06 - Manuel Torres - Pozos Horiz_omech-GeomechWorkshop_PZ March26

8/16/2019 06 - Manuel Torres - Pozos Horiz_omech-GeomechWorkshop_PZ March26

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Modelamiento Geomecánicoen la Estabilidad de Pozos

Horizontales

Modelamiento Geomecánicoen la Estabilidad de Pozos

HorizontalesManuel Ernesto Torres Villalobos, M.Sc.

Ing. Geomecánico SeniorSchlumberger DCS

[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 ftMD, 6856 ftTVD

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 paraoptimizar 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 conAgujero Piloto

(After, Villanueva, Torres & Luquetta, 2008)



Caracterizacion de Pozos Horizontales

GR ARCIROA14 Piloto

GRIROA8

Plan IRO A31 PILOTO

Aprox 415 m

Aprox 162 m

GR ARCIROA14 Piloto

GRIROA8

Plan IRO A31 PILOTO

Aprox 415 m

Aprox 162 m

Offset

HorizontalSin Piloto

ReservoirReservoir

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 TiProductive TiProductive TiProductive Ti

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 fluidosde perforación

• Perfil del pozo complejo

• Difí cil registro con sondas dewireline.

• Altos torques y arrastres

• Ineficiencia en la limpieza delagujero.

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 delYacimiento

• Superar los Problemas de Arenamiento

– Presiones bajas de Drawdown• Problemas de Movilidad (Conificación,

Viscosidad)– Presiones bajas de Drawdown

• Posicionamiento estratégico en elyacimiento

• Reservorios Naturalmente Fracturados

– Anisotrópica de Permeabilidad

Condiciones para el Fracaso• Baja o pobre permeabilidad vertical

• Laminaciones/Intercalaciones

• Levantamiento artifical / Problemas deFlujo

• 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 otrosyacimientos 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, Tiempoexcesivo 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 presionde poro a lo largo de la trayectoria.

MEM PAD A MEM PAD B

overbu

rden

reservo

ir



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 planosFalla de los planosFalla de los planosFalla de los planos

dededede estratificacionestratificacionestratificacionestratificacion

Planos dePlanos dePlanos dePlanos de

estratificaciestratificaciestratificaciestratificacióóóónnnnNNNN

WWWW


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



Falla por TensiFalla por TensiFalla por TensiFalla por Tensióóóónnnn



S3=S3=S3=S3= MinMinMinMin EsfEsfEsfEsf HorizHorizHorizHor iz S hShShSh

S1= Esfuerzo Vert SVS1= Esfuerzo Vert SVS1= Esfuerzo Vert SVS1= Esfuerzo Vert SV







Base PozoBase PozoBase PozoBase PozoNorteNorteNorteNorte


Ventana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de Lodo







Base PozoBase PozoBase PozoBase PozoNorteNorteNorteNorte


Ventana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de LodoVentana de Lodo


Modelos de Falla de pozos de alta inclinación




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 i g h t H

o l e

W a s h e d o u t H o l e

(After, Torres & 2007)



P o w e r D r i v e H o

l e

P o w e r D r i v e

M u d M o t o r

M u d M o t o r

H o l e

After, Melgares & Torres 2007

Obstrucciones para el paso deregistros con cable.

Liners y TR pueden presentarrestricciones frente a huecosapretados

Gradientes de fractura diferentes

dependiendo de la inclinación y elazimuth del pozo

Cementación de seccionesintermedias complejas.

Pega diferencial en yacimientos

depletados

ROP Reducida

Oscilaciones tortuosidad delagujero son menores con

PowerDrive, 20%La tortuosidad del agujeroplaneada se incrementa cerca del90% empleando motores defondo.

Incremento del torque y delarrastre

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 ingenieroscompartir y monitorear coninformación geomecánica y deperforación, simultáneamente

las operaciones, ya se entiempo real o con informaciónya adquirida.

•Se determina la cantidad detiempo de cada operación del

equipo y permite hacerevaluaciones estadísticas.

•Visualización de parámetrosde perforación (DatosDinámicos) y de Geomecánica(Datos Estáticos) utiles paramonitoreo de ROP & ECD vsMEM.•Monitoreo de APWD en tiemporeal.

Análisis de parametros de Perforacion yGeomecanica 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

enaNapo

Napo M1 SS

M1 Limestone

M2 Limestone

Upper U SS

Lower U SS

L a y e r s

9 5/8"Casing

@8223ft

7" Liner@9725ft

5" Casing@10580ft

C a s i n g

E1

E2

Severity

Light

Seriou

Major

obabili

Tight Hole /OverPull

enaNapo

Napo M1 SS

M1 Limestone

M2 Limestone

Upper U SS

Lower U SS

L a y e r s

9 5/8"Casing

@8223ft

7" Liner@9725ft

5" Casing@10580ft

C a s i n g

E1

E2

Severity

Light

Seriou

Major

obabili


enaNapo

Napo M1 C SS

M1 Limestone

M2 Limestone

Upper U SS

Lower U SS

L a y e r s

9 5/8"Casing

@8217ft

7" Liner@9661ft

5" Liner@10518ft

C a s i n g

E1

E3

E4

E2

Severity

Light Cat i

Serious

Major

robabil it

Lo

M e i

Hi g


WellboreStability

enaNapo

Napo M1 C SS

M1 Limestone

M2 Limestone

Upper U SS

Lower U SS

L a y e r s

9 5/8"Casing

@8217ft

7" Liner@9661ft

5" Liner@10518ft

C a s i n g

E1

E3

E4

E2

Severity

Light Cat i

Serious

Major

robabil it

Lo

M e i

Hi g


WellboreStability

Tena

lNapo M1 A SS

M1 C SS

M1 Limestone

M2 Limestone

Upper U SS

Lower U SS

Lower U SS Base

L a y e r s

7" Liner@9268ft

5" Liner@10617ft

C a s i n g

E1

E3

E5

E6

E2

E4

Severity

Light

Serio

Major

babi l


Tena

lNapo M1 A SS

M1 C SS

M1 Limestone

M2 Limestone

Upper U SS

Lower U SS

Lower U SS Base

L a y e r s

7" Liner@9268ft

5" Liner@10617ft

C a s i n g

E1

E3

E5

E6

E2

E4

Severity

Light

Serio

Major

babi l


Tena

Napo

Napo M1 C SS

M1 Limestone

M2 Limestone

Upper U SS

Lower U SS

L a y e r s

9 5/8"Liner

@8615ft

7" Liner@10347ft

5" Casing@10891ft

C a s i n g

E1

E2

E3 E4

Severity

Light

Serious

Major

obabi l i

Tight Hole / OverPull

Tena

Napo

Napo M1 C SS

M1 Limestone

M2 Limestone

Upper U SS

Lower U SS

L a y e r s

9 5/8"Liner

@8615ft

7" Liner@10347ft

5" Casing@10891ft

C a s i n g

E1

E2

E3 E4

Severity

Light

Serious

Major

obabi l i

Tight Hole / OverPull



Optimización de diseño de Fluidos

Diseños con Hidráulica Virtual para

proporcionar condiciones apropiadas para limpiezade agujero.Fluidos de Perforación acorde a las reologíaspropias por cada formación, considerando el gradode fracturamiento natural de la roca.Adición de aditivos de alta reología en las

píldoras de limpieza.Diseño de materiales de puenteo, empleandoanálisis granulométricos.Estimación acertada de la presión del yacimientopara minimizar el riesgo de atrapamiento por

diferencial de presión. Programa de píldoras diseñado con criteriogeomecánico, empleando la zonificación deintervalos de alto colapso

INGENIERIA DE FLUIDOS

*: Mark of MI



Stuck Pipe @ 8,510 ft MD

E-Logs Can not Pass in Tena & Napo Fm

R e s e r v o

i r

R a t H

o l e > > 2 0 0 f t

? ?

D r i l l e

d i n u n s t a b l e

s h a

l e

7” Liner Can Not Pass@9630 &10502 ft MD

Set Liner Off Botton 232 ft



• Estandarización de procesos para asegurar lallegada de los liners al fondo.

• Hidráulica, fuerzas laterales, factores defricción presiones de Swabbing

• Zapatas diseñadas para ayudar a correr elliner en huecos apretados, y escalones deroca.

• Diseño de procesos de circulación paradetectar cualquier comportamiento anormal depresión que sea relacionado o limpieza oinestabilidad de agujero.

• Definición de una presión estabilizada decirculación que permita inferir una buenalimpieza del agujero.

• Procesar las imágenes virtuales de forma de

agujero con la información de LWD parapredecir 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 PeriScope 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 deHoyos 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 10ftDistance to the top beyond 10ftDistance to the top beyond 10ftDistance to the top beyond 10ft –––– Top detectionTop detectionTop detectionTop 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 topHigh Resistivity Zone topHigh Resistivity Zone topHigh 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 decorrelación.

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.

Q f d l i d l l d ? S i i



Que tan profundo es el impacto del lodo? ServicioMudSOLV*

0

0 . 0

6 7

0 . 1

3 3

0 . 2

0 . 2

6 7

0 . 3

3

0 . 6

7

0 . 8

6 7

0 . 9

3 3

1

M u d s o l id s d a ma g e

P o l y me r d a m a g e

F o r ma t i o n f in e s d a m a g e

O v e r a l l d a m a g e0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Mud solids damage

Polymer damage

Formation fines damageOverall damage

Depth into Formation (Meters)

R e d u c t i o n i n P e r m

e a b i l i t y

Max Depth of Filtrate Invasion

DaDaDaDaññññoooo porporporpor InvasionInvasionInvasionInvasion tipica tipica tipica tipica dededede solidossolidossolidossolidos deldeldeldel FluidoFluidoFluidoFluido

dededede perforaciperforaciperforaciperforacióóóónnnn deldeldeldel ReservorioReservorioReservorioReservorio (RDF).(RDF).(RDF).(RDF).

DaDaDaDaññññoooo porporporpor InvasionInvasionInvasionInvasion tipica tipica tipica tipica dededede solidossolidossolidossolidos deldeldeldel FluidoFluidoFluidoFluido

dededede perforaciperforaciperforaciperforacióóóónnnn deldeldeldel ReservorioReservorioReservorioReservorio (RDF).(RDF).(RDF).(RDF).

Servicio de MudSOLV : Diseños Preliminares Caundo



• Evaluación del Riesgo del Proceso

de Completación.

– Dificultades Potenciales de elposicionamiento.

• Herramienta de

Completamiento

• Posicionamiento de

Grava & Fluidos detratamiento.

• 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 l s

Horizontalwells w/ pilot hole

PeriScope15 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 C omparison

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 2 4 6 8 10 12 14

month

K b l s

Horizontal

wells w/ pilot hole

PeriScope15 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 produccióónnen 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

$ U S

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

C o s t A l l i a n c e p e

r w e l 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/BackreamingReaming/BackreamingReaming/BackreamingReaming/Backreaming

Better MWprofileBetter MWprofileBetter MWprofileBetter MWprofile

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

27.326.4

-5.4

3.45.93.8

-15

-13

-11

-9

-7

-5

-3

-1

1

3

5

7

9

11

13

15

17

19

21

23

25

27

29

31

2 0 0 6 W e l l s A v e r a g e

I r o A - 1 4 H ( H P - 2 2 )

I r o A - 3 1 H ( H P - 2 2 )

I r o A 3 0 - H ( H P - 2 2 )

I r o A - 3 2 - H ( H P - 2 2 )

I r o B - 1 9 H ( H P - 1 3 8 )

Wells

D

a y s

Planned Drilling Days

Performance Time

Clean Time

Difference Performance - Program

Linear (Difference Performance - Program)

06 - Manuel Torres - Pozos Horiz_omech-GeomechWorkshop_PZ March26

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