Monitoreo de presiones analisis para intervenciones con Drilling y WO/PULL
1. Presiones ZONAS SUR y CENTRO
Iny. Cerrada Total
XXZZ. -1887
Iny. cerrada por Perf
& Sobrepresión de
Reservorio. -1500
< 115% -705
115%-140% -550
>140% -245
Iny. cerrada despresu. -275
ZONA SUR
ZONA CENTRO
625 875
0
200
400
600
800
1000
Reducción/Cierrepor
sobrepresión de reservorio
Se cierra o restrinjeinyector en
superficie por intervención de
equipo detorre en locación
cercana
PérdidaInyección AG
Total
Descripción
Suma de Pérdida [m³]
Proyecto de Secundaria Día Operativo
Historia de evolución de presiones, Conformance de
Inyección y Pérdidas de Inyección del Proyecto XXZZ
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
2.000
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
I-Choke(m3/d)
Injection(m3/d)
I-choke Plan Pérdidas Inj Total Injection ACT
Total Injection PC Liq ACT Liq PC
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Inj. Conformance (%)
Conf. 2014
Conf. 2013
PERDIDAS DE INYECCION
2. POZO-
INYECTOR B
Sep-14
POZO-
INYECTOR C
POZO-
INYECTOR D
POZO-
INYECTOR A
Oct-14
P A G-9 P A G-916 P A G-803 P A G-892 P A
ILD[Ohm.m]
000020
CILD
600 50
SP ED[mV]
-80 20
SP ED[mV]-1
R85OR20O
R85O
000020
R20O
0 20
DP RS
030
SP ED[mV]
-80 20
SP ED[mV]-1
ILD[Ohm.m]SFLA [Ohm.m]
ILD[Ohm.m]
000020
SFLA [Ohm.m]
0 20
CILD
600 50
DP HI
030
SP ED[mV]
-80 20
SP ED[mV]-1
HDRS[Ohm.m]HO24[Ohm.m]
HDRS[Ohm.m]
000020
HO24[Ohm.m]
0 20
HDCN
600 50
DP HI
030
SP ED[mV]
-80 20
SP ED[mV]-1
HT2
H
H
[mM D]
0
500
1000
1500
A 06
B 04
B 08
B 11
B 12
B 17
B 20B 21
A 23
B 01
B 02
B 06
B 11
B 12
B 17
B 19
B 21A
B 22
C01
C03
A 23
B 01B 02
B 06
B 08
B 11
B 12
B 17
B 22
C01
A 23
B 01B 02
B 06
B 08
B 11
B 12
B 17
B 20
B 22
A 06
A 20
B 02
B 06
B 08
B 17
B 22150%,25
92%,30
158%,35
163%,40
108%,30
132%,50
162%,20
110%,45
116%,45
99%,30
143%,50
161%,35
125%,35
135%,55
151%,55
121%,0
94%,30
117%,20
86%,55
96%,35
92%,35
77%,50
134%,40
73%,30
Iny. Cerrado/ x
Perf: POZO-XX3
Iny. Cerrado/ x Perf:
POZO-XX1 / POZO-
XX2
Iny. Cerrado/ x
Perf: PAG-XX4
Iny. Cerrado/ x Perf:
PAG-XX5 / POZO-XX6
Iny cerrada por Perf &
sobre presión en
Reservorio ZONA Sur. -875
< 115% -425
115%-140% -205
>140% -245
s/d %,30
s/d %,40
Correlación de Capas - Zona Sur – Proyecto (Nov-14)
6. De acuerdo a los datos de Memory, las capas que muestran mayor presión en el Iny POZO INYECT A son (Capas del MN6 B01 / B02 (133%)
Se interpretaron en función de DATOS de pozo inyector y pozos vecinos:
✓ SRT
✓ Historia de Movimiento de válvulas
✓ Minifract Defit ; Pozos vecinos (TRABAJOS DE WORKOVER)
Quizás las capas T02 T01 no tienen buena transmisibilidad por ser de baja permeabilidad y quizás limitado por alguna falla.
Refuerzan esta interpretación el SCREEN OUT en la fractura que se intentó realizar en el POZO VECINO 1 (394m de distancia del Inyector) en las
capas Z23 y Z02. También se observa falta de pozos punzados hacia el este del inyector:
Capas B02 B01
POZO VECINO 1 Sin Punzar (abandonado)
POZO VECINO 2Sin Punzar (abandonado)
POZO VECINO 3Punzada (abandonado)
POZO VECINO 4ensayó 520lth/h Wcut 88% (año 2012)
POZO VECINO 5 Fracturada P° de Fract: 1769psi ensayó: 400lts/h Wcut 30%
Presiones– Zona Sur – Análisis de la Información CON POZOS
VECINOS AL POZO INYECTOR A
7. La campaña de mediciones de presiones con Memorys Gauges en el proyecto se ha realizado lo siguiente:
RECURSOS y MEDICIONES:
• 2 equipos de WL/SL
• 149 Mediciones acumuladas en el año
• 13 pozos inyectores medidos
DESAFIOS a CORTO PLAZO:
• Bajar presión de inyección (Malla piloto) actual en 1800 psi a 800 mts de profundidad promedio
• Realizar Mediciones con WL:
1. Medir admisión de capas en pozos Inyectores
2. Medir desplazamiento de capas del pozo inyector con el pozo cerrado y a tanqueta.
• Realizar campaña de perforación masiva (previa despresurización), es decir perforar todos juntos/cercano en el
tiempo
• Realizar WO en pozos productores con objetivos de obtener información (Ensayos largos, Build Up, Re fracturas,
etc.)
• Realizar el SOR post-perforación de pozo nuevo para poder entender la información y ajustar el Modelo Estático
• Evaluar opción de perforar los pozos con casing drilling.
Realizado por:
Luis Ezequiel Juárez
Técnico en Perforaciones
Recursos Utilizados Año 2014 y Desafíos Cercanos