ión en BDP
1510 1500 1490 1480 p d b n e i s p
1470 1460 1450 1440 1430 1420 0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
2300
2400
2500
2600
2700
2800
minutos
Flowback en pozos de gas
Conceptos de ingeniería • El Flowback depende de varios factores: –Del estilo de completación –Permeabilidad y presión poral –Dimensión de la fractura hidráulica – –Presión en boca de pozo –Tiempo de inicio del Flowback –Cañerías, diámetros –Diámetro del orificio de ensayo –Otros
Flowback en pozos de gas
Flowback Normal
Si
Cerrar pozo para esperar decantamiento y luego realizar flowback controlado. No realizar Cierre Forzado
Barreras Competentes?
No Si Fractura crece hacia Arriba?
Proppant decanta en zona de Interés
Realizar Cierre Forzado
Proppant decanta fuera de la zona de Interés
Realizar un Flowback Controlado.
No
Fractura crece hacia Abajo?
Si
No
Si
Frac. contenida parcialmente?
No
El Q de Flowback debe ser mayor que el Leakoff.
Evaluar volumen de liquido inyectado, recuperado y presiones individuales para control de flowback,
Si
Múltiples Niveles Fracturados Flowback en pozos de gas
¿Que dice la industria? •
Paper SPE 38344 – – – – –
•
Finalizada la fractura, registrar ISIP y abrir pozo fluyendo de 2 a 3.5 BPM (permite recuperar un volumen considerable de agua). Cuando aparece gas, cerrar pozo y retirar Tree Saver. Continuar Flowback comenzando con 16/64 (6,4 mm) y hasta 32/64 (12,7 mm), por 36 a 48 horas. Verificar retorno de agente sostén. Conectar pozo a producción.
Paper SPE 29600 –
ow ac • • • • •
•
epen e e:
La geometría de fractura. Del intervalo punzado con relación al espesor. A la concentración final del agente de sostén. Al leakoff del fluido al final de bombeo y durante el cierre de la fractura. Al crecimiento de la fractura hacia arriba o hacia abajo.
Paper SPE 99445 –
El Flowback depende de: • • •
La limpieza del fluido de fractura aumenta a medida que disminuye su viscosidad. La depositación de gel reduce la conductividad hacia la punta de la fractura. Ensayos de campo muestran longitudes de fractura menores que las calculadas.
Flowback en pozos de gas
Diagrama de flujo Implementado I
Cerrar por 1/2 hr. Abrir
No
No
Si Pozo Fluye?
No
Si
Pozo Fluye?
Usar CTU + N2
Usar CK de 6 mm
Si
Viene Gas?
Si
Viene Arena?
Continuar CK 6 mm
No Si Viene Liquido?
Continuar por 6 mm por 4 horas
Cambiar a CK 8 mm
No
Viene Arena?
Viene Liquido?
Si
Continuar por 8 mm por 8 horas
No
No Si
Cambiar a CK 10 mm
Viene Arena?
No
Si
Viene Liquido?
Continuar por 10 mm por 12 horas
Cambiar a CK 12 mm
Viene Arena?
No
Viene Liquido?
No
No Si Si
Si Continuar por 12 mm por 12 horas
Cambiar a CK 14 mm
Viene Arena?
No
Viene Liquido?
Si
Continuar por 14 mm por 12 horas
Pasa a Ensayo Por Separador
No Flowback en pozos de gas
Lay Out Flowback Tanques de almacenaje liquido
Separador Vertical
Fosa
mega “Chupa”
P
Calderin
Separador Multifasico
Flowback en pozos de gas
Procesos y lecciones aprendidas
• Finalizada la fractura comenzar inmediatamente el Flowback luego del registro de ISIP. • Realizar el Flowback de acuerdo a planilla de Corrida de Orificios. • Si en algún orificio el agua recuperada disminuye, regresar al orificio . . • Si comienza a retornar agente de sostén en un orificio en particular, reducir al orificio anterior.
Flowback en pozos de gas
Procesos y lecciones aprendidas
• El último orificio de limpieza debe coincidir con el último orificio del ensayo final. • Antes de comenzar el ensayo final cerrar pozo por tres horas para decantar agente de sostén y bajar calibre a constatar tope. • Si algún punzado esta tapado, montar la Unidad de Coiled Tubing y limpiar pozo con jet y espuma.
Flowback en pozos de gas
Procesos y lecciones aprendidas
• Completada la etapa de limpieza, comenzar el ensayo por separador de acuerdo a programa de Ingeniería de Reservorios. • Cuantificar de ser posible agente de sostén retornado, ph , . • Muestrear fluidos laboratorio.
e
identificar
para
ensayos
de
• Si no es necesario NO cerrar pozo porque corta la dinámica de la limpieza. • Si se debe cerrar, minimizar el tiempo. Flowback en pozos de gas
Conclusiones • El proceso de Flowback es complejo. • El control estricto es clave para recuperación de agua de fractura. • El
equipamiento
de
superficie
maximizar
debe
reunir
la las
. • La cuantificación de los líquidos retornados asegura la calidad del Flowback realizado. • Estudiar la metodología de cuantificación de los volúmenes iniciales de liquido a través del uso de separadores centrífugos. Flowback en pozos de gas
FIN Gracias…
Flowback en pozos de gas
