RESERVAS:
Las reservas son los Volúmenes de hidrocarburos presentes en los yacimientos que pueden ser recuperados, y constituyen el capital de la industria. La clasificación más utilizada es la establecida por el Ministerio de Energía y Minas, el cual clasifica las reservas de acuerdo con el grado de certidumbre que se tenga de ellas.
Reservas Recuperables. Son el volumen total de petróleo, condensado o gas que se puede extraer de un yacimiento en forma comercial, mediante la aplicación de los métodos de extracción durante la vida de dicho yacimiento.
Reservas no recuperables: La proporción de hidrocarburos que no se puede recuperar de un yacimiento empleando técnicas existentes.
Reservas Remanentes Recuperables. Son la porción recuperable de reservas que no ha sido extraída hasta entonces, mediante la aplicación de los mejores métodos de producción. En la práctica son el resultado de restar el volumen extraído para la fecha del volumen calculado como recuperable.
Res.rep = Reservas - Hidrocarburos Producidos.
ESTIMACIÓN Y CÁLCULO DE RESERVAS DE HIDROROCARBUROS. El cálculo de reserva consiste en cuantificar el volumen total de petróleo originalmente en sitio dentro de un yacimiento para determinar posteriormente la cantidad de petróleo que se puede extraer durante la vida productiva del yacimiento, en las etapas de producción primaria y subsiguiente (secundaria y terciaria)
Métodos de estimación y cálculo de reservas:
Se clasifican en dos grupos: Probabilísticos y Deterministicos. Los determinísticos se subdividen en: Analógicos, Empíricos, Volumétricos y Dinámicos o Técnicas de Comportamiento. Las técnicas de comportamiento a su vez se subdividen en: Balance de Materiales, Tendencias de Declinación y Simulación Numérica.
requiere de un análisis y revisión sistemática de los diferentes parámetros que tienen influencia en la magnitud de las reservas, tales como el área, espesor, porosidad y saturación de agua intersticial del yacimiento, como también el factor de recuperación
Métodos Deterministicos. Se subdividen en: Analógicos, Empíricos, Volumétricos y Dinámicos o Técnicas de Comportamiento. Las técnicas de comportamiento a su vez se subdividen en: Balance de Materiales, Tendencias de Declinación y Simulación Numérica
Métodos Analógicos. Hace uso de la analogía con yacimientos conocidos, preferentemente en un área vecina y con características geológicas y petrofisicas similares, tales como tipo de estructuras, tipos de trampas, ambientes de sedimentarios, profundidad, porosidad, saturación de fluidos e inclusive tipo de hidrocarburos. Su aplicación está dirigida a yacimientos de los que no se dispone de información básica, situación que ocurre en las primeras etapas del yacimiento, previas a la perforación del primer pozo.
Métodos Empíricos. Hacen uso de estudios estadísticos de diferentes yacimientos y a través de un análisis de regresión y diferentes métodos obtienen correlaciones o ecuaciones que agrupan los diferentes parámetros que se considera tienen influencia en la recuperación de los hidrocarburos. Esta metodología es una extensión de la analogía con la diferencia que la comparación es con un mayor número de yacimientos.
Petróleo Original en Sitio.
POES = 7758 * Área * h ** (1 — Sw) (BN) Boj
Donde:
Área: Área del yacimiento (acres) Sw: Saturación de agua expresada como fracción del volumen poroso
h: Espesor de arena neta petrolífera
Boj: Factor volumétrico inicial de petróleo (pies) en el yacimiento (BY/BN) : Porosidad expresada como fracción del volumen total de roca
Gas Original en Sitio.
GOES = 4356O*Área*h*Ø*(1-Sw) (PCN) Bgi
Donde:
Bgi: Factor volumétrico inicial de gas (PCYIPCN).
Declinación de Producción. Las curvas de declinación de producción representan un método dinámico para la estimación de las reservas recuperables de un yacimiento. Su naturaleza dinámica proviene del hecho de que utiliza la historia de producción de los fluidos por pozo o por yacimiento, para la estimación de las reservas recuperables.
La aplicación del método parte de que existe suficiente historia de producción como para establecer una tendencia de comportamiento y, entonces, la predicción del yacimiento se hace a partir de la extrapolación de dicha tendencia.
Análisis de las curvas de declinación. El análisis de las curvas de declinación se puede hacer utilizando dos métodos; los cuales son el método gráfico y el método matemático.
obtener curvas tales que sea posible hacer extrapolaciones y así poder inferir las predicciones respectivas, hasta el agotamiento físico del yacimiento o pozo, o utilizando un límite económico.
b.) Método Matemático. Trata de encontrar una expresión matemática, basándose en la información disponible hasta la fecha, para luego utilizar dicha expresión en la predicción (reservas existentes, tiempo de abandono, etc.). Es el mismo método gráfico, pero se trata de obtener, a través de una expresión matemática, la mejor tendencia de los puntos dados.
Curvas de Declinación de Producción. El análisis de declinación se realiza, generalmente, mediante curvas, las cuales provienen de graficar la tasa de producción en función del tiempo o la producción. Los principales tipos de curvas de declinación utilizadas son: Exponencial, Hiperbólica y Armónica.
Curvas de Declinación Exponencial. Se dice que ocurre una declinación exponencial de la tasa de producción cuando la variación de la tasa de producción con el tiempo expresada como una fracción de ella misma es una constante.
Matemáticamente, este tipo de declinación se expresa de la siguiente manera: -D= q/t
q
Donde:
Q: Tasa de producción (BN/día). T: Tiempo de producción (días)
D: Constante de declinación exponencial (días).
POZOS VERTICALES
caminos de acceso, puesto que el equipo de perforación moviliza herramientas vehículos voluminosos y pesados. Los primeros pozos son de carácter exploratorio, estos se realizan con el fin de localizar las zonas donde se encuentra hidrocarburo, posteriormente vendrán los pozos de desarrollo. Ahora para reducir los costos de transporte los primeros pozos exploratorios de zonas alejadas pueden ser perforados por equipos mucho más pequeños que hacen pozos de poco diámetro. Hay diversas formas de efectuar la perforación, pero el modo más eficiente y moderno es la perforación rotatoria o trepanación con circulación de barro
COMPLETACIÓN DE POZOS.
Son todas aquellas operaciones posteriores a la asentada del revestimiento de producción y precedentes a la llevada a producción, y es la manera de completar la sección productora de un pozo con el objeto de lograr su máxima rentabilidad, una vida productiva sin problemas operacionales, manteniendo al mínimo la producción de agua y/o gas, es lo que se denomina completación de un pozo.
Completación a hoyo abierto: Es una de las técnicas más utilizadas para pozos verticales con una sola arena objetivo y sin problemas de agua ó gas libre. El revestidor de producción se asienta por encima de la zona productora, todo el diámetro del hoyo esta disponible para el flujo y este se puede profundizar o cambiar a otro tipo de completación con facilidad. Entre las principales desventajas de este tipo de completación es el no poder controlar la producción de gas o agua en el pozo.
Completación con tubería ranurada: En este tipo de completación el revestidor de producción es asentado y cementado por encima de la zona productora, y una tubería ranurada se instala al revestidor mediante un colgador. Este método permite realizar empaques con grava. Es principalmente utilizada en pozos con problemas de baja consolidación en la formación. Una de las principales desventajas de este modelo de completación es el no poder controlar la producción de agua y/o gas en el pozo.
pueden clasificar en sencilla y múltiple, dependiendo del número de zonas que se pretenda poner en producción sin mezclar los fluidos de distintas áreas de flujo dentro del pozo.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL
La perforación direccional constituyó el primer paso para el desarrollo de la técnica de la perforación horizontal. La perforación direccional controlada es la técnica que permite la desviación intencional de un pozo desde la dirección vertical, siguiendo un determinado programa establecido en términos de la profundidad y ubicación relativa del objetivo, espaciamiento entre pozos, facilidades de ubicación de la localización en el punto de superficie, buzamiento y espesor del objetivo a interceptar. Las operaciones de perforación direccional controlada también se efectúan para franquear un obstáculo como puede ser alguna herramienta atascada en el hoyo, la realización de un desvío en el hoyo principal cuando las características del objetivo no resultan de interés para el operador o en la perforación de pozos de alivio para controlar otro pozo.
DISEÑO DE LA TRAYECTORIA DE UN POZO DIRECCIONAL
La principal condición a tomar en cuenta en la planificación de un pozo direccional la constituye la ubicación del objetivo. Basados en lo anterior, se diseña un programa direccional para el cual es necesario efectuar una revisión geológica del área, una evaluación económica de los diferentes tipos de perforación y un diseño óptimo de la sarta que permita el alcance del objetivo.
Existen tres tipos de trayectorias empleadas en la perforación direccional; éstas son:
Construcción y Mantenimiento de la Trayectoria: En este tipo de trayectoria el pozo penetra el objetivo con un ángulo igual al máximo alcanzado; Este es el caso de los denominados pozos Tipo “J”. (Figura 1 A)
vertical, lo que desde el punto de vista de explotación resulta atractivo debido a que conserva el espaciamiento en todos los estratos prospectivos. (Figura 1 B)
Mantenimiento Constante de la Trayectoria: Es el caso de la perforación inclinada desde la superficie. Se emplea el equipo denominado “Slant Rig” o Taladro Inclinado y por medio de éste se mantiene, desde la superficie hasta el objetivo, una trayectoria más o menos uniforme con una variación mínima de ángulo. (Figura 1 C)
Figura 1- Trayectorias de Pozos Direccionales
TECNOLOGÍA DE POZOS HORIZONTALES
La técnica de perforación horizontal se remonta a los años 50, cuando se realizaron los primeros pozos horizontales en Rusia, y no es hasta 1970 que se obtienen las mejoras en la técnica de perforación direccional, constituyendo actualmente una tecnología de nivel avanzado y confiable.
La perforación horizontal es una derivación directa de la perforación direccional. Con la aplicación de esta técnica se puede perforar un pozo direccionalmente hasta lograr un rango entre 80° y 90° de desviación a la profundidad y dirección del objetivo a alcanzar a partir del cual se iniciará la sección horizontal.
Si un pozo horizontal es perforado paralelamente al plano de la arena aumenta el área de contacto entre el pozo y la formación; esto puede implicar que éste no sea totalmente horizontal. En realidad existen muy pocos pozos horizontales debido a que los yacimientos regularmente presentan buzamiento. Esto se refleja en un incremento de la productividad del pozo con respecto a un pozo vertical.
OBJETIVO
POZOS HORIZONTALES
Se definen como Pozos horizontales aquellos que son perforados de manera direccional, paralelos a los planos de estratificación de un yacimiento, (o hasta alcanzar 90 grados de desviación con respecto a la vertical) a una profundidad y dirección establecidas donde está ubicado el yacimiento objetivo. También se denominan pozos horizontales aquellos con un ángulo de desviación no menor de 86°, con respecto a la vertical. (Figura 2)
Los pozos horizontales tienen una sección lateral que puede variar de unos cientos de pies a varios miles. La longitud de la sección horizontal depende de la extensión del yacimiento y del área que se desee drenar en el mismo.
Figura 2 Esquema de un Pozo Horizontal
Este tipo de perforación puede realizarse en locaciones nuevas o en algunos casos se puede utilizar pozos viejos. En este caso se denomina pozo de Reentrada horizontal o Reentry, el cual es perforado desde pozos verticales o direccionales ya existentes (Figura 2.1), en donde se abre una ventana en el revestidor para desviar la mecha y perforar la sección horizontal.
La aplicación de la tecnología de pozos horizontales en los campos venezolanos ha arrojado hasta la fecha excelentes resultados, especialmente en las áreas de crudo pesado y extrapesados, y constituye en muchos casos, la mejor opción para el desarrollo de un campo.
Si un pozo horizontal es perforado paralelamente al plano de la arena aumenta el área de contacto entre el pozo y la formación; esto puede implicar que éste no sea totalmente horizontal. En realidad existen muy pocos pozos horizontales debido a que los yacimientos regularmente presentan buzamiento. Esto se refleja en un incremento de la productividad del pozo con respecto a un pozo vertical, que como se puede observar en la Figura 2.2 tiene un área de contacto menor.
Figura 2.2 Comparación entre un Pozo Vertical y un Pozo Horizontal
APLICACIONES DE LOS POZOS HORIZONTALES Los pozos horizontales han sido aplicados efectivamente a:
Esta disminución en la caída de presión reduce la tendencia del agua o gas a sufrir conificación. (Figura 2.3)
Figura 2.3- Efecto de la Conificación de Agua y/o Gas
Yacimiento Naturalmente Fracturados: Existen yacimientos que están penetrados por fracturas verticales o aproximadamente verticales. Si se quiere obtener una alta productividad es necesario que exista una conexión entre el pozo y las fracturas; esto es difícil de lograr con un pozo vertical, sin embargo, si un pozo horizontal es perforado con el ángulo correcto hacia los planos de la fractura, puede proporcionar el contacto con múltiples fracturas aumentando la productividad. (Figura 2.4)
Figura 2.4- Efecto de un Pozo Horizontal en Yacimientos Naturalmente Fracturados
recuperación térmica. Un pozo horizontal proporciona una mayor área de contacto con la formación y por lo tanto mejora la inyectividad como pozo inyector. (Figura 2.5)
Figura 2.5- Recuperación Mejorada de Crudos Utilizando Pozos Horizontales
Perforación de Localizaciones Inaccesibles: Un pozo horizontal constituye la mejor opción cuando el objetivo se encuentra justo bajo zonas urbanas, industriales o áreas para las cuales las actividades de perforación representan un riesgo ambiental. (Figura 2.6)
Figura 2.6 - Perforación de Localizaciones Inaccesibles
Reducción del Número de Localizaciones: Otra aplicación de los pozos horizontales es reducir costos en zonas donde se requiere minimizar el número de pozos para drenar un volumen dado del yacimiento.
del pozo horizontal se ve reducida, ya que el flujo necesitará converger verticalmente al hoyo, produciéndose una caída extra de presión disminuyendo la productividad del pozo horizontal.
Yacimiento de espesor delgado
Yacimientos de Crudos Pesados: Una de las principales aplicaciones de la tecnología de perforación horizontal en todo el mundo es la explotación de yacimientos de crudos pesados y extrapesados, tanto para la producción de petróleo en frío, como en proyectos de recuperación mejorada. Esto se debe a que en este tipo de yacimientos el petróleo usualmente presenta una viscosidad considerable, y por ende menor movilidad que la del agua o el gas, y la producción mediante un pozo horizontal por las bajas caídas de presión que se generan en ellos permiten que se retarde la conificación de estos fluidos.
Macolla de Pozos Horizontales
VENTAJAS QUE OFRECE LA PERFORACION DE POZOS HORIZONTALES Las principales ventajas que presentan los pozos horizontales ante los verticales son las siguientes:
Incrementa el área de drenaje por pozo en el yacimiento.
Reduce la conificación de agua y/o gas en formaciones con problemas de interfase de fluidos, y los problemas de producción de arena, por lo que es probable que aumente el recobro final de los yacimientos.
Acelera el recobro debido a las altas tasas de producción, por consiguiente se obtiene mayor petróleo producido por pozo al final de su vida, y se reduce el número de pozos requeridos para desarrollar un yacimiento.
Aumenta el índice de productividad de 3 a 5 veces para una misma caída de presión.
Factibilidad de producir yacimientos que con pozos verticales resulta antieconómico su desarrollo.
Aumenta la inyectividad, en casos de inyección de fluidos.
Puede hacerse perforaciones horizontales perpendiculares a las fracturas, en yacimientos naturalmente fracturados para aumentar la productividad.
DESVENTAJAS DE LOS POZOS HORIZONTALES
Entre las desventajas que tienen este tipo de pozos en comparación con los convencionales tenemos:
El costo de un pozo horizontal es de 1.3 a 4 veces mayor que el de un pozo vertical, dependiendo del método de perforación y de la técnica de completación empleada.
Se requiere mayor tiempo de perforación que en un pozo vertical, y debido a la mayor complejidad de las operaciones hay un incremento del riesgo a presentar problemas operacionales.
Las barreras de permeabilidad vertical limitan la eficiencia de barrido vertical. La corrida de registros presenta dificultad para corregir el rumbo de la perforación.
Las opciones de recompletación son limitadas, en los casos en que se deseen controlar los problemas ocasionados por altos cortes de agua y/o altas relaciones gas - petróleo.
En yacimientos fracturados el pozo podría no interceptar las fracturas, aún siguiendo la trayectoria planificada.
El daño a la formación, la excesiva ondulación de la trayectoria del pozo y los bajos gradientes de presión podrían dificultar la limpieza del mismo.
En formaciones donde la producción de arena es un problema, las secciones onduladas pueden ser taponadas por deposiciones de arena.
CLASIFICACIÓN DE LOS POZOS HORIZONTALES
Las técnicas de perforación de pozos horizontales se clasifican en cuatro categorías, dependiendo del radio de curvatura necesario para desviar el pozo de la dirección vertical a la dirección horizontal.
Estas categorías son:
Ventajas:
Son efectivos en formaciones suaves y fáciles de penetrar como arenas de crudos pesados y bitumen.
Desarrollo del campo mediante pozos verticales múltiples.
Realización de pozos horizontales múltiples a través de varias capas originadas desde un pozo vertical.
Desventajas:
Requiere equipo especializado.
Necesita que se agrande el hoyo en la cercanía lateral del objetivo de perforación.
Es imposible correr registros en la sección horizontal, y no pueden tomarse núcleo debido a lo severo del radio de curvatura.
La longitud de drenaje del pozo, generalmente es menor de 300 pies.
Radio Corto: En esta técnica el radio de curvatura varía de 20 a 40 pies con variaciones del ángulo de construcción de 2° a 5° por pies, con una sección horizontal de 100 a 800 pies de longitud.
Ventajas:
Más precisión para drenar el yacimiento que el de radio medio y largo. Atractivo en yacimientos pequeños.
Se emplea desde un pozo convencional (Reentry). Posibilidad de tocar contacto entre fluidos.
Se pueden aislar zonas problemáticas inmediatas a la zona productora
Desventajas
Requiere de un motor de fondo con una articulación ensamblada. La longitud de drenaje en el pozo, generalmente es menor que 300 pies. Se completa únicamente a hoyo abierto.
Radio Medio: El radio de curvatura varía de 300 a 800 pies, con un ángulo de construcción de 6° a 20° por cada 100 pies. La sección horizontal varía de 2000 a 4000 pies de longitud.
Ventajas:
Menor torque y arrastre que en pozos de radio corto.
Para drenar el yacimiento puede perforarse horizontalmente hasta una longitud de 300 pies.
Existe la posibilidad de sacar núcleos convencionales. Puede ser normalmente completado.
Puede acomodarse normalmente el tamaño de la herramienta (MWD); la cual tiene un acceso desde 1 ¾” de diámetro hasta 4 ¾”.
Desventajas:
No aplicable para formaciones superficiales y delgadas Equipo especial de perforación requerido.
Radio Largo: El radio de curvatura varía de 1000 a 3000 pies y el ángulo de construcción entre 2° y 6° por cada 100 pies. La sección horizontal varía entre 1000 y 4000 pies de longitud.
Ventajas:
Fácil para perforar usando un equipo de perforación convencional y revestidor estándar.
Los costos por día de los servicios, frecuentemente son más bajos que los de radio medio y corto.
Permite perforar longitudes horizontales de aproximadamente 5000 pies, con un promedio de 3500 pies.
Existe un mayor acomodo para la completación.
Se puede acomodar fácilmente el juego completo de herramientas de perfilaje.
Desventajas:
El riesgo a hueco abierto es mayor; ya que la tubería de perforación puede pegarse y causar daño al yacimiento mientras se perfora.
Es menos preciso para determinar la profundidad vertical verdadera (TVD), porque el comienzo de la perforación (superficie), queda muy lejos (horizontalmente) de la sección horizontal perforada.
Es mucho más costoso en revestidores, cemento y fluidos.
PARÁMETROS GEOMÉTRICOS PARA EL DISEÑO DE LA TRAYECTORIA DE UN POZO HORIZONTAL
Profundidad Vertical Verdadera o TVD (True Vertical Depth): Es la distancia vertical desde la superficie hasta el objetivo.
Desplazamiento Horizontal (VS): Es la distancia horizontal desde la superficie hasta la profundidad final.
Punto de Desviación (KOP): Es el punto de la trayectoria en el cual el pozo se desvía de la vertical.
Tasa de Construcción de Ángulo (DLS): Es la razón de cambio de la inclinación por unidad de longitud medida generalmente en grados por cada 100 pies de longitud.
Radio de Curvatura (R): Es la distancia medida sobre las líneas perpendiculares a cada tangente de la curva desde el centro o punto de convergencia de todas estas líneas.
Punto de Revestidor (PC): Es el punto de la trayectoria del pozo en el cual se asienta el revestidor de producción. Se ubica justo en el tope de la arena objetivo.
Profundidad Final o Total Depth (TD): Es la profundidad o longitud total alcanzada por el pozo medido en pies.
PERFORACIÓN DE UN POZO HORIZONTAL
La perforación de un pozo horizontal es una operación delicada en la cual el éxito final es consecuencia de un estricto cumplimiento de la propuesta direccional. Es así como el desarrollo de equipos y técnicas especializadas y la formación del personal encargado de las operaciones, ha sido objeto de atención por parte de la industria.
Para alcanzar el objetivo en profundidad con el ángulo preciso y lograr una navegación dentro de la arena que procure una sección horizontal óptima, se requiere de herramientas que garanticen la calidad, tanto del control direccional, como de las mediciones, dirigidas a evaluar el potencial de las secciones atravesadas durante la perforación.
PARÁMETROS A CONSIDERAR PARA LA PERFORACIÓN DE POZOS HORIZONTALES
Es importante considerar diferentes parámetros que permitan la planificación y horizontal de un pozo Horizontal exitoso. Estos parámetros son:
Grado de Agotamiento del Yacimiento: La productividad que se logra con un pozo horizontal es de 2 a 8 veces más alta que la de un pozo vertical. Si el yacimiento se encuentra altamente drenado, la perforación de un pozo vertical no aumentaría la producción lo suficiente como para justificar económicamente el pozo. Sin embargo, un yacimiento agotado podría tener suficientes reservas como para justificar el aumento de los costos de la perforación horizontal en función de una mayor producción. No obstante, debe ser la evaluación económica la que indique finalmente la factibilidad del proyecto.
Permeabilidad Vertical: Para que un pozo horizontal presente buena productividad debe drenar de un yacimiento con buena comunicación vertical. Una baja permeabilidad vertical reduce la productividad del pozo, es por ello que Este tipo de pozo no es conveniente en formaciones que presenten abundantes barreras lutíticas.
Geología del Área: Es importante disponer de la mejor descripción geológica del área para obtener un pozo exitoso. Se deben tomar en cuenta parámetros como buzamientos, presencia de fallas, cambios de porosidad y contactos agua/petróleo o gas/petróleo.
El buzamiento estructural es un parámetro importante que debe considerarse en la planificación de la trayectoria de un pozo horizontal, ya que éste permitirá definir el ángulo óptimo con lo cual se penetrará la arena objetivo. Del mismo modo, la trayectoria del pozo debe ajustarse a la inclinación del cuerpo arenoso a fin de garantizar una navegación óptima dentro del objetivo programado.
Efectos de la relación Kv/Kh en la razón de productividad de pozo horizontal /vertical.
PARÁMETROS IMPORTANTES DE LOS POZOS HORIZONTALES
Longitud del hoyo Espesor de formación
Permeabilidad del yacimiento Daño de formación
Evaluación económica en la industria petrolera
HERRAMIENTAS DE DESVÍO
El uso de un determinado equipo está íntimamente relacionado con la técnica y el tipo de perforación horizontal. El principio de la desviación consiste en fomentar una dirección preferencial para la sarta de perforación dentro del hoyo. Esta orientación se rige según la propuesta direccional.
En el caso de hoyos entubados, se asienta una empacadura que sirve de soporte para una herramienta de desviación que se llama “cuchara” o “whipstock” que orienta la sarta, y con el uso de una mecha especial se efectúa el corte de una ventana en le revestimiento. Ésta técnica aplica particularmente para los pozos horizontales de reentrada.
Para pozos de radio ultracorto, la sección de incremento de ángulo se perfora manteniendo un chorro de agua a presión desde la mecha contra la cara de la formación, controlando la dirección y orientación de la mecha.
En los pozos horizontales de radio corto, medio y largo, la sección desviada y horizontal se perfora empleando motores de desplazamiento positivo accionados por la presión del lodo de perforación, éstos se denominan “Motores de Fondo” e incorporan, además, una o dos articulaciones que se pueden ajustar a diferentes ángulos, proporcionando a la sarta una capacidad adicional de “construcción” de ángulo.
inclinación de la perforación, además de la tendencia de giro hacia la izquierda o hacia la derecha.
Un ensamblaje de fondo típico para incrementar la inclinación consiste en un estabilizador justo sobre la mecha. Para reducir el ángulo se recurre a la instalación a dos o tres tubos por encima de la mecha y si se precisa mantener el ángulo se recurre al montaje de una “Sarta Rígida” que incorpora varios estabilizadores alternados con tubería pesada que hacen posible una tendencia de inclinación nula.
HERRAMIENTAS DE CONTROL DIRECCIONAL
El control de la trayectoria de un pozo horizontal se ejerce a través del empleo de herramientas capaces de medir la inclinación y dirección del pozo, y transmitirlos a la superficie en el mismo instante de la perforación.
El empleo de herramientas de control direccional tiene su origen en la aplicación de la tecnología de registros de desviación “Single-shot” y “Multi-shot”, los cuales incorporan inclinómetros y compases magnéticos cuyas lecturas se registran en función de la profundidad. Este tipo de registro se puede correr dentro de la tubería de perforación.
La principal desventaja de estos equipos es la imposibilidad de realizar mediciones en tiempo real. A comienzos de los años 90 se desarrollaron las primeras herramientas direccionales de medición durante la perforación MWD (Measuring While Drilling), que son equipos adaptados a la sarta de perforación.
La medición del sistema MWD proporciona los parámetros inclinación y dirección del pozo, los cuales se determinan mediante u conjunto de acelerómetros, magnetómetros y giroscopios instalados en la herramienta. También es posible incorporar un emisor-receptor de rayos gamma a fin de permitir en tiempo real, la correlación y evaluación de las formaciones atravesadas.
los valores de: Profundidad Vertical Verdadera (TVD), Coordenadas Rectangulares de Fondo, Severidad de la Pata de Perro y Desplazamiento Horizontal (VS) que se presentan en el reporte direccional del pozo.
Actualmente se emplean los sistemas de registros durante la perforación LWD (Logging While Drilling). Esta modalidad permite la medición de la Resistividad, Registros de Densidad-Neutrón y Espectroscopía Natural de Rayos Gamma, adicionalmente a todos los parámetros que se incluyen en el reporte direccional.
Las herramientas MWD y LWD también proporcionan información mecánica sobre la sarta de perforación como lo son Torque, Tasa de Penetración, Peso sobre la Mecha y Dirección de la misma, que pueden contribuir a una mejor interpretación de las condiciones de operación, también en tiempo real.
Los equipos MWD y LWD se instalan en portamechas especialmente diseñadas para contener el conjunto de sensores y material electrónico. Éstos se ubican lo más cerca posible de la mecha (evitando interferencias) para hacer más eficientes las mediciones. Las señales son transmitidas a la superficie a través de pulsos electrónicos que viajan en el fluido de perforación y son descodificados por un equipo receptor instalado en la superficie.
TIPOS DE HERRAMIENTA
En el caso de hoyos entubados, una herramienta de desviación que se llama “cuchara” o “whipstock” que orienta la sarta, y con el uso de una mecha especial se efectúa el corte de una ventana en el revestimiento.
Para pozos de radio ultracorto, un chorro de agua a presión desde la mecha contra la cara de la formación, controlando la dirección y orientación de la mecha.
PERFILAJE EN POZOS HORIZONTALES
En los pozos horizontales al igual que en los pozos convencionales, la toma de registros eléctricos-radiactivos se hace necesaria para la determinación de las propiedades de la roca.
Aunque las operaciones de perfilaje son similares en ambos tipos de pozos, en los pozos horizontales las técnicas y las herramientas de interpretación son diferentes.
Existen hasta ahora tres técnicas de perfilaje de pozos horizontales. Éstas son Perfilaje con Tubería, Perfilaje con Perforación Simultánea y Perfilaje con la Unidad de Tubería Contínua.
Perfilaje con Tubería: Consiste en bajar las herramientas convencionales de registros (eléctricos, radiactivos, etc.) con la tubería de perforación. Las herramientas son conectadas a una guaya a través de un arpón por dentro de la tubería de perforación, transformándose en una operación por cable y tubería.
Se deben tomar en cuenta ciertos parámetros para lograr una operación exitosa. Entre éstos está generar una limpieza óptima de la tubería de perforación para lograr el correcto desplazamiento del dispositivo de conexión (arpón) con las herramientas de registros.
Debe llevarse un control exacto de la longitud de la tubería para reproducir la profundidad del registro en el camión. Es importante evitar la concentración de esfuerzos de apoyos y arrastre en la sarta de perforación que puedan provocar el colapso de las herramientas. Para ello se debe contar en el taladro con dispositivos de medición capaces de detectar variaciones de tensión en la sarta de perforación, a fin de mantener los esfuerzos dentro del rango de colapso de las herramientas ensambladas.
Perfilaje de Pozos Durante la Perforación: En este tipo de perfilaje las herramientas de medición son bajadas al pozo formando parte del equipo de ensamblaje de fondo. Éstas herramientas permiten el control direccional y la obtención de registros radiactivos y de resistividad útiles en la correlación y evaluación de capas al momento de la perforación.
La herramienta MWD utilizada en éste tipo de técnica permite la toma de registros de rayos gamma. Es colocada normalmente detrás del motor de fondo y contiene sensores capaces de medir la intensidad de la gravedad y del campo magnético terrestre. Esta información usualmente es transmitida a la superficie a través de ondas de pulsos de lodo o diferencial de presión, que son recibidas en código binario en un traductor de señal para luego reproducirlo en unidades °API.
La herramienta LWD se basa en el mismo principio de funcionamiento de la herramienta MWD, pero incorpora la toma simultánea de registros de resistividad y radiactivos.
Estas herramientas de registros están ubicadas a unos 60 pies de la mecha, por lo cual se está registrando en un tiempo posterior a la perforación que depende de la velocidad de penetración. Deben controlarse parámetros tales como Tasas de Bombeo, Presión y Características del Lodo, al igual que la Tasas de Penetración, por lo que deben mantenerse en óptimo funcionamiento las Bombas de Taladro, Equipos Contenedores de Emboladas y Equipos de Presión.
Registros Usando Tubería Continua: El empleo de la tubería continua en pozos horizontales para la corrida de registros permite efectuar evaluaciones en secciones desde altamente inclinadas hasta secciones completamente horizontales, lo cual no es posible mediante el empleo de herramientas convencionales de guaya fina.
Existe un límite en el peso del equipo que se puede adaptar, ya que aún cuando la tubería flexible puede resistir esfuerzos de tensión y compresión, se corre el riesgo de perder el control del manejo de equipos pesados a grandes profundidades.
COMPLETACIÓN DE POZOS HORIZONTALES
A fin de obtener el máximo beneficio económico de los pozos horizontales, el diseño de la completación debe ser considerado cuidadosamente. Se requiere por lo tanto seleccionar un esquema apropiado de completación en donde se consideren parámetros como el tipo de roca y formación, el tipo de pozo horizontal, la existencia o no de daño en la formación o si el pozo será sometido a trabajos futuros de estimulación térmica.
El tipo de completación va estrechamente ligado al tipo de perforación realizada. Para los pozos horizontales de radio muy corto, pueden ser completados usando solamente tubería ranurada o empaque con grava. Para pozos de radio medio y largo, la completación se puede hacer a hueco abierto, con forro rasurado o el pozo puede ser cementado y perforado.
LAS TÉCNICAS DE COMPLETACIÓN USADAS EN POZOS HORIZONTALES SON:
Completación a Hoyo Abierto: Es el tipo de completación más simple y por lo tanto menos costoso. Su uso se limita a formaciones consolidadas en las cuales el factor de daño no sea severo. Éste método de completación presenta flexibilidad al momento de realizar futuras modificaciones en el hoyo, pero debe ser usado en pozos que requieran futuras estimulaciones.
Completación con Revestidor Ranurado: Éste método es usado en los pozos horizontales del Campo Bare. Este tipo de revestidor se inserta en el pozo para evitar el colapso del hoyo y minimizar la producción de arena.
el tamaño de grano de arena de la formación a fin de evitar la migración de arena hacia el pozo.
Revestidores con Aislamiento Parcial: En este tipo de completación el revestidor es aislado en varias zonas con empacaduras inflables dividiendo la longitud horizontal del pozo en pequeñas secciones o intervalos que pueden ser producidos o estimulados. Este tipo de completación se usa para aislar zonas de fluidos indeseables como agua y gas y controlar la producción a lo largo de la longitud del pozo.
Revestidores Cementados y Cañoneados: Es posible cementar y cañonear el revestidor en pozos horizontales de radio medio y largo. Este tipo de completación requiere un adecuado análisis, planificación y ejecución precisos para obtener una buena adhesión del cemento, tanto a la formación como al revestidor.
La calidad del cemento usado debe ser óptima, con un contenido de agua mínimo, para evitar que ésta segregue hacia el tope del pozo causando ineficiencia en el trabajo de cementación.
Hoyo Abierto
Liner Ranurada
LOS POZOS HORIZONTALES SE PONEN EN PRODUCCION
1. Completación sin entubar. Este tipo de terminación es el más sencillo y se efectúan en los reservorios cuyas rocas es firme y dura.
2. Completación con forro de producción ranurado con filtro. Este tipo de completación consiste en la instalación de tubos filtrantes especiales que suelen denominarse de modulo filtrante unifilar para pozos de drenaje horizontal.
3. Completación con empaques de gravillas. Consite en bajar una tuberia de fondo empaquetada con gravilla, a fin de evitar el avenamiento y los daños consiguientes de las bombas electricas sumergibles.
4. Completación con tubería cementada. La cementacion parcial o total del tramo horizontal, salvo excepciones exitosas, es un problema no resuelto este tipo de completación es una operación relativamente simple.
Causas que originan irrupción temprana de agua:
Canalización: en yacimientos estratificados o conformados por la intercalación de arenas y lutitas, se observan variaciones en los valores de permeabilidad de las diferentes arenas que permiten el flujo preferencial de fluidos a través de dichos canales de arena. A nivel de pozos se observan incrementos en la producción de fluidos no deseados (agua), dejando atrás grandes cantidades de petróleo sin contactar. El resultado final es un aumento sostenido de la relación agua-petróleo (RAP) a lo largo de la vida productiva del pozo.
conificación son las elevadas tasas de producción, por encima de la tasa crítica, sumadas a las altas permeabilidades verticales especialmente en yacimientos poco consolidados.
EFECTOS DE LA CONIFICACION
La irrupción temprana del agua en los pozos
Bajo recobro primario de hidrocarburos
Manejo de altas de agua en la superficie
Incrementos de los costos operacionales
Adedamiento: fenómeno de avance irregular de una fuente de agua propiciado por una desfavorable relación de movilidad a favor del agua, que ocasiona el movimiento de este fluido en forma de dedos a través del yacimiento, ocurriendo este fenómeno con frecuencia en yacimientos de crudos pesados.
Los pozos irrumpen en agua prematuramente por los siguientes factores:
Grandes volúmenes de producción (tasa crítica).
Comunicación mecánica a través del equipo de fondo del pozo.
Presencia de acuíferos activos.
Adherencia deficiente del cemento durante la etapa de cementación.
Cavernas formadas por producción de arena: las arenas poco consolidadas pueden
derrumbarse, producir arenamiento en el pozo y crear cavernas por detrás del revestidor. Dichas cavernas permiten establecer comunicación hidráulica con zonas de agua.
2.3.9 Curvas de Chan.
construcción de gráficos doble logaritmos donde se representan la relación agua-petróleo (RAP) y su derivada (RAP`) versus los días de producción acumulada. El análisis gráfico del comportamiento validado por la simulación numérica de yacimientos, ha permitido diagnosticar la ocurrencia de la producción anormal en pozos productores de crudo. Así se puede determinar cuando la producción excesiva de agua es debida a una canalización, conificación o comunicación mecánica.
2.3.9.1 Conificación: esta anomalía ocurre si se observa que la curva de la derivada disminuye con el tiempo. En la figura 2.5 se puede observar el efecto de conificación:
Figura 2.5 Efecto de Conificación.
2.3.9.2 Canalización: esta anomalía ocurre si se observa un aumento gradual y constante de ambas curvas. En la figura 2.6se puede observar el efecto de canalización:
2.3.9.3 Comunicación Mecánica: esta anomalía ocurre cuando se observa un aumento abrupto de ambas curvas, indicando la existencia de flujo proveniente de las cercanías del pozo. En la figura 2.7 se puede observar el efecto de comunicación mecánica:
Figura 2.7 Comunicación Mecánica.
2.3.10 Curvas de Ramos: este nuevo método es una validación de las curvas de Chan, el primer paso para su realización es dividir en períodos toda la historia de producción del pozo en estudio, graficar el agua producida en función de la producción acumulada, establecer una tendencia potencial y solo continuar con el estudio si el exponente de la línea de tendencia (n) es mayor a uno, luego se grafica la derivada del agua producida (WOR) versus el tiempo acumulado y por último se realiza un gráfico semi-log de WOR-WOR` versus el tiempo acumulado. En ésta se identificará si existe problema de agua o no; si el exponente de la línea de tendencia (n) es mayor a uno, hay problema de canalización y si es menor a uno, hay problemas de conificación. Se considera un análisis representativo si el coeficiente de variación (R2) es mayor a 0,95.
PRODUCCION EN POZOS HORIZONTALES
Un pozo horizontal de longitud L penetrando un yacimiento de permeabilidad horizontal kH y permeabilidad vertical kv crea un patrón de drenaje que es diferente al
Patrón de drenaje
Patrón de drenaje formado por un pozo Horizontal
La tecnología de perforación horizontal, producción horizontal ha progresado hasta el punto en que puede ser una opción viable para desarrollar muchos yacimientos de Latinoamérica y del resto del mundo. Puesto que la perforación horizontal es compleja, muchas empresas o gerencias de perforación se resisten a abrazar este concepto, ya que se empeñan en perforar cada pozo tan rápido y económicamente como le sea posible, sin prestar atención a la producción. Por eso es imperioso que los técnicos de producción se familiaricen con esta tecnología, uno de cuyos efectos es de incrementar considerablemente la producción.
La perforación horizontal tiene también aplicación en yacimientos ya desarrollados o en operaciones conjuntas de recuperación secundaria y terciaria.
En reservorios marginales o que están en la etapa final de explotación por medios convencionales (primarios), la perforación de pozos horizontales intermedios entre pares de pozos verticales podría dar atractivos resultados, según como lo ilustra la Fig. ya que permitiría recuperar reservas adicionales.
Actualmente, en varios países del mundo se cree que en muchos yacimientos maduros o semiagotados que reúnan las condiciones geológicas apropiadas, los pozos de drenaje horizontal que penetraran de 300 a 600 mt. En la formación petrolífera incrementaría la producción mucho más que los pozos verticales. Y como la desviación para llegar al plano horizontal se puede iniciar en pozos verticales existentes, el costo seria menor.
inyectores (ver fig.), los pozos horizontales proporcionan mejor barrido y restauran uniformemente la presión del yacimiento; y si son productores, rinden más recuperación del petróleo en sitio que la lograble con pozos verticales.
Esquema de un yacimiento en el que se usan pozos horizontales para inyectar agua en la parte baja de la estructura
MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EMPLEADOS EN POZOS HORIZONTALES
En la producción de crudos pesados y extrapesados, se ha utilizado tradicionalmente a escala mundial el método de levantamiento por bombeo mecánico, el cual permite producir tasas de hasta 1700 BPPD. Sin embargo, el método ha presentado ineficiencias al manejar éste tipo de crudos en condiciones de producción en frío, por lo que se han implantado otros métodos de levantamiento con mayor capacidad de producción como lo es el Bombeo Electrosumergible (BES), que puede manejar tasas de flujos hasta 10000 BPPD.
El equipo de subsuelo electrosumergible cuenta con un sensor de presión y temperatura de fondo, el cual permite registrar esta información en superficie en forma continua. Además registra valores de frecuencia, amperaje y consumo eléctrico.
Este método de levantamiento artificial de crudos es aplicable cuando se desea desplazar volúmenes de fluidos con alta eficiencia y rentabilidad, en pozos profundos y potencial asociado con grandes perspectivas. El rango de capacidad de los equipos en cuanto al desplazamiento va desde 200 – 100000 BFPD, y con profundidades de bombeo que llegan hasta los 15000 pies.
Una instalación típica de bombeo electrosumergible esta integrada por: Motor, Protector, Separador de Gas, Bomba, Cable, Caja de Venteo, Variador de Frecuencia o Panel de Control, Transformadores. Pueden en algunas instalaciones llevar equipos opcionales de control y seguridad, como sensores de presión y temperatura.
Figura 4- Completación con Equipo de Bombeo Electrosumergible
El Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP) está basado en el principio del desplazamiento positivo. El equipo de subsuelo consta de dos partes, un rotor fabricado
SELLO
SEP. DE GAS
BES
MOTOR
SENSOR TUBO
CABLE
CABEZAL
BES @ 3000’
10 ° API
B
en acero en forma helicoidal y un extractor de caucho sintético. La rotación de uno relativo al otro produce un movimiento en forma espiral de las cavidades internas de un extremo a otro provocando la acción de bombeo.
Al igual que el sistema de BM, en este caso existe una bomba de desplazamiento positivo en el fondo de pozo. Sin embargo, en este sistema la bomba se acciona por rotación. La BCP posee dos elementos: a) El rotor metálico y b) El estator, el cual usualmente es elástico, fabricado de material elastómero. El rotor y el estator presentan una geometría helicoidal, en la cual el paso del estator el doble del paso del estator. El rotor se puede definir como un tornillo de un hilo o entrada, mientras que el estator se definiría como una rosca de dos entradas. Esta diferencia en el número de hilos o entradas y en el paso de estos dos elementos, produce cavidades sucesivas entre la succión y la descarga de la bomba, separadas por líneas de sello. Al girar el rotor dentro del estator, estas cavidades se desplazan desde la succión a la descarga, produciendo el incremento de presión requerido para realizar el levantamiento del fluido.
Figura 4.1 - Completación con Equipo de Bombeo de Cavidad Progresiva
B
B
C
C
P
P
10 ° API
BCP @ 3000’
ESTUDIO DE YACIMIENTO PARA LA UBICACIÓN DE UN POZO HORIZONTAL
Mapa de electrofacie de la arena c del yacimiento morichal-01.
ESTIMACIÓN DE RESERVAS EN POZOS HORIZONTALES Y VERTICALES
Para la estimación de reservas en pozos horizontales y verticales es importante considerar el área de drenaje y el radio del mismo. En donde el radio de drenaje es una medida de la capacidad individual que tiene los pozos completados para producir el yacimiento, y depende de las propiedades petrofisicas del yacimiento en el lugar exacto en donde se encuentra el pozo productor siendo la permeabilidad y la arena neta los factores que mas lo afectan además de la producción acumulada, considerando que los pozos que tengan mayor tiempo produciendo tendrán mayor radio de drenaje que un pozo nuevo aunque los datos petrofisicos de este ultimo sean menores.
A continuación se presentan dos tablas donde se establece la comparación del cálculo de reservas tanto para pozos horizontales como verticales:
En las tablas presentadas a continuación se estiman las reservas por el método volumétrico. Para este cálculo es necesario estimar el petróleo original en sitio (POES), considerando el área de drenaje de cada pozo en función del espaciamiento entre pozos completado en un mismo yacimiento.
Para realizar una estimación del petróleo original en sitio (POES) por pozo, se hizo uso de la ecuación de método volumétrico la cual expresa:
N = 7758*A*h**(l-Sw)/Boi
Donde: N= POES (BN) A= Aiea (Acres) h= Espesor (Pies) =Porosidad (%)
Sw= Saturación inicial de agua (%)
Boi Factor Volumetrico del Petróleo (By/BN)
Los valores de espesor, saturación y porosidad son tomados de la evaluación petroficica del yacimiento UDO-2000.
El valor del Boi se tomo del libro oficial de reservas de PDVSA.
Para determinar el área de drenaje (A), se calculo un área de drenaje teórica, utilizando un radio de drenaje promedio, el cual se calculo tomando en cuenta el espaciamiento y el área promedio entre pozos vecinos completado en el mismo yacimiento. Calculado el radio de drenaje promedio de los pozos se procede a calcular los estimados de POES; para así calcular las reservas recuperables y remanentes a través de las siguientes ecuaciones:
R REC (BN) = POES * FR R REM (BN) = R. REC - Np
TABLA 1
7758*At*ø*H*So POES = --- Boi
Á
ÁrreeaaTToottaall==ÁÁrreeaarreeccttáánngguulloo++ÁÁrreeaa c
ciirrccuulloo A
Att==((RR**LL))++(π(π**RR22))
Rrec (BN) = POES x Fr Rrem (BN) = Rrec x Np
%REC = (Prod. Acumulada) x 100 Rrec.
TABLA 2
