descripccion de las operaciones del pozo sg 103

INFORMACIÓN HISTÓRICA DEL POZO SG – 103.

Se inició perforación en la fecha del 02/05/1951.

- Completaciòn Original (Junio, 1951):

Arenas Completadas

Tipo y Método de Completaciòn

Prod. Acreditada al Trabajo

(BBLS)

Otros Prospectos Probados

R0 Doble Zona Flujo Natural

- - - U3

R1U 16.021

Tabla Nº 1. Fuente: PDVSA

Se Perforo arena U3 (8570’ – 8580’) con 4 TTP, se evaluó y cemento. Se perforo

arena R0 (7980’ – 7983’), se avaluó y fluyo 534 BNPD, 1110 PCN/BN, 1050 LPC,

Red. ¼’’. Se reperforo arena R0 (7983’ – 7990’) y se perforo arena R1U (8058’ –

8064’), se evaluó ambas arenas. Se completó pozo flujo natural en la arenas R0 Y

R1U.

Pruebas Iniciales:

Arena Intervalo BPPD RED Presión(LPC) RGP º API % AYS

R0 7980’ - 7990’ 540 1/4 1000 1080 32,9 0

7980’ - 7983’ 534 1/4 1050 1110 33,6 0

R1U 8058’ - 8064’ 493 1/4 1090 986 33,8 0

U3 8570’ - 8580’ Suabèo Crudo de 25%, 6 % Arena, 6 % Sedimentos, 2 % Agua


- Workover Nº 1( Agosto, 1951):

Arenas Abandonadas

Arenas Completadas



(BBLS)


R1U N2I

Doble Zona Flujo Natural 79.146

- - - R0 258.820


La arena R1U fue encontrada sin aporte y cerrada por no lograr producir en Julio-

1951. Se cemento arena R1U (8058’ – 8064’). Se perforo arena N2I (7745’ –

7755’). Se completó pozo doble zona en las arenas N2I (7745’ – 7755’) y R0

(7980’ – 7990’).

Pruebas con Taladro en Sitio:


N2I 7745’ – 7755’ 219 1/4 400 780 31,5 0,2

R0 7980’ – 7990’ 583 ¼ 1100 950 33,9 0,2


- Workover Nº 2 (Enero, 1953):

Arenas Abandonadas

Arenas Completadas



(BBLS)


N2I P2, P3 Sencillo, Flujo Natural 76.679 O2

R0


Las arenas R0 y N2I fueron cerradas por producir con alto RGP.. Se cemento las

arenas R0 (7980’ – 7990’) y N2I (7745’ – 7755’). Se recemento arena N2I (7745’ –

7755’). Se perforo la arena P2 (7928’ – 7933’), se evaluó y no fluyo. Se reperforo

arena P2 (7907’ – 7920’) Y se perforo arena O2 (7834’ 7847’), se avaluó arenas

P2 y O2, se cemento arena O2. Se perforo arena N2I (7745’ – 7755’), Se evaluó y

cementó. Se completó pozo en conjunto sencillo flujo natural en las arenas P2

(7907’ – 7920’) y P3 (7928’ - 7933’).



P2 7907’ – 7920’ 430 1/4 765 685 33,5 0,1

P3 7928’ – 7933’

O2 7834’ – 7847’ Fluyó Gas Seco, 2500 LPC, RED. 1/4’’

N2I 7745’ – 7755’ Fluyó Gas y Agua


- Workover Nº 3 (Enero, 1954):

Arenas Abandonadas

Arenas Completadas



(BBLS)


P2, P3 R1U Sencillo, Flujo Natural 16.169 15, M3, P1, U3


La arena P2 fue cerrada por producir con alto RGP (3520 PCN/BN), se cemento

arenas P2 (7907’ – 7920’) y P3 (7928’ – 7933’). Se reperforo arena P2 (7915’ –

7920’), Se aplicó Suabèo y achico seco. Se reperforo arena P2 (7913’ – 7918’), se

evaluó sin entrada de fluido. Se perforo arena P1 (7889’ – 7894’), fluyo gas con

450 Lpc y reductor de ¼’’. Se perforo arena M3 (7612’ – 7622’), se aplicó suabèo

arena 100% agua. Se cemento arena M3 (7612’ – 7622’) Se perforo arena 15

(6906’ – 6911’), se probó 100% agua y cementó. Se cemento arenas P2 (7913’ –

7920’) Y P1 (7889’- 7894’). Se reperforo la arena U3 (8570’ – 8580’), se evaluó

agua y cemento. Se perforo arena R1U (8044’ – 8050’) y avalúo. Se completó el

pozo sencillo selectivo flujo natural en la arena R1U.



15 6906’ – 6911 Se evaluó 100% agua (1773 PPMCL)

M3 7612’ – 7622’ Se evaluó 100% agua (4864 PPMCL)

P1 7889’ – 7894’ Se evaluó gas, 450 Lpc, Red 1/4’’

P2 7913’ – 7920’ Se evaluó seco

R1U 8044’ – 8050’ 354 1/4’’ 780 880 33,1 0,1

U3 8570’ 8550’ DST: Muy pequeñas cantidades de gas y agua (2080 PPMCL)


- Reparación Nº 1 (Marzo, 1955):

Arenas Abandonadas

Arenas Completadas



(BBLS)


- - - R1U Sencillo con Equipo de

Gas Lift. 5.087 - - -


La arena R1U declino su producción hasta Mayo – 1954 cuando murió. Se cambió

método de Completaciòn. Pozo completado sencillo con equipo de Gas Lift en la

arena R1U (8044’ – 8050’).


Arena Intervalo BPPD RED Presión (LPC) RGP º API % AYS

R1U 8044’ – 8050’ 180 SR 60 568 27,2 80


- Reacondicionamiento Permanente Nº 1 (Febrero, 1978):

Arenas Abandonadas

Arenas Completadas



(BBLS)


R1U

P2

Sencillo Selectivo con Equipo de Gas Lift.

150.586

- - - R0 580.543

U3 4.071


La arena R1U se encontraba inactiva por producir con alto RGP. Se cemento

arena R1U (8044’ – 8050’). Se perforo arena U3 (8569’ – 8575’), se evaluó seco.

Se reperforo arena U3 (8569’ – 8579’), se evaluó poca entrada de fluido. Se

perforo R0 (7987’ – 7992’) y evaluó. Se reperforo la arena P2 (7910’ – 7915’) y se

evaluó. Se completó pozo Sencillo Selectivo con Equipo de Gas Lift en las arenas

U3 (8569’ – 8579’) y P2 (7910’ – 7915’).


Arena Intervalo BPPD RED Presión (LPC) RGP º API % AYS

P2 7910’ – 7915’ NR 5/16 1350 NR 52 1,6

R0 7987’ – 7992’ 540 5/16 600 1236 31,8 0,1

U3 8569’ – 8579’ Evaluó 1,8 % A y S, 4255 PPM, 25º API


- Reparación Nº 2 (Abril, 2009):

Arenas Abandonadas

Arenas Completadas



(BBLS)


- - -

P2

Sencillo Selectivo con Equipo de Gas Lift.

1.054

- - - R0 - - -

U3 - - -


Se corrió registros de Inspección de Revestidor y Ultrasónico de Cemento desde

8000’ hasta superficie, adicionalmente registros de ruidos y temperatura desde

8250’ hasta superficie. Se evaluó pozo sin flujo de fluidos detrás del Revestidor.

Se completó pozo Sencillo Selectivo con Equipo de Gas Lift en las arenas U3

(8569’ – 8579’), R0 (7987’ – 7992’) y P2 (7910’ – 7915’).

ULTIMAS PRUEBAS REPRESENTATIVAS Y ACTUALES DEL POZO SG – 103

Arena (Yac) EDO Fecha

Qt (BBPD)

Qo

(BNPD)

Qg Total (MPCD)

Qg Form (MPCN)

Qg Lift MPCN)

RGP

(PCN/BN)

AyS (%)

API (º)

Red

(PULG)

Presión (LPC)

P2(SG-103) EWS 08/2007 241 24 582 329 253 13.708 90 30 ½’’ 80

R0(BVR-6)

EZN 10/1988 168 37 480 480 0 12.937 78 30 ¼’’ 140

U3(SG-103) EZN 01/1988 28 28 239 239 0 8.522 3 25 ½’’ 160


El 27/12/2010 se realizó una prueba con Well Tensting al pozo SG – 103, arena

U3 y la misma tuvo el siguiente resultado:

PLin: 90 LPC, PCab: 90 LPC, PCsg: 660 LPC, LPCst: 850 LPC, BBPD: 0,

BNPD: 0, GasT: 0,370 MMPCGD, AyS: 0,4%

Pozo fluyendo deficiente se ajustó Gas Lift se tomó Nivel de Fluido, donde se

reflejó lo siguiente:

NF (TBG): 3118’, NF (CSG): 6969’

- DIAGRAMA MECÁNICO ACTUAL DEL POZO SG-103

Nota: Todas las profundidades estan referidas a la profundidad de la mesa rotatoria

Diagrama Nº 1. Fuente: PDVSA

PROPUESTA PARA EL REACONDICIONAMIENTO PERMANENTE Nº 2 EN EL

POZO SG – 103.

La Gerencia de yacimientos de PDVSA – Gas San Tomé, solicitó ante el MPPPM

la aprobación del Reacondicionamiento Permanente Nº 2, el cual consiste en

abandonar las arenas P2 (7910’ – 7915’), R0 (7987’ – 7992’) en estado AWL y la

arena U3 (8569’ – 8597’) en estado AEL. Cañonear, evaluar y completar el pozo

sencillo selectivo con equipo de Gas Lift en las arenas N2I (7740’ – 7750’), L2U

(7291’ – 7298’) y L3 (7374’ – 7380’). El pozo SG – 103 se encuentra aprobado en

el Plan de Desarrollo 2012 en el yacimiento N2I (SG – 102) que soporta el

proyecto Boca de Producción Gas San Tomé. Adicionalmente se realiza captura

de información, lo cual es necesario para la caracterización de los yacimientos L3

(SG – 102) y L2U (SG – 107). El yacimiento L3 (SG – 102) es un objetivo de

reservas probables, el cual fue aprobado por parte de la Dirección General de

Exploración y Producción de Hidrocarburos para su cañoneo y completaciòn con

el fin de realizar la captura de data del mismo (pruebas oficiales de producción)

para la actualización de las reservas. El yacimiento L2U (SG – 107) es un objetivo

de reservas probadas, sin embargo no existen pozos probados en el yacimiento,

por lo cual se solicita la autorización para su cañoneo y completaciòn con el fin de

realizar la captura de data del mismo para la actualización de sus reservas. Los

yacimientos L2U (SG – 107) y L3 (SG – 102) no se abrirán a producción hasta

tanto se apruebe y autorice la nueva interpretación geológica derivada de la

captura de información, por tal motivo, no comprometen volumetría asociada.

Adicionalmente, el pozo SG – 103 se encuentra en el plan de explotación del

yacimiento N2I (SG – 102).

El propósito es disponer del pozo SG – 103 para drenar las reservas de

hidrocarburos de la arena N2I, principalmente gas, lo que permitirá el

mantenimiento del proyecto Boca de Producción Gas San Tome. Adicionalmente

se requiere realizar captura de data en las arenas L2I y L3.

DESCRIPCIÓN DE LAS ARENAS PROPUESTAS PARA COMPLETACIÒN

Yacimiento N2I (SG – 102): Es un yacimiento d petróleo liviano, con gravedad

30,7º API, cuenta con un área de 10.160 acres y un volumen de 132.365 acres-

pies. En el pozo SG – 103 la arena N2I presenta un espesor de 7’ ANP. El

yacimiento inicio su vida productiva ene l año de 1951 con tasa iniciales de 400

BNPD de petróleo aproximadamente. El yacimiento fue sometido a un proyecto de

recuperación secundaria por inyección de gas desde el año 1955 hasta el año

1998. Actualmente produce por depleción natural (expansión de las rocas y los

fluidos). Presenta unas reservas remanentes de 38.322 MBN de petróleo y 74.238

MMPCN de gas, con una inyección acumulada de 66.616 MMPCN de gas. El pozo

SG – 103 se encuentra en el tope del yacimiento, vecino al pozo SG – 116, en el

cual inyecto 21.315 MMPCN de gas, fue perforada y completada en el intervalo

(7745’ – 7755’) en el reacondicionamiento permanente Nº 1 efectuado en Agosto

de 1951 y fue abandonada en Enero de 1953 por producir con alta Relación Gas

Petroleó, logrando acumular hasta esa fecha 79.146 BN de petróleo, 94.392

MPCN de gas y 127 BN de agua.

Actualmente el yacimiento posee un solo pozo activo (BCR – 17) ubicado a 137’

buzamiento abajo del pozo SG- 103, se encuentra produciendo con una tasa de

petróleo de 98 BNPD, 437 MPCN de gas de formación, 27º API, 180 LPC, sin

reductor, 50 % AyS, 4459 PCN/BN y con equipo de gas Lift, debido a que el

yacimiento no cuenta con suficiente energía para producir naturalmente,

corroborado por el comportamiento de producción de los pozos completados. El

registro BHP/BHT tomado en el pozo BVR – 21 en Diciembre 2009, reporta 900

lpc de presión en el yacimiento; sin embargo se considera que esta arena aun

cuenta con potencial que puede explotarse con la ayuda de método de

levantamiento artificial.

Tomando en cuenta la producción de pozos vecinos al SG – 103, se recomienda

recañonear la N2I en el intervalo (7740’ – 7750’) y completar el pozo sencillo con

equipo de gas Lift.

Yacimiento L2U (SG – 107): Corresponde a un yacimiento probado de petróleo

liviano, con gravedad 33º API tiene un área de 578 acres y un volumen de 3.469

acres-pies. En el pozo SG – 103 la arena L2U tiene un espesor neto petrolífero de

7 pies. La arena L2U cuenta con una presión original calculada de 2826 Lpc y

unas Reservas Remanentes de 691 MBN de petróleo y 2.155 MMPCN de gas. El

yacimiento se encuentra atravesado por pozos interpretado, se propone cañonear

la arena L2U En el intervalo (7291’ – 7298’) para captura de data (BHP, PVT y

Build Up) con el fin de caracterizar el yacimiento, definir los limites, pruebas

oficiales de producción y actualizar sus reservas. La aprobación de esta

avaluación fue emitida por la Dirección General de Explotación y Producción de

Hidrocarburos (MPPPM) y el yacimiento no se abrirá a producción hasta tanto se

apruebe y autorice la nueva interpretación geológica derivada de la captura de

información, por tal motivo, no se compromete volumetría asociada.

Yacimiento L3 (SG – 102): Corresponde a un yacimiento probable de petróleo y

gas asociado, con gravedad promedio de 34, 4º API, y gravedad especifica de

petróleo y gas de 0,853 y 0,800 respectivamente. El mismo cuenta con un área de

1.060 acres y un volumen de 5.995 acres-pies. En el pozo SG – 103 la arena L3

presenta 2 lentes, uno de 4’ y el otro de 2’.La arena L3 cuenta con una presión

original calculada de 2855 Lpc y unas Reserva Recuperables de 1186 MBN de

petróleo y 1357 MMPCN de gas. El yacimiento se encuentra conformado por 13

pozos, los cuales se encuentran en estado interpretado. Por tal razón se propone

cañonear la arena L3 en el intervalo (7374’ – 7380’) para realizar la captura de

data (BHP, PVT Y Build Up) con el fin de caracterizar el yacimiento, definir los

limites, pruebas oficiales de producción y pasar las reservas de probables a

probadas. Esta propuesta fue aprobada por la Dirección General de Explotación y

Producción de Hidrocarburos (MPPPM), solo para captura de data. Por lo cual el

yacimiento no se abrirá a producción hasta tanto se apruebe y autorice la nueva

interpretación geológica derivada de la captura de información, por esta razón no

compromete volumetría asociada.

PROCEDIMIENTO OPERACIONAL PARA EL REACONDICIONAMIENTO Nº 2

DEL POZO SG – 103.

1- Controlar la presión del pozo. Utilizar fluido limpio de peso específico

necesario para controlar la presión de las arenas a trabajar en el pozo

(Salmuera de 8,4 Lpg).

2- Quitar Árbol de Navidad e insertar BOP.

3- Recuperar equipo de Completaciòn actual con válvulas de gas Lift.

4- Abandonar con TDH a 8400’ y 7900’, las arenas U3 (8569’ – 8579’), R0

(7987’ – 7992’) y p2 (7910’ – 7915’). Realizar prueba de presión contra TDH

a 7900’ y probar las arenas cementadas 15, M3 y N2I.

5- Vestir equipo de guaya eléctrica y corre registro RST desde 7800’ hasta

6500’, para confirmar los intervalos a cañonear y los prospectos

remanentes.

6- Circular pozo con fluido de baja densidad Tofa (7,2 lpg). Reemplazar

salmuera con Tofa.

7- Bajar cañones TCP y empacadura recuperable. Recañonear la arena N2I

(7740’ – 7750’) (10’) con cañones de 3-3/8, alta penetración, 6 TTP con un

bajo balance de 400 Lpc (nivel de fluido aproximadamente de 6650’ con

fluido Tofa de 7,2 Lpg). Evaluar la arena hasta obtener prueba

representativa. Sacar TCP recuperable con empacadura de prueba.

8- Asentar empacadura permanente con tapón expulsable a +/- 7710’.

9- Circular pozo con salmuera 8,4 Lpg. Reemplazar Tofa por salmuera.

10- Perforar con cañones de 3-3/8, Casing Gun, alta penetración 6 TTP, las

arenas L3 (7374’ – 7380’) (6’) y L2U (7291’ – 7298’) (7’). Evaluar ambas

arenas por separado. Si los resultados obtenidos no son satisfactorios

abandonar con cemento.

11- Bajar Equipo de Completaciòn con Válvulas de Gas Lift y completar las

arenas N2I, L3 y L2U. dejar abierta a producción la arena N2I con tubería

de 2-3/8’’.

12- Quitar BOP e instalar Árbol de Navidad.

13- Asegurar el pozo, desvestir equipo y mudar a otro pozo.

Nota: Todas las profundidades estan referidas a la profundidad de la mesa rotatoria

Diagrama Nº 1. Fuente: PDVSA

descripccion de las operaciones del pozo sg 103

Education