Nueva estrategia de completación de pozos de gas altamente inclinados en formaciones someras no consolidadas.
En forma segura y exitosa ha sido implementada una nueva estrategia operacional de perforación y completación de pozos de gas somero altamente inclinados en el oriente del país por PDVSA GAS con un elevado componente tecnológico y con miras a la incorporación oportuna y altamente rentable de nuevas fuentes de generación de potencial y reservas de gas no desarrolladas, en el Campo Santa Rosa, perteneciente al Área Mayor de Anaco, en la Cuenca Oriental de Venezuela. El primer pozo somero altamente inclinado fue perforado, completado y probado en la arena MOI. La profundidad final fue de 3340/2630 pies con un Angulo de inclinación final de 78 grados. La sección “navegada” de arena reservorio fue de 202 pies y la sección verticalizada es de 53 pies. por lo complejo de la formación productora y las características del pozo en la sección productora fue considerada la implementación de técnicas novedosas de completación y arranque del pozo.
Los resultados obtenidos en la evaluación del pozo, muestran una excelente productivas con tasas desarrolladas de mas de 9.4 MMPCN de gas relativamente seco con tasas de liquido menor a 10BND asociada a la producción de gas.
Lo mas importante destacar de todo este exitoso resultado lo constituye el hecho de que los gradientes de presión (Pe-Pwf) desarrollados resultaron sumamente despreciables, menor a 133 lpc en el caso mas extremo. Estos resultados demuestran el elevado índice de productividad obtenido con la aplicación de esta técnica. Sobre la base de los resultados prometedores obtenidos a partir de la perforación se esta realizando, con un total de 13 nuevos pozos previsto que concluya en el año 2009.
El proyecto piloto de perforación de pozos altamente inclinados en arenas someras con características potenciales en el Campo Santa Rosa, resulto altamente exitoso, siendo recomendable su rápida masificación.
Se determino un potencial de producción de gas e 11 millones de pies cúbicos por día, la cual duplica y triplica en algunos casos el potencial de pozos convencionales verticales completados previamente.
Los gradientes de presión desarrollados durante prueba resultaron sumamente pequeños. Se logro en forma exitosa el autoempaque natural armónico de la arena sobre el liner preperforado.
La implantación de esta metodología en arenas gasíferas someras garantiza un alto nivel de productividad, menores tiempo de perforación, y garantiza la completación exitosa y a bajo costo de pozos de área.
Los resultados obtenidos en la evaluación del pozo, muestran una excelente productivas con tasas desarrolladas de mas de 9.4 MMPCN de gas relativamente seco con tasas de liquido menor a 10BND asociada a la producción de gas.
Lo mas importante destacar de todo este exitoso resultado lo constituye el hecho de que los gradientes de presión (Pe-Pwf) desarrollados resultaron sumamente despreciables, menor a 133 lpc en el caso mas extremo. Estos resultados demuestran el elevado índice de productividad obtenido con la aplicación de esta técnica. Sobre la base de los resultados prometedores obtenidos a partir de la perforación se esta realizando, con un total de 13 nuevos pozos previsto que concluya en el año 2009.
El proyecto piloto de perforación de pozos altamente inclinados en arenas someras con características potenciales en el Campo Santa Rosa, resulto altamente exitoso, siendo recomendable su rápida masificación.
Se determino un potencial de producción de gas e 11 millones de pies cúbicos por día, la cual duplica y triplica en algunos casos el potencial de pozos convencionales verticales completados previamente.
Los gradientes de presión desarrollados durante prueba resultaron sumamente pequeños. Se logro en forma exitosa el autoempaque natural armónico de la arena sobre el liner preperforado.
La implantación de esta metodología en arenas gasíferas someras garantiza un alto nivel de productividad, menores tiempo de perforación, y garantiza la completación exitosa y a bajo costo de pozos de área.
