Proceso Por Flowback

FLOWBACK EN POZOSFLOWBACK EN POZOSDE GASDE GASFLOWBACK EN POZOSFLOWBACK EN POZOSDE GASDE GAS

Importancia y OptimizaciónImportancia y OptimizaciónImportancia y OptimizaciónImportancia y Optimización

Flowback en pozosFlowback en pozos de gasde gas

Importancia y OptimizaciónImportancia y OptimizaciónImportancia y OptimizaciónImportancia y Optimización

AgendaAgenda

• Concepto

• Su importancia

• Procesos operativos


• Procesos operativos

• Experiencias en pozos de gas

• Lecciones aprendidas

• Conclusiones

Ing. Edgardo R. [email protected]

Ingeniería de PozosPetrobras Argentina S.A.

Concepto de FlowbackConcepto de Flowback

• Es el proceso que permite a los fluidos inyectadosal pozo fluir a superficie después de untratamiento; en preparación de algún tratamientoposterior o para limpieza y puesta en producción


posterior o para limpieza y puesta en produccióndel pozo.

• En general se realiza luego de una estimulación.

Importancia del FlowbackImportancia del Flowback

• El proceso del Flowback aplicado a la limpieza postfractura es clave para el rendimiento futuro del pozoestimulado.

• La limpieza del fluido de fractura debe maximizarsepara lograr una recuperación efectiva.


para lograr una recuperación efectiva.

• El acomodamiento del pack de fractura debe serrealizado de manera inmediata para disminuir ladevolución de agente sostén.

Controles de FlowbackControles de Flowback

• Los controles que se realizan son:

– Caudales de gas, de agua, de hidrocarburo

– Presiones

– Densidades y salinidades de fluidos retornados


– Densidades y salinidades de fluidos retornados

– pH

– Viscosidades

– Sólidos

– Agente de sostén

Implementación en superficieImplementación en superficie

• Equipamiento adecuado para realizar el Flowback de manera segura:

– Líneas de alta presión

– Manifold


– Manifold

– Reducción porta orificio

– Separador multifasico

– Calentador

• 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


“Omega” de salida vertical

Curvatura gradual

Grúa soporteLíneas de

Fracturamiento


Cabezal dedoble entrada

Choke manifold

• Tanques de recepción de fluidos

• Líneas de flujo

• Separador

• Calderin

• Fosa



Seguimiento de la limpieza post fracturaSeguimiento de la limpieza post fractura

• Planilla con Corrida de Orificios.

• Control de los fluidos retornados a fosa.

• Control de los fluidos por separador y

tanques.

• Ensayo general del pozo.

Horas mm

4 4

10 6

12 8

12 10

12 12

Planilla de Corrida de Orificios


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 Presion boca. Separador Caudales Densidades G.O.R R.G.L. Produccion acumuladaPlaca Presion Temp. Presion Temp. Gas Oil Agua Gas Oil Agua Total Gas Oil Agua

dd/mm/aa hh:mm Hs. mm Pulg Psia ºC Psig ºC m³/d m³/h m³/h Aire=1 gr/cm³ gr/cm³ m³/m³ m³/m³ m³ m³ m³

Graficas típicasGraficas típicas

0,0

0,1

1,0

10,0

100,0

1000,0

10000,0

100000,0

1000000,0

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

Horas

0,0

0,1

1,0

10,0

100,0

1000,0

10000,0

100000,0

1000000,0

1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53 57 61 65 69 73 77 81 85 89 93

HORAS


psi Qgas mm Qw Acum.w psi Qg mm Qw Acum.W

0,1

1,0

10,0

100,0

1000,0

10000,0

100000,0

1000000,0

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100

PSI Qg mm Qw Acum.w

0,0

0,1

1,0

10,0

100,0

1000,0

10000,0

100000,0

1000000,0

0 6 11 16 21 26 31 36 41

psi Qg mm Qw Acum.w

EjemplosEjemplos

Flowback de reservorio sobrepresurizado (TGS)

0,0

0,1

1,0

10,0

100,0

1000,0

10000,0

100000,0

1000000,0


0,0

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

Horas

psi Qgas mm Qw Acum.w

0,01

0,10

1,00

10,00

100,00

1000,00

10000,00

100000,00

1000000,00

1 11 21 31 41 51 61 71

psi Qg mm Qw Acum.w

Flowback de reservorio con presión normal (Baja K)

Registro de presión en bocaRegistro 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

1520


1420

1430

1440

1450

1460

1470

1480

1490

1500

1510

1520

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

m inutos

psi e

n bd

p

Conceptos de ingenieríaConceptos de ingeniería

• El Flowback depende de varios factores:

–Del estilo de completación

–Permeabilidad y presión poral

–Dimensión de la fractura hidráulica

–Tipo de fluido de fracturamiento, viscosidad


–Tipo de fluido de fracturamiento, viscosidad

–Presión en boca de pozo

–Tiempo de inicio del Flowback

–Cañerías, diámetros

–Diámetro del orificio de ensayo

–Otros

No

Fractura crecehacia Arriba?

Si

Si

No

BarrerasCompetentes?

SiFlowbackNormal

Proppant decantaen zona de Interés

Cerrar pozo para esperar decantamiento y luego realizar flowback controlado.No realizar Cierre Forzado

Realizar Cierre Forzado


Proppant decantafuera de la zonade Interés

SiFractura crecehacia Abajo?

Frac. contenida parcialmente?

Si

No

Realizar un FlowbackControlado.

Múltiples NivelesFracturados

NoSi

Evaluar volumende liquido inyectado, recuperadoy presiones individuales para controlde flowback, El Q de Flowback debe

ser mayor que el Leakoff.

¿Que dice la industria?¿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

– El Flowback depende de:


– El Flowback depende de:• 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.

Diagrama de flujo ImplementadoDiagrama de flujo Implementado

I

PozoFluye?

Si

Usar CTU+ N2

PozoFluye?

No

Usar CKde 6 mm

VieneGas?

No

Continuar CK 6 mm

VieneArena?

Cerrar por1/2 hr. Abrir

No

VieneLiquido?

Continuar por6 mm por

4 horas

Cambiar a CK 8 mm

No

VieneArena?

Si

VieneLiquido?


8 horas

No Si

No

Si

Si

Si

No


No No

Cambiar a CK 10 mm

VieneArena?

VieneLiquido?


12 horas

No Si

No

Si

Cambiar a CK 12 mm

VieneArena?

VieneLiquido?

No

Si


12 horas

No

Si

Cambiar a CK 14 mm

VieneArena?

VieneLiquido?

No

Si


12 horas

Si

No

Pasa a EnsayoPor Separador

Lay Out FlowbackLay Out Flowback

Separador Vertical

Omega

Fosa

Tanques de almacenaje liquido


P

SeparadorMultifasico

Omega

Calderin

“Chupa”

Procesos y lecciones aprendidasProcesos y lecciones aprendidas

• Finalizada la fractura comenzar inmediatamente el Flowback luegodel registro de ISIP.

• Realizar el Flowback de acuerdo a planilla de Corrida de Orificios.

• Si en algún orificio el agua recuperada disminuye, regresar al orificioanterior. Analizar.


anterior. Analizar.

• Si comienza a retornar agente de sostén en un orificio en particular,reducir al orificio anterior.

• El último orificio de limpieza debe coincidir con el últimoorificio del ensayo final.

• Antes de comenzar el ensayo final cerrar pozo por treshoras para decantar agente de sostén y bajar calibre aconstatar tope.



constatar tope.

• Si algún punzado esta tapado, montar la Unidad de CoiledTubing y limpiar pozo con jet y espuma.

• Completada la etapa de limpieza, comenzar el ensayo porseparador de acuerdo a programa de Ingeniería deReservorios.

• Cuantificar de ser posible agente de sostén retornado, phdel fluido, densidad y viscosidad.



del fluido, densidad y viscosidad.

• Muestrear fluidos e identificar para ensayos delaboratorio.

• Si no es necesario NO cerrar pozo porque corta ladinámica de la limpieza.

• Si se debe cerrar, minimizar el tiempo.

ConclusionesConclusiones

• El proceso de Flowback es complejo.

• El control estricto es clave para maximizar larecuperación de agua de fractura.

• El equipamiento de superficie debe reunir lascondiciones de seguridad para la operación.


condiciones de seguridad para la operación.

• La cuantificación de los líquidos retornados asegura lacalidad del Flowback realizado.

• Estudiar la metodología de cuantificación de losvolúmenes iniciales de liquido a través del uso deseparadores centrífugos.

FINFIN


Gracias…

Proceso Por Flowback

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