Cañoneo auto desprendible, análisis de presión y caudal transiente, en la optimización de la completación inicial y producción definitiva de pozos

• Dorian, Jaramillo ^[1]
  1. [1] Empresa Nacional del Petróleo. Quito - Ecuador
• Localización: FIGEMPA: Investigación y Desarrollo, ISSN-e 2602-8484, Vol. 11, Nº. 1, 2021 (Ejemplar dedicado a: Renacer), págs. 21-29
• Idioma: español
• Títulos paralelos:
  • Well completion optimization using automatic-release guns, pressure and rate transient analysis
• Enlaces
  • Texto completo (pdf)
• Resumen
  • español

    Se presenta una iniciativa operativa para la completación y evaluación inicial de reservorios que utiliza los conceptos del análisis de declinación de presión y caudal transiente para el cálculo del potencial de pozo y solicitud de tasa al Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables (MERNNR) sin la necesidad de realizar una prueba de restauración de presión y reduciendo el tiempo para la puesta en producción definitiva. El procedimiento se basa en el uso de cañones auto desprendibles, BHA’s con equipos BES y sensores de presión con transmisión a tiempo real. Previo a la activación de los cañones, se desplaza la BES, se evacua el fluido para generar el “Bajo Balance” y una vez que los cañones se activen, el pozo entra en fase de surgencia y por equilibrio hidrostático se alcanza condiciones cercanas a la presión estática de reservorio. Luego de 12h del cañoneo, se enciende el equipo BES a frecuencia y con parámetros de superficie constantes. Los datos de presión y caudal permiten calcular el potencial de pozo. El uso de tecnologías de cañoneo auto desprendible y equipos BES con sensores de presión y monitoreo en “real time”, permite diseñar una propuesta diferente para la evaluación inicial de pozos, previo a la solicitud de fijación de tasa por parte del MERNNR en el Ecuador.  La propuesta tradicional incluía el uso de BHA’s de evaluación con bomba jet más el uso de memorias para el Build Up. Bajo esta metodología se lograba estimar el potencial del pozo antes de bajar completación definitiva (BES en la mayoría de los casos). El tiempo promedio transcurrido entre la terminación del registro de cemento y la puesta en producción definitiva era de +/- 16 días asumiendo que se usa el mismo equipo de perforación en la completación lo cual resulta costoso. En el caso de usar un Rig de Reacondicionamiento para la fase de completación, se debe considerar el tiempo asociado al cambio de Rig (+/- 15 días). El objetivo de ENAP desde el 2018 fue optimizar los tiempos de completación y determinar el potencial del pozo para obtener la fijación de tasa por parte del MERNNR. El resultado obtenido permitió reducir a 7 días el tiempo entre la culminación del registro de cemento y la puesta en producción definitiva

  • English

    An operational initiative for the initial completion and evaluation of reservoirs is presented. It uses the concepts of pressure and rate transient analysis to calculate well potential and rate request to the Ministry of Energy and Non-Renewable Natural Resources (MERNNR), without the need to perform a Build Up test and reducing the time to definitive well commissioning. The procedure is based on the use of automatic-release guns, BHA's with ESP equipment and pressure sensors with real-time transmission. Prior to the activation of the guns, the ESP is installed , the well fluid is evacuated to generate “Low Balance Conditions” and once the cannons are activated, the well enters to the emerging phase and by hydrostatic balance conditions, the well pressure is approaching to the static reservoir pressure. After 12h of the gunfire, the ESP equipment is turned on with constant surface parameters. The pressure and flow data allow to calculate the well potential. The use of automatic-release gun technologies and ESP equipment with "real time" pressure monitoring allows to design a different proposal for the initial evaluation of wells, prior to the request for maximum oil rate setting by MERNNR in Ecuador.  The traditional proposal included the use of BHA's jet pump evaluation and memory gauge for Build Up Test. Under this methodology it was possible to estimate the potential of the well before installing final completion (ESP in most cases). The average time elapsed between the cement log and the well commissioning was +/- 16 days assuming that the same drilling rig is used in the completion which is costly. In case of using a Workover Rig for the completion phase, the time associated increases (+/- 15 days. ENAP's goal since 2018 was to optimize completion times and determine the well potential to obtain maximum oil rate setting by MERNNR. The result was to reduce the time between the completion of the cement register and the definitive production to 7 days.