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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

CIENCIAS DE LA TIERRA UNIDAD TICOMAN

“EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN

EN POZOS HORIZONTALES”

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE

INGENIERO PETROLERO

PRESENTA:

AVILES MARTÍNEZ FRANCISCO JAVIER

MORALES VILLALOBOS ERICK ALBERTO

ASESOR:

ING. MORFÍN FAURE ENRIQUE

ING. FRANCISCO PULIDO C.

Agradecimientos de Erick Alberto Morales Villalobos.

A mi padre:

Ángel Morales García por contar con su apoyo incondicionalmente en las decisiones que han forjado mi vida, por su esfuerzo y paciencia, me demostraste que hay que luchar para lograr cumplir mis metas y objetivos.

A mi madre:

Cristina Villalobos Mendoza quien con mucho cariño le agradezco estar conmigo todos estos años, guiándome a seguir adelante en las buenas y en las malas y sobre todas las cosas de saber que cuento contigo.

A mis hermanos:

Edgar y Erika por contar siempre con ustedes, por la paciencia que me han tenido así como de enseñarme tantas cosas durante esta vida y de la misma manera darme un ejemplo para poder llegar hasta aquí.

A mis amigos:

Rogelio, Paco, Santin, Jorge por brindarme su amistad y contar con ustedes en este transcurso de mi vida.

Agradecimientos de Francisco Javier Aviles Martínez.

A mi madre

Bertha Martínez Ortiz que a sido mi fuente de inspiración, ejemplo y modelo a seguir, gracias madre por darme la fuerza para de vivir como tu me lo enseñaste y aun mas gracias por apoyarme en todas mis locuras.

A mi padre:

Francisco Aviles Cervantes por ser la perdona mas demandante en mi vida y por enseñarme cosas que ni yo mismo sabía que podía hacer, me enseñaste un oficio para transfórmalo en una forma de vida.

A mis Hermanos de la Esia Ticoman

Con ustedes viví los mejores 5 años de mi vida no hay palabras ´para agradecer lo que ustedes significan para mi! Solo les diere que son lo Máximo en mi vida.

Santin, Chino, Pelon, Jorch y Chiquin Son lo máximo mis carnales.

A mis Compitas.

Miguel, Iván, Beto Porque por ustedes pude salir adelante y me ayudaron en los momentos mas difíciles y me quitan la compu pero sabes lo que significa para mi.

ÍNDICE EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN EN POZOS HORIZONTALES

INTRODUCCIÓN 1

ANTECEDENTES HISTÓRICOS DE LA PREFORACIÓN HORIZONTAL 2

LOS PRIMEROS POZOS HORIZONTALES EN MÉXICO 4

CURVATURA PARA LLEGAR DE LA VERTICAL A LA HORIZONTAL 6

SELECCIÓN DE LA TRAYECTORIA HORIZONTAL 6

CAPITULO 1

MÉTODOS DE PERFORACIÓN HORIZONTAL 9

1.1 MÉTODO DE RADIO LARGO 12

1.2 MÉTODO DE RADIO MEDIO 14

1.3 MÉTODO DE RADIO CORTO 17

1.4 MÉTODO DE RADIO ULTRACORTO 19

CAPITULO 2

2.1 APLICACIONES DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL 20

2.1.1 YACIMIENTOS CON FRACTURAS VERTICALES 20

2.1.2 YACIMIENTOS CON PROBLEMAS DE CONIFICACIÓN DE AGUA Y GAS 21

2.1.3 YACIMIENTOS CON HORIZONTES PRODUCTORES DE POCO ESPESOR 23

2.1.4 TRABAJOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE ACEITE (EOR) 24

2.1.5 CAMPOS COSTA AFUERA 24

2.1.6 EXPLOTACIÓN Y DESARROLLO DE YACIMIENTOS 24

2.2 PARÁMETROS PARA EL ÉXITO ECONÓMICO 25

2.2.1 INTENSIDAD DE LA FRACTURA 25

2.2.2 ESPESOR DE LA ZONA RENTABLE 25

2.2.3 ESPACIAMIENTO ENTRE POZOS 26

2.2.4 COMUNICACIÓN VERTICAL 27

2.2.5 DAÑO A LA FORMACIÓN Y CAPACIDAD DE LIMPIEZA MAYOR DESPUÉS DE LA

PERFORACIÓN 27

2.2.6 CONTROL GEOLÓGICO 28

2.2.7 PROPECTOS DE POZOS MÚLTIPLES 28

CAPITULO 3

PROBLEMAS EN LA PERFORACIÓN HORIZONTAL 30

3.1DAÑOS A LA ESTABILIDAD DEL POZO 30

3.2 LIMPIEZA DEL POZO 31

3.3 PREVENCIÓN DE LOS DAÑOS A LA FORMACIÓN 31

3.4 LUBRICACIÓN 32

3.5 SELECCIÓN DEL TIPO DE FLUIDO DE CONTROL 32

3.6 PEGADURAS POR PRESIÓN DIFERENCIAL 33

3.7 PATA DE PERRO 33

CAPITULO 4

COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN EN UN POZO HORIZONTAL 35

4.1RÉGIMEN DE FLUJO 37

4.2 VARIACIÓN DE LA PRESIÓN 38

4.3 ANÁLISIS TRANSITORIO DEL POZO HORIZONTAL 40

4.4 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA 40

4.5 CÁLCULO DE LA RESPUESTA EN EL POZO 43

4.6 POZO VERTICAL FRACTURADO 44

4.7 PERIODOS DE FLUJO EN LA FRACTURA 45

4.8 DAÑO EN EL POZO HORIZONTAL 49

4.9 DERIVADA DE LA PRESIÓN 50

4.10 RESPUESTA PARA LA CONDUCTIVIDAD INFINITA 51

4.11 RESPUESTA PARA EL FLUJO UNIFORME 56

4.12 OBSERVACIONES SOBRE ANÁLISIS TRANSITORIO 56

CAPITULO 5

EVALUACIÓN DE LA PRODUCTIVIDAD EN POZOS HORIZONTALES 62

5.1 TÉCNICAS PARA LA DETERMINACIÓN DE RESERVAS 62

5.1.1 ESTIMACIÓN DE LA EFICIENCIA DE PRODUCCIÓN 62

5.1.2 MÉTODO VOLUMÉTRICO 67

5.1.3 PAPEL DE HETEROGENEIDADES 68

5.1.4 IMPORTANCIA DE LA CANALIZACIÓN EN LA EFICIENCIA PRODUCTIVA DE RESERVAS 68

5.1.5 FACTORES DE RECUPERACIÓN 69

5.2 DETERMINACIÓN DE RESERVAS 71

5.2.1 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS DE LAS RESERVAS 71

5.2.2 ELEMENTOS CLAVE 71

5.2.3 PASOS INVOLUCRADOS EN LAS DETERMINACIONES DE LAS RESERVAS 72

CAPITULO 6

EJEMPLO DE APLICACIÓN 74

6.1 DATOS GENERALES 74

6.2 EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN ENTRE UN POZO HORIZONTAL Y UNO VERTICAL DEL MISMO CAMPO (CHICONTEPEC) 77

6.3 PRUEBAS DE PRESIÓN EN UN POZO HORIZONTAL 82

CONCLUSIONES 86

RECOMENDACIONES 87

NOMENCLATURA 88

BIBLIOGRAFÍA 91

EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN EN POZOS HORIZONTALES

Resumen:

Uno de los problemas en la explotación de hidrocarburos es la dificultad para llegar a los objetivos productores de hidrocarburos ya sea porque se encuentran localizados en zonas de difícil acceso como son: zonas urbanas, campos costa afuera o reservas naturales. Es por eso que la ingeniería petrolera tiene que diseñar nuevos métodos de explotación de una manera más segura y eficiente.

Así surge la perforación horizontal como una solución para los reducir los problemas de explotación en zonas de difícil acceso, que su vez, también reduce gastos de operación y optimiza el desarrollo de los campos, dándoles un mayor tiempo de producción pues se pueden alcanzar varios objetivos con un solo pozo y así optimizar la tasa de producción.

Por ello el objetivo principal de este trabajo será establecer una estrategia para obtener incrementos en la producción y el desarrollo optimo de los campos petroleros, mostrando una metodología para la explotación de los mismos, identificando los problemas y beneficios que trae consigo, así como también se realizara un análisis comparativo entre la producción de los pozos horizontales y los convencionales.

CONTENIDO

I. INTRODUCCIÓN.

II. MÉTODOS DE PERFORACIÓN HORIZONTAL.

III. APLICACIONES DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL.

IV. PROBLEMAS EN LA PERFORACIÓN HORIZONTAL.

V. COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN EN EL POZO HORIZONTAL.

VI. EVALUACIÓN DE LA PRODUCTIVIDAD EN POZOS HORIZONTALES.

VII. EJEMPLO DE APLICACIÓN.

VIII. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

IX. BIBLIOGRAFIA.

SUMMARY: One of the problems in the hydrocarbons’ exploitations is the difficulty in reaching the

goals of producing oil or because they are located in remote areas such as: urban areas,

offshore areas or nature reserves. That is why the petroleum engineering has to devise

new ways of operating in a more secure and efficient.

This way arises the horizontal drilling as a solution to reduce the problems of operating in

areas of difficult access, which in turn also reduces operating costs and optimize the

development of the fields, giving them a longer time of production because they can

achieve multiple objectives with a single well and to optimize the production rate.

For that the main objective of this work is to establish a strategy for increasing production

and optimal development of oil fields, showing a method for operating them, identifying

the problems and benefits it brings, and also conduct a comparative analysis between the

production of conventional and horizontal wells.


1

INTRODUCCIÓN.

DEFINICIÓN DE PERFORACIÓN HORIZONTAL.

La perforación horizontal es el proceso de dirigir la barrena durante la perforación de un pozo en una dirección y orientación aproximada a 90 � con respecto a la vertical y lograr extenderse dentro del yacimiento varios cientos de metros, esto con el propósito de incrementar la producción y en el caso de pozos inyectores al tener una mayor área de contacto se obtiene una mayor capacidad de inyección.

En la actualidad la perforación horizontal nos brinda la posibilidad de incrementar la producción primaria y secundaria de los pozos, lograr obtener un mayor volumen de reservas y recuperación de las mismas, así como un menor número de pozos verticales (reduciendo el costo de producción en los campos en los que se empleen pozos horizontales).

La producción obtenida de los pozos horizontales depende en gran medida de la longitud de la sección horizontal y ésta a su vez depende de la técnica de perforación que se emplee. Por este motivo es indispensable que los ingenieros de yacimientos y los ingenieros de perforación trabajen de manera conjunta para lograr seleccionar la mejor técnica de perforación.

Otro aspecto de suma importancia es la terminación de los pozos horizontales, ya que los pozos pueden ser terminados en agujero descubierto, con un liner ranurado, colocando una tubería de revestimiento y posteriormente dispararla, etc. El tipo de terminación del pozo afecta en forma importante el comportamiento del mismo a lo largo de su vida útil; sin embargo, no todas las técnicas de terminación se pueden aplicar a todos los pozos, por esto es importante que los ingenieros de yacimientos conozcan las técnicas de terminación, así como sus ventajas y desventajas.


2

Figura 1- Esquema de un pozo horizontal.

ANTECEDENTES HISTÓRICOS DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL.

A NIVEL MUNDIAL.

Los primeros trabajos importantes sobre perforación horizontal fueron realizados por Eastman, Rany y Sublin entre los años 30’s y los 50’s, periodo en el que fueron perforados numerosos pozos horizontales. La perforación horizontal empezó como una solución a problemas específicos en el desarrollo de la recuperación mejorada por inyección de vapor, aplicada a yacimientos someros de aceite pesado. No obstante su uso desde los años 30’s, fue hasta la década de los 80’s, cuando los significativos avances en la tecnología de perforación direccional, hicieron posible un auge en la aplicación de pozos horizontales y empieza a figurar dentro del contexto mundial1.

El antecedente más antiguo que se tiene registrado sobre la perforación horizontal se da en la Unión Soviética, en donde se perforaron 43 pozos horizontales cuyo objetivo era el dominio de esta tecnología, por los resultados obtenidos, se llego a la conclusión de que la perforación horizontal era técnicamente factible, más no económicamente rentable, por lo que el uso de esta técnica fue abandonada por muchos años2.


3

En la década de los 60´s, en China se perforaron dos pozos horizontales; el primero de ellos penetro la formación productora con una longitud de 500 m de sección horizontal; desafortunadamente se colapso una semana después de estar produciendo. A mediados de los 80´s, la sociedad Holandesa Unocal Netherlands, planeo la perforación de varios pozos horizontales de radio medio a partir de pozos verticales ya existentes e invadidos de agua, localizados en yacimientos de arenas deleznables. En este caso la aplicación de la técnica de perforación horizontal fue exitosa. En 1985 la compañía de gas y aceite ARCO perforo aproximadamente 20 pozos en Indonesia con el fin de resolver los problemas de conificación en un yacimiento calcáreo. En 1986, el departamento de energía de los Estados Unidos perforó un pozo horizontal usando aire como fluido de perforación. Dicho pozo penetro un yacimiento de gas2.

En 1986, solamente se perforaron 50 pozos horizontales en el mundo. En 1989, se perforaron 300 pozos, ascendiendo a más de 1200 para 1990. Estas cifras muestran la dramática expansión que ha tenido la perforación horizontal en los últimos años, continuando su actividad a razón de un 20% anual hasta 1995. El desarrollo de la formación Austin Chalk, en el sur de Texas, representó en 1990 el 60% de la actividad mundial y el 75% de la actividad doméstica de Estados Unidos1.

EN MÉXICO.

La mayor parte de la actividad de la perforación horizontal, a la fecha, ha sido enfocada al mejoramiento de la producción a partir de yacimientos naturalmente fracturados y sobre la reducción de la conificación de agua y gas1.

Los yacimientos naturalmente fracturados representan excelentes objetivos para los pozos horizontales. Esto en la industria petrolera es bien conocido ya que a la fecha más del 70% de los pozos horizontales en el mundo se han hecho en este tipo de yacimientos. Los yacimientos petroleros más importantes de México se encuentran en el sureste de México donde predominan las formaciones naturalmente fracturadas.

Las altas producciones en muchos de estos campos están relacionadas con porosidad secundaria por cavernas de disolución y por fracturas de tal forma que es necesario determinar la orientación del sistema de fracturas para una correcta explotación del yacimiento, con lo que se incrementa la producción y se mejora la recuperación de los mismos3.

El uso de la perforación horizontal se ha incrementado debido a las ventajas que representa (un radio de drene extendido, aumento en los gastos de producción y un incremento en la recuperación final del campo.). México no puede quedar rezagado en esta tecnología, por lo que se han perforado con éxito algunos pozos horizontales (Agua Fría, Cuitlahuac, Franco


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Española, Poza Rica, Cerro Azul, Akal, Abkatún, Zapp, Catedral y Cerro Nanchital), logrando con ello mejor dominio de la tecnología de perforación y terminación.

Los costos de extracción del petróleo son cada día más altos y el riesgo durante la perforación de pozos profundos es grande, por lo que los pozos horizontales son una fuerte opción a futuro para obtener más hidrocarburos3.

El costo de un pozo horizontal es aproximadamente de 2 a 4 veces mayor que un pozo vertical por lo que la producción de un pozo horizontal debe ser de 2 a 4 veces mayor que la de un pozo vertical para que sea rentable este efecto se acentúa en yacimientos naturalmente fracturados donde la perforación horizontal mejora la producción en un factor de cinco y hasta veinte veces en esto radica la importancia de la selección de la “mejor” trayectoria para llegar al objetivo, ya que de lo contrario la ganancia es menor y en muchos casos incluso tener pérdidas económicas severas.

Hasta 1997, en México se habían perforado siete pozos horizontales: cuatro en el campo Agua fría en el año de 1991, uno en el campo Cuitláhuac en 1992 y en el campo Akal dos terminados en 1995.

LOS PRIMEROS POZOS HORIZONTALES EN MÉXICO.

En 1991 se perforo el primer pozo horizontal en México, fue en el campo Agua Fría, del distrito Poza Rica en la Región Norte. Con el objetivo de probar esta tecnología a fin de incrementar los gastos de producción y mejorar la recuperación final de hidrocarburos, además de hacer extensiva su aplicación en otros campos del Paleocanal de Chicontepec. Se perforo una longitud horizontal de alrededor de 1000 m, para tratar de incrementar la productividad y reducir los gastos. Esto también fue motivado porque en la formación de Chicontepec se tiene diferentes cuerpos productores aislados, los cuales serían más fácilmente atravesados por pozos horizontales. En 1995 se perforó el pozo Cantarell 2074, fue el primer pozo horizontal en la Región Marina. El objetivo principal fue explotar las rocas carbonatadas de la formación Brecha del Paleoceno (figuras 2 y 3). La perforación del pozo se inicio el 9 de mayo de 1995 y se utilizó la plataforma Akal-R, número de equipo PM - 4048. La compañía perforadora fue P.P.M.P (Pemex Perforación y Mantenimiento de Pozos) y la estructura recuperadora fue el octapodo Akal-R4.

Hasta el 2005 a nivel mundial se habían perforado alrededor de 20,000 pozos horizontales4 , de los cuales 22 pozos apenas se habían perforado en México en los campos petroleros de Cuitlahuac, Agua Fría, Franco Española, Poza Rica, Cerro Azul, Akal, Abkatún, Zapp, Catedral y Cerro Nanchital.


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Figura 2- Localización del pozo Cantarell 2074, Región Marina Noreste4.

Figura 3- Diagrama de terminación del pozo Cantarell 2074, Región Marina Noreste4.


6

CURVA PARA LLEGAR DE LA VERTICAL A LA HORIZONTAL 3.

CURVA UNIFORME.

La curva inicia la desviación con un determinado rango de incremento de ángulo y se deja continué hasta que la inclinación final se obtiene (figura 4).

CURVA UNIFORME CON TANGENTE.

Después de establecer un ángulo de incremento programado, una sección tangencial (recta) con la longitud adecuada se perfora usualmente con una inclinación de 45° a 60° para finalmente ajustar el ángulo requerido para llegar a la profundidad total establecida (figura 5).

SELECCIÓN DE LA TRAYECTORIA DEL POZO HORIZONTAL3.

Las principales características que afectan la selección de la trayectoria de perforación de un pozo son la permeabilidad, tipo de formación y presencia de fracturas naturales. Para un yacimiento de alta permeabilidad, la dirección de la sección horizontal puede no tener problemas. En yacimientos compactos es necesario conocer el esfuerzo principal mínimo ya que en los pozos horizontales a diferencia de los verticales, las fracturas pueden inducirse a lo largo, inclinadas o perpendiculares a la sección horizontal.

En el caso de fracturas naturales la orientación de la sección horizontal es importante, por lo que se requiere determinar la orientación de las fracturas naturales. Para que el pozo intercepte el mayor número de ellas. Algunas veces el corte y análisis de núcleos en la sección vertical de la zona productora, proporciona tal información. Si la permeabilidad vertical es baja o no existe se perfora un pozo horizontal y posteriormente se fractura hidráulicamente.

También se aplica en formaciones estratificadas con pequeñas capas de lutita que evitan la comunicación entre los intervalos productores.

Para el caso de cualquier formación en un futuro sea necesario aplicar un fracturamiento hidráulico, la iniciación de la fractura se pretende sea perpendicular al esfuerzo mínimo.

Estudios de mecánica en rocas determinaron que el tipo de fracturas creadas cerca del pozo controlan las presiones de ruptura y de cierre instantánea, además estudios posteriores determinaron que fracturas complejas pueden iniciarse en el agujero, además de cambiar la dirección para orientarse a ángulos perpendiculares al esfuerzo principal mínimo.

Si el pozo se perforó con un ángulo de orientación diferente al esfuerzo principal mínimo, el inicio de las fracturas a partir del pozo puede causar altas presiones de ruptura y de cierre


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instantáneo. Es por tanto que la dirección del pozo debe ser paralela al esfuerzo principal mínimo (figura 6).

Otros factores que definen la trayectoria de un pozo horizontal en particular aparte de yacimientos naturalmente fracturados son:

1. Obtener altas producciones de hidrocarburos en yacimientos lenticulares.

2. Obtener mejores resultados en proyectos de recuperación secundaria.

3. Reducción de problemas de conificación de agua y gas.

4. Reducción de problemas de producción de arena.

5. Protección ambiental.

6. Yacimientos de baja permeabilidad.

7. Reducción del daño a la formación.

8. Yacimientos de gas.

9. Estratos inclinados.

Se debe tomar la decisión del sistema que mejor se adapte a las condiciones que se tienen. La mayoría depende del tipo de terminación la cual es función del yacimiento y de las zonas que se requieran aislar a lo largo de la trayectoria, además el costo es otro factor importante en la selección del método de terminación. Por lo que el mejor sistema de perforación horizontal es aquel que permite llegar al objetivo al menor costo total, lo cual generalmente significa llegar al objetivo con un agujero uniforme en el menor tiempo posible.

Figura 4- Curva uniforme.


8

Figura 5- Curva uniforme con tangente.

Figura 6 - Pozo Horizontal intersectando fracturas múltiples.2


9

CAPITILO 1.

MÉTODOS DE PERFORACIÓN HORIZONTAL.

Actualmente en la industria petrolera se usan cuatro métodos para perforación de pozos horizontales, donde cada uno tiene sus ventajas y desventajas al aplicarlo, por eso se recomienda un estudio, planeación y diseño adecuado para su desarrollo.

Los pozos horizontales se clasifican de acuerdo al radio de penetración horizontal, donde es importante mencionar que para diseñar adecuadamente el tramo de longitud horizontal o radio de penetración horizontal óptimo se considera antes el radio de curvatura con el objetivo de terminar el pozo con el radio esperado y adecuado.

El radio de curvatura aumenta en relación con la longitud del tramo horizontal del pozo, donde a mayor longitud de separación entre la parte vertical y el tramo horizontal también es mayor.

Métodos de perforación horizontal, como se muestra en la (figura 7), son:

• Método de Radio Largo. • Método de Radio Medio. • Método de Radio Corto. • Método de Radio Ultracorto.

La selección del método adecuado para llevar a cabo la perforación depende de las condiciones que prevalezcan de la formación.

Sin embargo ninguna técnica puede ser definida mejor que otras, cada uno tiene sus aplicaciones específicas y debe ajustarse a las condiciones de formación y requerimientos del pozo.


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Figura 7 - Métodos de perforación horizontal.

Radio Largo

Radio Medio

Radio Corto

Radio Ultracorto

2‐6°/100 pie

8‐20°/100 pie

2‐5°/ pie

45‐60°/ pie

1000‐3000 pie

300‐800 pie

20‐40 pie

1‐2 pie


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Figura 8- Geometría de un pozo horizontal.


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1.1 MÉTODO DE RADIO LARGO. Los pozos horizontales de radio largo se utilizan cuando se requiere desarrollar un alto grado de penetración horizontal o cuando se requiere alcanzar yacimientos alejados horizontalmente al equipo de perforación superficial tales como plataformas de perforación costa fuera y para comunicar varias fracturas verticales en yacimientos naturalmente fracturados, como se muestra en la (figura 9), además de cumplir la función de alcanzar el objetivo, mejora la productividad de cada pozo debido a que tiene mayor área de contacto con el yacimiento haciendo posible la reducción del número de pozos perforados por plataforma5.

Figura 9 - Método Radio Largo.

También se usan cuando se requiere evadir obstáculos como ciudades, ríos, montañas, etc; como se muestra en la (figura 10).


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Figura 10 - Método radio largo. También utilizado para alcanzar objetivos lejanos.

CARACTERÍSTICAS DEL POZO DEL RADIO LARGO:

Radio de curvatura: 1000 a 3000 pies o [300 a 1000mts].

Diámetro del pozo: 8 ½ a 10½ pulgadas.

Angulo de inclinación: 2° a 6° / 100 pies o [2° a 6° / 30 mts.].

Longitud horizontal: 1000 a 4000 pies o [300 a 1250 mts].

Estos pozos son perforados con aparejos de perforación convencionales y con motores de fondo, además tienen una amplia gama de diámetros para perforar agujeros y herramientas.

Los métodos para perforar radios largos son más flexibles que los otros métodos.

En esta técnica el punto de inicio de la desviación (KOP) se encuentra cerca de la superficie para permitir que el objetivo sea alcanzado a la profundidad establecida o programada y como la longitud de los intervalos de construcción es grande, se incrementa la longitud perforada en las formaciones encontradas, por lo que si las formaciones presentan problemas se requieren varios diámetros de barrena y por consiguiente diversos diámetros de tuberías de revestimiento, sin embargo en la trayectoria del pozo se presenta ligeras curvaturas conocidas como “pata de perro”.


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Además como la longitud establecida del punto de inicio de la desviación al objetivo es considerable se puede reducir la longitud de la sección horizontal a perforarse debido a que con el peso, torque y arrastre de la tubería se pueden generar problemas.

Más no por eso puede eliminarse este método que en ocasiones permite obtener mayores longitudes horizontales.

El control de la dirección en pozos de radio largo se lleva a cabo por medio de herramientas de disparo simple, disparos múltiples, navegables, M.W.D (Measure While Drilling ) y orientación giroscópica.

Una de las técnicas más usadas en la industria petrolera para la desviación de los pozos de gran longitud, es la técnica de perforación direccional convencional, esta utiliza sustitutos desviadores que se usan para la construcción del ángulo de desviación y la sección horizontal utiliza motores de fondo para perforar y mantener la dirección horizontal.

Las grandes ventajas que tienen los pozos de radio largo es su tipo de terminación, como por ejemplo: terminación con gran extensión en tuberías cortas ranuradas con empacador, entubadas y cementadas o bien en agujeros descubiertos y terminaciones selectivas. Estas técnicas de terminación van a depender del tipo de formación y sistema de perforación.

Unas de las desventajas de los pozos de radio largo, se debe a la gran longitud de la sección de construcción, se tiene que atravesar por gran cantidad de formaciones sin aislarlas, pudiendo ocasionar derrumbes u otro tipo de problemas en las formaciones, esto cuando la fatiga o esfuerzo de la formación se desconoce.

La sección de construcción del pozo de radio largo se perfora con varias técnicas. El pozo se desvia empleando un motor de fondo, el cual se usa en toda la sección o con un aparejo convencional, al emplear este el motor se usa en ciertos intervalos para guiar el pozo o compensar la dirección esperada.

Conforme la curvatura del radio largo se acerca al objetivo y la inclinación final se alcanza, los aparejos para construir deben ser remplazados por un motor de fondo o por un aparejo para mantener el ángulo en el pozo.

1.2 MÉTODO DE RADIO MEDIO.

Unas de las aplicaciones de este sistema es en yacimientos naturalmente fracturados, de formaciones de poco espesor, en yacimientos con problemas de conificación de gas-agua y en formaciones fracturadas de baja permeabilidad (figura 11 y 12).


15

Figura 11 - Conificación por agua.

Figura 12- Conificación por Gas.

Gas

Aceite

Aceite

Agua


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Los pozos de radio medio son altamente económicos cuando se efectuan en pozos ya existentes, debido a que solamente se perfora la sección de curvatura y horizontal, además de tener un conocimiento exacto de la zona de interés, reduciendo los costos con respecto a uno nuevo6.

La profundidad vertical necesaria para alcanzar el yacimiento en los pozos de radio medio se reduce notablemente y pueden perforarse desde la superficie o en pozos ya existentes.

CARACTERÍSTICAS DEL POZO DE RADIO MEDIO:

Radio de curvatura: 300 a 800 pies o [100 a 250 mts].

Diámetro del pozo: 4 a 81/2 pulgadas.

Angulo de desviación: 8° a 20° / 100 pies o 8° a 20° / 30mts.


Estas características van a depender del tipo de formación y sistema de perforación que se utilice.

La terminación de este tipo de pozo puede ser en agujero descubierto, tubería corta ranurada, tubería de revestimiento con empacadores externos, tubería de revestimiento cementada. Esta última terminación probablemente es la más factible para realizar un fracturamiento eficiente y una estimulación apropiada del pozo.

Un pozo de radio medio requiere menos longitud al realizar la curva y menos desplazamiento horizontal para alcanzar el objetivo, en comparación de un pozo de radio largo.

Los pozos de radio medio se perforan en pozos nuevos o ya existentes, existen ventajas al desviar un pozo existente con respecto a uno nuevo, debido a que al desviar un pozo existente se reducen los costos con respecto a uno nuevo.

Otra ventaja de perforar un pozo ya existente es cuando se presenta formaciones con poco espesor donde es crítico el control de la desviación.

Algunas de las limitaciones de la perforación de pozos de radio medio son los altos ángulos de inclinación, esfuerzos de deflexión a través de las juntas de la tubería de revestimiento, los esfuerzos en el cuerpo del tubo y fuerza lateral de la barrena causada por la gran curvatura en el agujero ocasionando grandes diámetros del agujero y posible desviación de la barrena.


17

Los pozos de radio medio se perforan con equipo convencional, solo que incluye motores de fondo, sistema M.W.D. (Measure While Drilling ) y herramientas articuladas especiales, la ventaja de usar este sistema de perforación es de mejorar el control en la dirección.

La perforación de radio medio se lleva a cabo conforme la tubería lo permita, debido a las limitaciones por esfuerzos combinados de pandeo y torsión en la sarta de perforación.

Las formaciones inestables o problemáticas cerca de la zona del inicio de la desviación, provocan irregularidades en el desarrollo de la sección de la curva, lo cual es una desventaja para esta técnica donde lo más recomendable es un estudio minucioso de la formación para elegir la técnica más conveniente para llevar a cabo la perforación.

El método de radio medio tiene una “sección de ajuste de profundidad”, denominada tangente. Esta sección normalmente se desarrolla de 45 grados a 75 grados de inclinación, después de que se ha perforado del 70 al 85 % de la profundidad antes de llegar al objetivo; esto ayuda a resolver cualquier cambio en la profundidad.

1.3 MÉTODO DE RADIO CORTO.

Esta clase de pozos se aplica para yacimientos de dimensiones limitadas, ya que el pozo puede ser cambiado a vertical y terminado con menos desplazamiento del requerido por un pozo horizontal de radio largo.

También se utilizan en yacimientos de baja permeabilidad naturalmente fracturados y en formaciones de poco espesor.

En formaciones de poco espesor y casquete de gas el acercamiento de radio corto reduce el riesgo de perforar la parte baja de la formación productora, ya que se pude perforar un pozo vertical primero a través del casquete de gas y cementar la tubería de revestimiento para posteriormente perforar un pozo lateral horizontal y llegar al objetivo como se muestra en la (figura 13)5.


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Este sistema de perforación para desviar pozos es el más usado en la industria petrolera, actualmente en pozos ya existentes se han utilizado equipos de perforación rotaria.

CARACTERÍSTICAS DEL POZO DE RADIO CORTO:

Radio de curvatura: 20 a 40 pies o [6 a 12 mts].

Diámetro del agujero: 31/2 a 41/2 pulgadas.

Angula de desviación: 2° a 5° / pie o [2° a 5° / pie].


Actualmente se usan motores de fondo para obtener un control efectivo en la dirección de perforación del pozo horizontal, este nuevo sistema con motor de fondo se diseña según el tipo de formación. Otras de las ventajas de este sistema es que se perfora desde la sección de curvatura hasta la sección horizontal.

El tipo de terminación de esta clase de pozos es en agujeros descubiertos y entubados.

De esta manera los pozos horizontales pueden ser nuevos, es decir perforados desde superficie hasta llegar al objetivo o utilizar pozos ya existentes, como los pozos verticales.

Cuando se utilizan pozos ya existentes se hace una reentrada a través de la tubería de revestimiento, es decir se hace una ventana aproximadamente de 20 pg de largo, la cual es triturada lateralmente.

Figura 13 - Pozo con radio corto.


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Las ventajas en estos tipos de pozos, es que pueden perforar varias secciones horizontales desde el mismo pozo y a diferente profundidad.

Otra ventaja que ofrece esta técnica a comparación de los pozos de radio largo y medio, es que se utiliza para yacimientos con bajas presiones de aproximadamente 18 libras/pulgada2.

1.4 MÉTODO ULTRA-CORTO.

Es un nuevo método empleado en los últimos años en la industria petrolera, este utiliza fluidos a alta presión para perforar un agujero semi-horizontal.

Si la técnica de radio ultracorto se lleva a cabo en agujeros entubados, el pozo debe ser seccionado y si se lleva a cabo en agujeros descubiertos se realiza una preparación mínima de la formación.

CARACTERÍSTICAS DEL POZO CON RADIO ULTRACORTO:

El radio de curvatura: 1 a 2 pies o [0.30 a 0.60 mts].

Diámetro del agujero: 2 a 6 pulgadas.

Angulo de desviación: 45° a 60° / pie o [45° a 60° /0.30 mts].


También esta técnica se usa para perforar varios agujeros en forma radial al circular desde el mismo pozo, con el objetivo de aumentar la productividad y emplearse más en formaciones suaves con fácil penetración como en arenas6.


20

CAPITULO 2.

2.1 APLICACIONES DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL.

La principal ventaja de un pozo horizontal es el incrementar el contacto con el yacimiento y de ese modo mejorar la productividad del pozo, ya que el perforar horizontalmente no es un objetivo en sí mismo, sino el objetivo es producir. De la misma forma trae consigo una desventaja, esto es que solo una zona productora puede ser drenada por el pozo horizontal. Los pozos horizontales pueden ser usados práctica y efectivamente en los siguientes casos. 2.1.1 YACIMIENTOS CON FRACTURAS VERTICALES. En horizontes productores que tienen zonas con fracturas verticales escasamente dispersas en el yacimiento y que son difíciles de atravesar con un pozo vertical, la mejor forma de interceptar estas fracturas es perforando horizontalmente, de esta forma se incrementa la permeabilidad y se mejora la producción al lograr drenarlas efectivamente. Por lo tanto la perforación horizontal da como resultado un incremento en la productividad proporcional al número de fracturas interceptadas. En casos como estos se incrementa hasta en doce veces la productividad en comparación con un pozo vertical.

Figura 14 - Fotografía de un yacimiento con fracturas verticales.


21

2.1.2 YACIMIENTOS QUE TIENEN PROBLEMAS DE CONIFICACIÓN DE AGUA Y/O GAS. Algunos yacimientos producen a un gasto (ritmo de producción [bbl/día]) menor al llamado gasto crítico. Este gasto crítico representa el ritmo de flujo máximo al cual un pozo produce sin ocasionar conificación de agua o gas, a gastos mayores se presenta este fenómeno. La fuerza de gravedad tiende a mantener a los fluidos en su lugar, mientras que por el contrario las fuerzas viscosas causan que el agua suba o el gas baje. Para valores abajo del gasto crítico estas fuerzas deben de estar en equilibrio. Debido a la mayor área de contacto entre un pozo horizontal y el yacimiento, la producción de aceite por unidad de longitud, en condiciones normales es significativamente pequeña que la obtenida en un pozo vertical. Por lo tanto un pozo horizontal induce mucho menos gradiente de presión que un pozo vertical, manejar gastos críticos mayores que los pozos verticales. En la (figura 15) se presenta la conificación de agua y gas en un pozo vertical, el cual produce el mismo gasto que un pozo horizontal en el que no se manifiesta este problema.

Figura 15 - Comparación esquemática entre un pozo vertical y uno horizontal al mismo gasto y su efecto sobre la conificación de agua y gas.

Para pozos horizontales y verticales en régimen permanente las ecuaciones de gasto son: QcH = (150.96/B)(4αL/Xe) para 1<Xe/(hβ)<13 (2.1)


22

QcV = α(150.96/B)(1+25%) para 4<re/(hβ)<40 (2.2)

Donde:

α =3.486 x 10-5(Δρh)(KHh/μ)

β = (KH/KV)1/2

Gan = qcH/qcV = 4L/Xe para 1≤Xe/(hβ)≤13 En donde: QcH = gasto crítico para pozo horizontal, en m3/día. QcV = gasto crítico para pozo vertical, en m3/día. B = factor de volumen para el aceite. A = coeficiente de segregación gravitacional. L = longitud del tramo horizontal, en metros. Xe = un medio de la longitud del área de drene (L/2+2re), en metros. h =espesor de la formación, en metros. KH = permeabilidad del pozo horizontal, en md. KV = permeabilidad del pozo vertical, en md. β está en función de KH, Kv. re = radio del pozo. Δp = diferencia de densidades en gr/cm3. μ = viscosidad, en cp. Gan = ganancia en gasto crítico.


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La última ecuación indica que entre mayor sea la longitud horizontal, mayor es el ritmo al cual produce el pozo sin conificación. Las ecuaciones (2.1) Y (2.2) son validas tanto para conificación de agua como de gas. 2.1.3 YACIMIENTOS CON HORIZONTES PRODUCTORES DE POCO ESPESOR. En estos la columna de aceite o gas es menor a 50 pies y se requiere un gran número de pozos verticales para efectuar su desarrollo. Darcy demostró que la productividad de un pozo vertical es proporcional al espesor del yacimiento “h”. De acuerdo a la siguiente ecuación (2.3) se puede observar que esta productividad se mejora en los pozos horizontales, donde la longitud (L) juega un papel muy similar al del espesor del yacimiento. Por esto, la relación de productividad de un pozo horizontal para una longitud de sección horizontal y un radio de drene dado está en función del espesor de la formación.

⎪⎭

⎪⎬⎫

⎪⎩

⎪⎨⎧

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡+⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡ −+=

eHeH

eH

H

rhin

rLrL

inHL

KLPI

π

μπ

2)2/())2/(1(1

122.12

(2.3)

en donde: PIH = productividad de un pozo horizontal. h = espesor del yacimiento, en metros. L = longitud horizontal, en metros. reH = radio de drené, en metros. K = permeabilidad, en md. (milidarcys). µ = viscosidad, en cp. (centipoises).


24

Por lo anterior los yacimientos con horizontes productores de poco espesor son ideales para desarrollar pozos horizontales debido a que un solo pozo horizontal puede reemplazar a varios verticales que se necesitan. 2.1.4 TRABAJOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE ACEITE (EOR). En obras de recuperación mejorada de aceite los pozos horizontales pueden utilizarse como pozos inyectores, estos proveen una gran área de contacto y por lo tanto incrementan el índice de inyectividad y mejoran el barrido del área circundante7. La recuperación va del 60 al 80% de hidrocarburos en el yacimiento, esta es normal si las técnicas horizontales se usan. En aplicaciones de Recuperación Mejorada de Aceite los pozos horizontales se usan en aceites pesados. 2.1.5 CAMPOS COSTA FUERA. En la explotación de campos costa fuera se ha experimentado que al perforar cuatro pozos horizontales con extensiones múltiples puede ser suficiente, en ciertos casos para sustituir los doce o dieciséis direccionales que suelen perforarse desde una plataforma fija. 2.1.6 EXPLOTACIÓN Y DESARROLLO DE YACIMIENTOS. En la evaluación de nuevos yacimientos, los pozos horizontales permiten estudiar la evolución de los estratos geológicos, proporcionando una valiosa información que permite que el potencial exploratorio de un campo se incremente. Este potencial se incrementa con pozos horizontales, dado que esta técnica aplicada como trabajo exploratorio aporta herramientas adicionales para evaluar los yacimientos descubiertos por las siguientes razones: La primera es que permite explotar yacimientos de 5 a 20 veces mayores que en pozos verticales; las heterogeneidades se observan y las predicciones acerca de su eventual potencial de producción se hace más precisa. En segundo lugar la prospección horizontal puede ser llevada tan lejos, que no puede ser alcanzada por medios geofísicos o por las más sofisticadas herramientas de registros. Es


25

conocido que el radio de investigación de las herramientas de registros está restringido a unos pocos metros de la zona de interés. De esta manera, los nuevos parámetros provistos por la perforación horizontal ha llevado a predicciones más correctas concernientes al futuro desarrollo de los campos petroleros.

2.2 PARÁMETROS PARA EL ÉXITO ECONÓMICO.

Mientras que los costos de los pozos horizontales disminuyen, se gana en experiencia en un área; los costos de los pozos horizontales son de 2 a 4 veces más que el de un pozo convencional. Sin embargo, las reservas recuperables de un pozo horizontal deben ser al menos dos a tres veces mayor que las que se obtienen con un pozo vertical para ser económicamente exitosos. Con la planeación apropiada y selección de la localización, un pozo horizontal puede incrementar su productividad. El éxito económico se asegura al considerarse los siguientes criterios:

2.2.1 INTENSIDAD DE LA FRACTURA.

En yacimientos naturalmente fracturados, los pozos horizontales deben ser perforados perpendicularmente a las fracturas, intersectando las más posibles; los pozos horizontales perforados perpendicularmente a las fracturas no deben mostrar solamente altos gastos de producción, sino también altas reservas recuperadas en comparación con un pozo vertical.

Por otro lado, un pozo horizontal perforado paralelamente a las fracturas puede proporcionar un alto gasto inicial pero las reservas recuperadas pueden no ser significativamente diferentes de las de un pozo vertical. Similarmente a las formaciones naturalmente fracturadas, unos cuantos yacimientos con canales de arenas también muestran permeabilidades direccionales. En estos yacimientos, es deseable perforar pozos horizontales a lo largo de la dirección de la permeabilidad.

2.2.2 ESPESOR DE LA ZONA RENTABLE.

Los pozos horizontales perforados en yacimientos delgados son más efectivos que aquellos que se perforan en yacimientos gruesos. Sin embargo existe un límite inferior de alrededor de 10 pies para yacimientos sin casquete de gas o limitados inferiormente por un cuerpo de agua. Para yacimientos con capa de gas o cuerpo inferior de agua, la tecnología de perforación permite un límite inferior de alrededor de 12 pies de stand off (diferencia de altura entre el contacto agua-aceite y el agujero horizontal perforado). Este límite inferior se requiere para obtener una economía aceptable en los costos adicionales de perforación del pozo horizontal.


26

2.2.3 ESPACIAMIENTO ENTRE POZOS.

Las reservas incrementales para un pozo horizontal deben ser por lo menos proporcionales a los costos incrementales. Sin embargo, los pozos horizontales requieren un espaciamiento mayor que los pozos verticales. Los espaciamientos requeridos dependen al máximo de la permeabilidad y anisotropía. En un yacimiento naturalmente fracturado, el espaciamiento a lo largo de la tendencia de las fracturas debe ser tan grande como cuando es perpendicular a la tendencia de las mismas.

La (Figura 16) muestra la producción acumulada contra tiempo de un pozo productor horizontal en la formación Bakken Shale en la región de las montañas rocosas de los Estados Unidos. La producción acumulada para diferentes áreas de drenaje fue calculada usando un programa de software. Cada curva sólida representa un área de drene.

Figura 16 - Pozo horizontal en la Formación Bakken Shale E.U. Comparación del pronóstico contra la producción real.7

Esto indica el potencial de un pozo horizontal para drenar un gran volumen del yacimiento en un marco de tiempo pequeño incluso con permeabilidad menor a 1 md. La desviación


27

del espaciamiento de la curva de 1.9 Km2 cerca de los 500 días es causada por la interferencia desde la perforación de los pozos compensadores.

Es importante notar que la interferencia de los pozos compensadores es obvia en yacimientos de tipo depresionado sin una presión de soporte (sin capa de gas o un cuerpo activo de agua). En yacimientos con algún tipo de presión de soporte, la interferencia puede no ser importante dependiendo de las condiciones económicas particulares. Puede ser recomendable un espaciamiento grande entre pozos (en comparación con los pozos verticales), incluso en yacimientos con una presión de soporte.

2.2.4 COMUNICACIÓN VERTICAL.

La permeabilidad vertical es uno de los principales parámetros que determinan la productividad de un pozo horizontal. Una buena comunicación vertical en el yacimiento es esencial para el éxito de un pozo de este tipo. Un pozo horizontal puede drenar solamente la capa en la cual fue perforado. Si un pozo horizontal se perfora en un yacimiento con baja permeabilidad vertical (sin capa de gas o límite de agua), se debe considerar una estimulación mediante un fracturamiento para crear una comunicación vertical razonable e incrementar la productividad. Sin embargo, solo se puede fracturar un pozo de radio largo o medio, donde una pequeña porción de un pozo largo se puede aislar para un tratamiento efectivo.

En aplicaciones de conificación, la baja permeabilidad vertical debe reducir la tendencia a la conificación en pozos verticales. Sin embargo, una baja permeabilidad vertical también puede reducir la productividad de un pozo horizontal. Entonces, en aplicaciones de pozos horizontales en yacimientos de baja permeabilidad vertical con capa de gas y límite inferior con agua no necesariamente debe comportarse mejor que un pozo vertical si se requiere una alta presión de empate para alcanzar altos gastos de producción.

2.2.5 DAÑO A LA FORMACIÓN Y CAPACIDAD DE LIMPIEZA MAYOR DESPUÉS DE LA PERFORACIÓN.

El daño a la formación en pozos horizontales puede ser significativo debido a un largo periodo de exposición al fluido de perforación. Los métodos usados para minimizar el daño incluyen la perforación bajo balance o el uso de fluidos especiales de perforación con bajo o nulo contenido de sólidos. De lo contrario se debe planear un adecuado esquema de terminación y limpieza mayor.


28

2.2.6 CONTROL GEOLÓGICO.

Las áreas desarrolladas deben tener buena información geológica pero estas no tienen suficiente espacio lateral para perforarse horizontalmente. En áreas no desarrolladas la carencia de un control geológico pone en riesgo el éxito del proyecto. Varios proyectos de perforación horizontal tienen fallas debido a inclinaciones inesperadas de la formación, fallas con un gran desplazamiento lateral, etc. Una buena descripción geológica del yacimiento es esencial para el éxito del proyecto.

2.2.7 PROSPECTOS DE POZOS MÚLTIPLES.

En estos casos se gana experiencia en ciertas áreas de la perforación horizontal y los costos disminuyen; el primer pozo normalmente cuesta dos o tres veces más que uno vertical y el segundo pozo normalmente cuesta mucho menos que el primero. Sin embargo un programa de múltiples pozos horizontales tiene una mejor oportunidad de éxito económico.

La (figura 17) muestra los costos por pie de 50 pozos horizontales en Bakken Shale, donde las torres de perforación son desplazadas fácilmente en tierra; al ser perforados más pozos, se observa una clara reducción en los costos.

Figura 17 - Costos de perforación de pozos horizontales en la Formación Bakken Shale E.U, 1992.7

También se observa la disminución en los costos mientras más pozos fueron perforados, en la Formación Prudhoe Bay, para una formación en un ambiente hostil, el promedio del costo de los pozos (vertical y horizontal) puede bajar (figura 18).


29

Figura 18 - Costos de perforación en pozos horizontales en la Formación Prudhoe Bay Alaska. 1992.7

En México se han perforado varios pozos horizontales en diferente clase de formación, los cuales inicialmente responden a las expectativas de producción. Sin embargo, después de un corto tiempo de producción, las condiciones de producción se reducen significativamente, lo cual se condena al uso de estas tecnologías en el desarrollo de la explotación de hidrocarburos.


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CAPITULO 3.

PROBLEMAS EN LA PERFORACIÓN HORIZONTAL.8

Por la utilidad y ventajas económicas que conlleva a la perforación de pozos horizontales, se debe evitar que se provoquen daños a la formación productora con la finalidad de lograr el máximo aprovechamiento de la perforación del pozo horizontal.

Algunos de los problemas por evitar son:

• Daños a la estabilidad del pozo (en formaciones mal consolidadas).

• Deficiente limpieza del pozo.

• Daños a la formación.

• Evitar la incompatibilidad de los fluidos de formación y de control.

• El atascamiento de la barrena y sarta de perforación.

3.1 DAÑO A LA ESTABILIDAD DEL POZO.

Uno de los mayores problemas a los que nos enfrentamos al perforar un pozo horizontal es lograr mantener una buena estabilidad del mismo.

Una de las causas comunes de atrapamiento de la sarta de perforación es la tendencia de algunas formaciones a ser inestables, lo cual causa que fragmentos de roca caigan en el agujero y se acumulen en el lastrabarrenas o en la barrena. La inestabilidad del pozo ocurre cuando se presentan las siguientes condiciones:

a. Zonas de lutitas que contengan un porcentaje alto de arcillas.

b. Formaciones fracturadas.

c. Flujo turbulento en el espacio anular, ocasionando erosión en formaciones suaves.

d. Hidratación de lutitas.

Limpiar el pozo de recortes se vuelve difícil a medida que la inclinación del pozo aumenta. La mayoría de los problemas de inestabilidad del agujero se relacionan con la zona de lutitas. Las lutitas tienen la capacidad de absorber gran cantidad de agua, lo que provoca que se hinchen. En lutitas quebradizas el agua es absorbida a lo largo de los planos de fractura, debilitando la estructura y permitiendo que grandes fragmentos caigan en el pozo. El grado de hinchamiento de las lutitas depende de su composición. Algunas lutitas tienen una deformación plástica al contacto con el agua, lo que provoca que obstruyan el espacio


31

anular y atrapen la tubería. Se puede reducir el hinchamiento de las lutitas agregándo inhibidores al fluido de perforación. El inhibidor depende del tipo de lodo que se este usando. Las propiedades del fluido de perforación se seleccionan cuidadosamente para prevenir este tipo de problemas.

3.2 LIMPIEZA DEL POZO.

Cuando los parámetros del peso del lodo, filtración, salinidad, contenido de sólidos, etc., han sido definidos es importante adecuar la reología del lodo, con el propósito de tener buena capacidad de acarreo de los recortes a través de los distintos espacios anulares a lo largo de las inclinaciones que presenta el pozo.

En pozos horizontales, los recortes tienen que pasar de una inclinación de 0 � a 90 � en los cuales las características óptimas de limpieza pueden variar considerablemente de una sección a otra. No sólo en la parte horizontal del pozo se tienen problemas de limpieza, de hecho cuando se tiene una inclinación de 25 � a 65 � se tienen condiciones críticas si no se toma en cuenta las condiciones reológicas y la velocidad del lodo. El acarreo de los sólidos es difícil en pozos horizontales o con alto grado de inclinación respecto a pozos verticales, esto por la tendencia natural de los sólidos a depositarse por lo cual el lodo tiende a pasar por encima de dicho asentamiento. Para evitar esto, es posible incrementar la velocidad de circulación o alcanzar un régimen de flujo turbulento que evite los asentamientos; sin embargo el hacer esto puede ocasionar daños en la pared del pozo o la formación, además de limitarse por su capacidad de bombeo con la que cuenta el equipo de perforación.

Para obtener un régimen de flujo turbulento se requiere mantener baja viscosidad, sin embargo si se emplea baja viscosidad, cuando se para la circulación los sólidos dispersos en el fluido se depositan de manera muy rápida, sin embargo este problema se resuelve mediante el adecuado acondicionamiento del lodo con el fin de obtener un fluido plástico no Newtoniano con fuertes características plásticas.

3.3 PREVENCIÓN DE LOS DAÑOS A LA FORMACIÓN.

En pozos horizontales los fluidos de control están en contacto con la formación por un periodo de tiempo igual al que están en pozos verticales o en pozos con menor desviación, sin embargo los daños propios de los fluidos de perforación tienden a ser mayores en pozos horizontales por razones como son:

• El fluido de control está por mayor tiempo en contacto con la formación productora.

• Gran parte de los pozos horizontales son terminados en agujeros sin ademar.

• En los pozos horizontales es difícil corregir los daños creados por el fluido de control.


32

• La mecánica de flujo en pozos horizontales es distinta a la de pozos verticales, así mismo son distintas las variaciones de permeabilidad en pozos horizontales respecto a los verticales.

3.4 LUBRICACIÓN.

En la parte horizontal y en secciones con alto grado de desviación de pozos horizontales, existen pérdidas de energía ocasionadas por el torque que se genera por la fricción existente entre la sarta y la formación o entre sarta y tubería de revestimiento (TR). Estas pérdidas son inaceptables y se debe tratar de evitar, una forma de hacerlo es con el uso de fluido de control que brinda buena lubricación.

3.5 SELECCIÓN DEL TIPO DE FLUIDO DE CONTROL.

Uno de los aspectos más importantes en el diseño de un pozo es la selección del fluido de perforación. Parte de los problemas que ocurren durante la perforación de los pozos esta relacionado directa o indirectamente con el tipo y propiedades del fluido. Entre esto tiene:

• Pérdidas de circulación.

• Brotes.

• Resistencia y estancamiento de la sarta por inestabilidad de la formación.

• Pegaduras por presión diferencial.

• Bajos ritmos de penetración.

• Daño a la formación productora.

Los problemas registrados en pozos vecinos brindan un indicio de las áreas de oportunidad en las que se debe enfocar a fin de optimizar el programa de fluidos.

Con el fin de seleccionar el fluido de control, es importante considerar las características de este en la formación productora, por esto es necesario realizar pruebas de laboratorio como son:

•Caracterización del sistema roca‐fluidos.

• Utilizar el mejor fluido de control en cada etapa de perforación.

• Examinar la distribución del tamaño efectivo de poro y la morfología de la formación.

• Hacer pruebas de flujo en el laboratorio para determinar los posibles daños que ocasiona los distintos tipos de fluidos de control que sean candidatos a ser empleados en el pozo.


33

• Hacer estudios geológicos de las muestras del yacimiento después de utilizar el fluido de perforación seleccionado.

3.6 PEGADURAS POR PRESIÓN DIFERENCIAL.

Para prevenir los fluidos de formación hacia el pozo, la presión hidrostática del lodo debe igualar o exceder la presión de poro. En zonas permeables, se tiene un proceso natural de filtración en el fluido contenido en el lodo invade la formación, mientras que los sólidos del lodo forman un enjarre en la pared del pozo. Si el enjarre llega a ser espeso los lastrabarrenas entran en contacto con el y es difícil liberar la tubería. Este problema se presenta en forma frecuente en pozos horizontales debido a que los estabilizadores deben estar en contacto con la formación. El riesgo de pegadura por presión diferencial se incrementa cuando la tubería permanece estática en zonas permeables, principalmente en arenas.

El problema se soluciona al disminuir cualquiera de los tres factores que se indican:

a. La presión diferencial se reduce al disminuir la densidad del lodo. Se circula agua o diesel para liberar la tubería. Sin embargo, esta operación provoca una pegadura en otra zona del pozo descubierto.

b. El área de contacto se reduce al usar lastrabarrenas espirales. Esto se recomienda cuando se va a perforar una zona en la que es probable una pegadura por presión diferencial.

c. El factor de fricción se reduce al emplear lubricantes o lodos base aceite.

Ya que el riesgo de una pegadura se incrementa cuando la tubería se mantiene sin movimiento, es recomendable mantener la sarta en continuo movimiento mientras se encuentre en agujero descubierto.

3.7 PATA DE PERRO.

Una pata de perro es un cambio abrupto e involucrado en el ángulo o dirección del pozo. Indicadores de lo anterior son incremento del torque y arrastre sobre la sarta de perforación. La magnitud de la pata de perro se calcula a partir de dos estaciones de medición, las cuales deben estar a 30 metros una de la otra. Si hay una pata de perro la tubería se encuentra bajo constante tensión y compresión. La cara de la tubería que está en la parte interna de la curva del pozo se ve sometida a esfuerzos de compresión, mientras la cara que está en la parte


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externa se somete a esfuerzos de tensión. Debido a la rotación de la tubería, cada cara se ver sometida a esfuerzos de tensión. Sometida a compresión provocando que la tubería se fatigue disminuyendo su vida operativa.


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CAPITULO 4.

COMPORTAMIENTO DE LA PRESION EN UN POZO HORIZONTAL.

GENERALIDADES.

La forma de conocer el comportamiento de la presión en un yacimiento es mediante pruebas de presión, la cual es la medición continua de la variación de presión originada por e1 cambio de gasto en un yacimiento.

Una característica de tal prueba es que se lleva a cabo en forma dinámica, razón por la cual, permiten obtener mejor definición de ciertos parámetros y con ello caracterizar al yacimiento.

Parte de la información de las pruebas de presión se relaciona con la determinación de la permeabilidad y el daño como aspectos de primer orden.

La información de las pruebas de presión se utiliza para:

a) Simuladores.

b) Eficiencia en la terminación del pozo.

c) Determinar fallas o barreras impermeables.

d) Comunicación entre pozos.

e) Determinación de la presión media, presión de fondo estática y presión de fondo fluyendo.

f) Determinar direcciones preferenciales de flujo.

g) Estimulaciones.

h) Calculo de la permeabilidad absoluta y el daño.

i) Determinación de límites del yacimiento.

Existen diferentes tipos de pruebas de presión: incremento, decremento, gasto variable, inyectividad, de abatimiento en pozos inyectores, interferencia, pulsos, impulso, etc.


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En las pruebas de incremento de presión es posible observar tres regiones en una gráfica semilogarítmica (figura 19): región a tiempos cortos, región a tiempos intermedios y región a tiempos largos.

En una prueba de decremento también es posible encontrar estas regiones, (figura 20).

Figura 19 -Prueba de incremento de presión.

Figura 20 - Prueba de decremento de presión a gasto constante.


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4.1 REGIMEN DE FLUJO.

En las pruebas de presión es posible identificar diversos regímenes de flujo. En la (figura 21) se aprecian los regímenes de flujo que ocurren en el comportamiento de la presión del yacimiento: flujo transitorio, transitorio tardío, flujo semipermanente y flujo permanente.

Figura 21 -Periodos de flujo que ocurren en una prueba de presión.

En el periodo de flujo transitorio a gasto constante el comportamiento de la presión es el de un yacimiento infinito. El registro de la presión en este periodo se lleva a cabo en tiempos cortos.

En el periodo transitorio tardío, la presión se desvía en el caso de un yacimiento infinito, empezando a sentirse la influencia de 1as fronteras del yacimiento.

Si continúa el tiempo de producción y no existe flujo en la frontera, se presenta el f1ujo semipermanente. Si la compresibilidad es pequeña y constante, la declinación de la presión con respecto al tiempo se vuelve constante en la frontera de drene. En el periodo permanente la presión en cualquier punto del yacimiento se mantiene constante.


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4.2 VARIACIÓN DE LA PRESIÓN.

La variación de la presión en un yacimiento, comienza desde el momento en que el pozo se pone en producción. El comportamiento de la presión se compara con lo que ocurre en un lago o estanque. Suponiendo que se lanza un objeto hacia el centro del estanque, la perturbación que se provoca empieza por transmitirse del centro del estanque hacia las orillas, (figura 22). La alteración de la presión causada por la producción del pozo se transmite radialmente. El fluido que se encuentra lejos del pozo en cuanto resiente el gradiente de presión comienza a moverse hacia el pozo.

Figura 22 -Perturbación de la presión.


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La propagación del gradiente de presión desde la frontera hasta el pozo depende de la permeabilidad del yacimiento. A mayor permeabilidad mayor propagación. Conforme el tiempo transcurre, esta alteración circular viaja a través del yacimiento, hasta que alcanza la frontera de drene.

El periodo de tiempo requerido para que esta alteración alcance la frontera se llama periodo de flujo transitorio. Una vez alcanzada la frontera y conforme avanza el tiempo al estar los hidrocarburos saliendo del yacimiento la presión promedio empieza a disminuir (con la condición de que no exista flujo en la frontera). A este fenómeno se le conoce como periodo de flujo semipermanente.

Si la condición de frontera es tal que se mantiene una presión fija en la frontera, el pozo alcanza entonces el periodo de flujo permanente.

Para definir los regímenes de flujo en un pozo vertical se usa la definición de tiempo adimensional (tD), dado por:

2)(000264.0

rwcktt

tD φμ= (4.1)

ACkt

Arwtt

tDDA φμ

000264.02

=⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= (4.2)

Para un pozo vertical loca1izado en el centro de un circulo, el tiempo para alcanzar el periodo semipermanente es tD= 0.1. Sustituyendo esto en la ecuación y resolviendo para t, se obtiene:

kAc

tpss tφμ379= (4.3)

Donde:

Comúnmente el tiempo del periodo de flujo transitorio es corto. Sin embargo, en pozos de gas o en yacimientos delgados especialmente pozos de gas en yacimientos con 0.1 mD de permeabilidad, puede durar años. Algunos pozos en yacimientos delgados, han durado a condiciones de flujo transitorio cerca de 30 años. En esos yacimientos es muy difícil drenar el volumen de hidrocarburos en forma económica.


40

4.3 ANÁLISIS TRANSITORIO DEL POZO HORIZONTAL.

Según Clonts y Ramey, hay dos posibles comportamientos de la variación de presión en un pozo pseudohorizontal:

1) Si el pozo pseudohorizontal es corto, se presenta inicialmente un flujo radial perpendicular al eje del pozo, y después de un periodo de transición se presenta un último flujo pseudoradial en el plano horizontal.

2) Si el pozo pseudohorizontal es largo relativo al espesor del yacimiento, el flujo radial inicial concluye rápidamente, en este caso el comportamiento de la presión es idéntico al de una fractura vertical con flujo uniforme.

Otra importante característica indica que la producción del pozo horizontal se ve gobernada por dos factores:

A).- La longitud adimensional del pozo LD. (LD = L /2h (Kz/Kv)0.5).

B).- E1 radio adimensional del pozo, rwD.

La relación entre el radio del pozo y longitud media del pozo, suponiendo un yacimiento isotrópico.

Algunos resultados indican que la productividad de un pozo horizontal (tomando en cuenta conductividad infinita), es casi idéntica a la de una fractura vertical totalmente penetrante con conductividad infinita, si la longitud adimensional del pozo LD es mayor a 4.0. Esto significa que el pozo horizontal, quizá tenga un mejor rendimiento si se toma en cuenta algunos aspectos no ideales tales como: conductividad finita, altura, etc. Asociando estos últimos a pozos verticalmente fracturados.

4.4 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA.

Por lo general, la formulación del problema es bastante similar dentro de los modelos presentados en la literatura (figura 23).

En el planteamiento se toman las siguientes suposiciones: Yacimiento de altura h con permeabilidades horizontal-vertical diferentes, sin efecto de gravedad, flujo ligeramente compresible, pozo horizontal de longitud L, paralelo a la cima y a la base del yacimiento localizado en cualquier posición Zw del intervalo de interés y constituye una "línea fuente".


41

Figura 23 -Representación física de un sistema de pozo pseudohorizontal sencilla.

La distribución de la presión en el yacimiento es:

( ) ( )( )

( )( ) ⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡ −⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ −+

+= ∫ τττπ

4exp

21

21

4,,,,,

2

0 5.05.0

5.0Dt DD

DDDDDDDYx

erfx

erftLzwzyxp D

( ) 5.01

222

)(coscosexp21

ττηπηπτπη dZwZwL DD

nD ⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡−+ ∑

∞

=

(4.4)

Para el cálculo de la función "fuente instantánea" del modelo de la (figura 23), Clonts y Ramey utilizan el método del producto de Newman. Para obtener soluciones en la localización o configuración determinada, es necesario evaluar la solución utilizando la Regla de Simpson.

PD representa la presión adimensional en cualquier punto del yacimiento y tD es el tiempo adimensional basado en un medio la longitud del pozo (L/2).

( )( )tLzwzyxPPiqB

khtLzwzyxP DDDDDDD ,,,,,2.141

),,,,,( −=μ

(4.5)

2

001055.0Lc

kttt

D φμ= (4.6)


42

Ahora bien, tanto XD y YD se basan en la longitud media del pozo; la variable ZD lo hace en el espesor de la formación (h).

XD = 2x / L (4.7)

YD = 2y / L (4.8)

ZD = Z / h (4.9)

La longitud adimensional del pozo LD, se define por:

5.0

2 ⎥⎦⎤

⎢⎣⎡=

kKz

hLLD (4.10)

Si la formación es anisotrópica en el plano horizontal (xy) entonces K = (KxKy) 0.5. Si la formación es isotrópica y LD = 0.5, entonces la superficie disponible en la producción es idéntica a la que tiene un pozo vertical totalmente penetrado.

En tiempos cortos, la ecuación (4.4) se aproxima a:

( )( ) ( )( )⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ +−−=<

D

DDDD

DDDDDDDD t

YLZwZEiL

tLZwZYXP4

/4

1,,,,,1222

(4.11)

( )( ) ( )( )⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ +−−−=<

D

DDDD

DDDDDDDD t

YLZwZEi

LtLZwZYXP

4/

81,,,,,1

222

(4.12)

La validez de las ecuaciones (4.11) y (4.12), está en función de las variables XD, ZD, ZwD y LD. En tiempos cortos se presenta el flujo radial inicial, cuya duración es:

⎪⎩

⎪⎨

⎧

−++≤

)20/()2)(()20/()(

20/min

22

22

2

DDD

DDD

D

D

LZwZLZwZt

δ (4.13)

Donde:

DD X−= 1δ si (XD) < 1 y 1=Dδ si (XD) = 1

Una característica importante de estas formulas, indica que el periodo radial inicial termina cuando se sienten los efectos de la frontera más cercana (la cima o base del yacimiento), o cuando el flujo en los extremos del pozo (± L/2) afecta la respuesta de presión.


43

En tiempos largos, la distribución de la presión está dada por:

( ) ),,,,(),()80907.2(ln21),,,,,( DDDDDDDDDDDDDDD LZwZYXFYXttLZwZYXP ++= σ

(4.14)

Definiendo a su vez a σ y a F como:

[ ] ))1(ln()1()1(ln)1((25.0),( 2222 +++−−+−= DDDDDDDD XYXXYXYXσ

))1/(2arctan(2 22 −+− DDDD YXYY (4.15)

Si se considera:

∫∑+

−

∞

=

=1

11

)(coscos),,,,( αηπηπηπ dLrKoZwtLZwZYXF DDDn

DDDDDD (4.16)

Donde:

222 )( DDD YXr +−= α (4.17)

Ko (x) es la función modificada de Bessel de orden cero. Si F es cero, entonces la ecuación (4.14) produce la distribución de presión en tiempos largos, debido a un flujo uniforme en una fractura abierta.

De la ecuación (4.14) se infiere que en tiempos largos una gráfica semi-log p vs. T, tiene como pendiente una recta igual a 1.151 (flujo pseudoradial).

La ecuación (4.14), se usa para describir la respuesta de la presión cuando tD esta dado por:

⎪⎩

⎪⎨

⎧

+++−≥

))1((25))1((25

)/(100max

22

22

2

DD

DD

D

D

YXYX

Lt

π (4.18)

4.5 CÁLCULO DE LA RESPUESTA EN EL POZO.

Suponiendo que la formación es isotrópica, la respuesta del pozo se calcula en el punto (XD, rwD), donde:


44

)/()(4 2222

22

DDDD YLZwZLrwrw +−== (4.19)

Gringarten demostró que la solución para flujo uniforme puede utilizarse en la respuesta de un pozo fracturado verticalmente con conductividad infinita, si XD = 0.732.

El fracturamiento hidráulico comúnmente provoca una fractura vertical. Hasta 1974, la mayoría de los estudios de pozos fracturados consideraron únicamente fracturas verticales.

Para la respuesta de un pozo horizontal con flujo uniforme se supune que XD = 0. Se ha comprobado que la solución para tal flujo, parece no ser apropiada en la respuesta de un pozo horizontal.

E1 hecho de que la presión en el pozo se calcula para un radio finito rw, presenta aspectos que merecen ciertas consideraciones. Es posible calcular la respuesta para un pozo fracturado verticalmente con XD = 0 y YD = 0, considerando que la presión en este punto es del pozo.

En caso de un pozo horizontal se supone que en una línea fuente no es posible calcular las caídas de presión. Por lo tanto las caídas de presión se calculan en un radio finito "r", considerando dos factores:

a) La solución del pozo horizontal está en función de la variable rwD.

b) Dado que la solución, tanto en una fractura vertical como del pozo horizontal, no se calculan en el mismo punto, es posible demostrar en algunos casos la productividad del horizontal rebasa la del pozo vertical fracturado cuando las condiciones permanecen idénticas.

4.6 POZO VERTICAL FRACTURADO.

Es importante señalar aspectos de interés con relación al pozo verticalmente fracturado. Esto permite tener una idea mas clara sobre el comportamiento de estos pozos y su comparación con los horizontales.

Dentro de la extensa literatura sobre fracturamiento, los aspectos mencionados se basan en el trabajo de Gringarten y en los resultados de Cinco y Samaniego. Los primeros autores citados basaron su estudio utilizando conductividad infinita en la fractura, los segundos optaron por manejar una conductividad finita.


45

Algo conocido en los yacimientos es la presencia de fracturas que probablemente afecten el comportamiento transitorio de la presión.

Gringarten supuso una fractura vertical penetrando un yacimiento horizontal, homogéneo e isotrópico, presión inicialmente constante, flujo de una fase y fluido ligeramente compresible.

Para un análisis transitorio de presión, (figura 24) Cinco y Samaniego toman las siguientes suposiciones: gasto constante, yacimiento infinito, homogéneo, isotrópico y horizontal, fluido ligeramente compresible, viscosidad constante y el sistema obedece a 1a Ley de Darcy.

Figura 24 - Fractura vertical de conductividad finita en un yacimiento infinito.

4.7 PERIODOS DE FLUJO EN LA FRACTURA.

Basándose en su modelo, Gringarten determinó los siguientes flujos presentes en el pozo vertical fracturado: flujo lineal (tiempos cortos), flujo pseudoradial (tiempos intermedios) y flujo semipermanente (tiempos largos).

A tiempos cortos, la distribución del flujo es uniforme, cambia poco después de alcanzar un estado estacionario, a continuación el flujo que entra en la fractura se estabiliza.

Un comportamiento similar ocurre en un pozo a gasto constante que se afecta por almacenamiento provocando que la producción en la cara de la arena varíe en función del tiempo. Después de un periodo inicial el gasto en la cara de la arena alcanza un valor


46

semejante al gasto en superficie; después la presión de producción se iguala a la reflejada en un pozo cuyo gasto en la cara de la arena permanece constante desde el inicio de la producción.

Por su parte Cinco y Samaniego basándose en sus resultados, pudieron demostrar que el comportamiento transitorio exhibido por un pozo con una fractura vertical y conductividad finita presenta cuatro periodos de flujo a saber: Flujo lineal en la fractura, flujo bilineal en la fractura, flujo lineal en el yacimiento y flujo pseudoradial, (figura 25), demostraron que para valores prácticos de tD, el comportamiento de la presión depende de dos parámetros: tiempo adimensional (tDxf) y conductividad adimensional de la fractura (Kfbf).

(a)Flujo lineal en la fractura.

(b) Flujo bilineal.

(c) Flujo lineal en la formación.


47

(d) Flujo pseudoradial.

Figura 25 - Periodos de flujo para un pozo con fractura vertical.

El flujo lineal en la fractura se presenta con valores muy pequeños de tiempo adimensional. El único inconveniente para el análisis es que ocurre demasiado temprano, por lo tanto no tiene uso práctico.

El flujo bilineal consiste en dos flujos lineales: Uno incompresible en la fractura y otro compresible en la formación. Flujo bilineal existe siempre y cuando la mayoría del flujo que entra al pozo provenga de la formación, además los efectos de frontera no afectan el comportamiento del pozo.

La región alterada por el flujo bilineal afecta únicamente a la fractura y sus vecindades. Basándose en este modelo se infiere que el cambio de presión es inversamente proporcional a la raíz cuadrada de la conductividad en la fractura y directamente proporcional a la raíz cuarta del tiempo. Si el almacenamiento afecta al sistema, el comportamiento bilineal quizá tienda a enmascararse (figura 26).


48

Figura 25 - Efectos de almacenamiento del agujero en flujo bilineal.

La gráfica log-log se usa comúnmente como herramienta de diagnóstico para detectar diferentes regímenes de flujo en una prueba de variación de presión. Para obtener una solución mejor evaluada, debe usarse gráficas específicas en cada periodo de flujo.

Analizando el comportamiento de la presión en una fractura vertical y tomando la ecuación de Gringarten para flujo uniforme, se observa que la presión tiende a variar a lo largo de la fractura.

La caída de presión en la fractura mantiene un valor bajo, pero la condición de flujo uniforme da la apariencia de una alta conductividad, aunque no infinita.

Reproduciendo la ecuación de Gringarten:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ −−−⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡ ++

−=

D

DD

D

D

D

DDDDD t

XEi

Xt

Xerf

tX

erfttOXP4

)1(4

1)(2

1)(2

1)(

21),,(

2

5.05.05.0π

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ +−

+−

D

DD

tX

EiX

4)1(

4)1( 22

(4.20)


49

Bajo la condición de conductividad infinita en la fractura vertical la caída de presión mantiene una forma regular. Gringarten demostró un valor estabilizado para 2qmhxf/qf a lo largo de la longitud media de la fractura. El termino 2qmhxf/qf, representa la relación entre el flujo por unidad de longitud en cada segmento "qm" y el flujo por unidad de longitud para el caso de flujo uniforme.

Los valores de la caída de presión bajo conductividad infinita se calculan con la ecuación:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−−

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

DDDDDDD t

Eit

Eit

erft

erfttPw 750.0433.0018.0067.0)(

866.0)(

134.0)(21)( 5.05.0

5.0π

(4.21)

Algunos autores indican que la caída de presión en el pozo fracturado (a gasto constante), es idéntica a la caída de presión reflejada en un pozo sin fracturar, cuando aquella se encuentra a gran distancia del pozo.

Prats demostró que una fractura vertical con conductividad infinita en un yacimiento circular cerrado produciendo un fluido incompresible en el periodo permanente, es equivalente a un pozo sin fracturar, con radio efectivo igual a 1/4 de la longitud de la fractura, para unas relación entre el radio del yacimiento y la longitud media de fractura mayor a 2.

4.8 DAÑO EN EL POZO HORIZONTAL.

Un objetivo importante al estudiar un pozo horizontal consiste en determinar el daño. Ozkan desarrollo formulas para el daño y propuso:

),,,,(),(),( DDDDDDDD LZwZYXFOXYXs +−= σσ (4.22)

En esta ecuación la variable F puede calcularse con la ecuación (4.16). Otra propuesta en el calculo de F, se considero en los siguientes rangos: 0.1≤LD ≤ 100, 10-4 10≤≤ Drw y

5.00625.0 ≤≤ DZw , quedando definida como:

∫ ∑ ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−=

∞

=

ct

nDDDDDDDD

D

ZwZLLZwZYXF0 1

22225.0

coscos)exp(2)(),,,,( ηπηπτπηπ

5.0

2

5.05.0 )(4exp

)(2)1(

)(2)1(

ττ

τττdYXerfXerf DDD ⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡−⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡ −+

+ (4.23)

4.9 DERIVADA DE PRESIÓN.


50

Algunos autores han utilizado el método de la derivada para el análisis transitorio de pruebas de presión. Este método consiste en graficar )ln/)(2/( tpp ∂Δ∂Δ con respecto al tiempo. El problema en estudio considera tres casos:

1. - Solución integral de la exponencial.

2.- Solución para el pozo horizontal.

3.- Solución para el pozo vertical fracturado.

Considerando por simplicidad la integral exponencial:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−−=

D

DDDD t

rEitrP42

1),(2

(4.24)

Sabiendo que ))4/(exp(5.0ln/ 2DDDD trtP −=∂∂ se tiene:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡−=

∂∂ D

D

D

D

DD

DDD

tr

Eit

rtP

trP44

exp5.0)ln/(2

),( 22

(4.25)

Para tiempos grandes 1)4/exp(),01.0)4/(( 222 →< DDDD trtr , por lo tanto:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡+=≈

∂∂8091.0

ln5.0),(

)ln/(2),(

2D

DDDD

DD

DDD

rt

trPtP

trP (4.26)

De las ecuaciones (4.24) a (4.26), se comenta lo siguiente: si existe una línea recta semilog entonces la gráfica )ln/)(2/( tpp ∂Δ∂Δ vs. log t puede tener una línea cuya pendiente es igual a 1.151; es posible construir una curva tipo con la ecuación 4.26, y usarla para ajustar el conjunto de datos en forma convencional. En este caso se grafica )ln/)(2/( tpp ∂Δ∂Δ vs. t.

En caso de no existir la línea recta semilog, entonces será posible determinar la difusividad hidráulica (η ). Ya determinada η los valores de presión pueden usarse para ajustar la respuesta del pozo y así obtener el producto kh. Además el valor de hCtφ podrá determinarse de kh y η .

4.10 RESPUESTAS PARA CONDUCTIVIDAD INFINITA.


51

En la (figura 27) se observan respuestas típicas de presión para pozos horizontales con conductividad infinita. Un aspecto interesante tiene lugar cuando LD ≤ 50, la solución del pozo horizontal y la del vertical fracturado son casi idénticas (esto se observa a una tD≥ 2.3X10-1).

Figura 27 - Respuesta de presión en un pozo horizontal con conductividad infinita.

A tiempos grandes, las respuestas de presión para pozos horizontales con gran longitud, son muy similares a las respuestas para pozos fracturados con penetración total.

Las líneas AA (figura 27) señalan el final del periodo radial inicial. Durante este periodo el pozo se comporta como si fuera un pozo vertical penetrando completamente una formación de espesor L. El final del periodo se ve marcado por dos factores: primero, el movimiento del fluido en los extremos del pozo ((Xn) = 1) puede distorsionar las líneas isopotenciales, las cuales son concéntricas al eje del pozo; segundo, este periodo puede terminar también si la frontera superior y/o inferior tienen influencia en la respuesta del pozo.

Las líneas BB en el lado derecho, señalan el comienzo del flujo pseudoradial. Si LD≤ 0.25, el comienzo de este periodo de flujo es independiente de LD, cuando sucede esto la frontera superior e inferior del yacimiento no intervienen en el inicio de este periodo.


52

La (figura 28) es una grafica de dPWD/d1n tD vs. tD. Se ve que la grafica de la derivada tiene un valor de 0.25 a tiempos cortos, a tiempos grandes su valor es de 0.5.

Figura 28 - Respuesta derivativa pozo horizontal conductividad infinita.

Cuando LD es ≥ 0.25, e1 espesor de la formación "h" y la relación Kz/K no afectan el inicio del periodo pseudoradial, es la longitud del pozo horizontal “L" quien gobierna al flujo.

Por otra parte, si el flujo radial lineal termina debido a la influencia de la frontera superior e inferior (LD grande), entonces los resultados indican que el comienzo del flujo pseudoradial es Independiente de LD; sin embargo, el valor de L tendrá una fuerte influencia (vía tD).

De las (figuras 27 y 28) se observa lo siguiente:

- Si LD posee un valor alto, no será posible distinguir las soluciones del horizontal de las soluciones del vertical fracturado (LD ≥ 50).

Cuando LD tiene un valor bajo, entonces la forma característica de la respuesta del pozo horizontal será indistinguible de la respuesta de un pozo vertical sin fracturar.

Si LD es muy pequeño, el ajuste de los datos de presión por curvas tipo será casi imposible.


53

- De la grafica de la derivada, no será posible distinguir el flujo radial específico (inicial o pseudoradial), si todos los valores registrados son tomados durante uno de estos periodos de flujo. Estos resultados indican que la productividad en el pozo vertical fracturado esta gobernada principalmente por la longitud y la conductividad de la fractura, y que la altura de la fractura "h" tendrá un papel secundario.

La influencia de rw en la respuesta de presión también ha sido estudiada. Según algunos estudios, a tiempos iníciales la variación de rw tiene diferencias significativas. Cuando LD presenta valores pequeños, rwD tiene mayor influencia en la productividad.

También la influencia de ZwD en la respuesta de presión es de poca importancia, se estudio que con valores de 0.5, 0.25, 0.125 y 0.0625 las respuestas de presión no mostraron variaciones significativas. A tiempos iníciales, las respuestas de presión para valores pequeños de LD son independientes de ZwD. A tiempos mayores las diferencias se hacen significativas. Para valores grandes de LD, la solución del pozo horizontal es similar a la solución de una fractura horizontal, esto es, el flujo en la dirección vertical es poco importante.

Otro factor que tiene relación directa con la presión es el de pseudodaño. En el pozo horizontal el factor de pseudodaño, se calcula comparando respuestas de presión a tiempos finales entre el pozo horizontal y un pozo vertical con una fractura vertical totalmente penetrada. La (figura 29) muestra la variación del pseudodaño en función del radio adimensional rwD. Para un valor constante de rwD, el factor de pseudodaño se incrementa conforme LD disminuye. Tambien, para un valor constante de LD el factor de pseudodaño disminuye conforme rwD aumenta.


54

Figura 29 - Influencia del radio del pozo adimensional en el factor de pseudodaño.

Figura 30 - Influencia de la ubicación del pozo en el factor de pseudodaño.


55

La (figura 30) representa la variación del factor de pseudodaño para diferentes valores de zwD. Para valores grandes de LD los factores de daño son pequeños, en este la localización del pozo no influye en el valor de pseudodaño. Para valores grandes de LD, el factor de pseudodaño localizado a zwD = 0.5 es grande, por ejemplo cuando s ≈ 40.5 LD =0.1. Las caídas de presión adicionales, originadas por la proximidad de la frontera superior e inferior parecen ser no significativas.

Otro factor de interés en conductividad infinita es la longitud del pozo. Tal y como ha podido observarse, este factor tiene un efecto muy importante en la productividad del pozo horizontal. Cualquier cambio en la longitud del pozo influye en rwD y LD permaneciendo constantes los demás parámetros. Obviamente una mayor longitud, tiene el atractivo de pensar más posibilidades de una mejor productividad.

La presión normalizada también se analiza dentro la condición de conductividad infinita. La (figura 31) es una grafica de respuestas de presión y respuestas normalizadas de presión. A tiempos iníciales las soluciones de la presión normalizada son idénticas, LD tiene un efecto poco importante. Conforme avanza el tiempo, las soluciones empiezan a divergir hasta un punto en donde convergen con las respuestas de PwD tal y como se aprecia, las respuestas de presión son idénticas (para propósitos prácticos) con las respuestas de presión, durante el periodo de flujo pseudoradial.

Figura 31 - Respuesta de presión normalizada para conductividad infinita.


56

4.11 RESPUESTAS PARA FLUJO UNIFORME.

Tomando como referencia a los pozos verticales, las soluciones para flujo uniforme se espera que sean similares a las soluciones para conductividad infinita.

Con la condición de flujo uniforme se observaron caídas de presión iguales o mayores a las presentadas para conductividad infinita durante el periodo radial inicial, las respuestas podrían ser idénticas, ya que la conductividad no tiene influencia en la respuesta del pozo.

El comienzo del flujo pseudoradial, tal como en el caso de conductividad infinita, es independiente de LD si LD es ≥ 0.5. Igualmente cuando LD < 0.5, las fronteras superior e inferior determina el comienzo del flujo pseudoradial así estos tiempos dependen de LD.

Ha podido observarse que unos factores como zwD, rwD, etc. Tiene un comportamiento similar a la condición de conductividad infinita.

La condición de conductividad infinita es la única solución viable para pozos horizontales o para un solo pozo pseudohorizontal.

La condición para flujo uniforme puede utilizarse como una alternativa de la idealización para conductividad infinita es dos pozos pseudohorizontales de la misma longitud, perforados en direcciones diametralmente opuestas desde un pozo vertical (ya que la presión en el centro del pozo (XD =0) es la mas baja).

Del conocimiento de los parámetros que intervienen en la productividad, se obtiene información útil para el diseño de terminaciones y la comparación de productividades.

4.12 OBSERVACIONES SOBRE ANÁLISIS TRANSITORIOS.

I.- Modelo de Goode y Thambynayagam.

Estudia la variación de la presión en un yacimiento anisótropo y semi-infinito. Estos autores determinaron cuatro periodos de flujos:

a) Flujo radial inicial.- Al inicio cuando el pozo se pone en producción, el flujo es radial alrededor del pozo, (figura 32). Este es equivalente a un pozo vertical totalmente penetrado sobre un yacimiento infinito, siendo la altura “h” igual a la longitud del pozo “L”. Durante este periodo de flujo la respuesta de presión esta dada por:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡+−=− m

ZY

YZ

sctrw

tKKLKK

qBPwfPi 868.023.3)(

log)(

6.1622

5.0

5.0 φμμ (4.27)


57

El tiempo correspondiente al final de este periodo puede aproximarse por:

Z

serfl K

ctrwht

φμ095.0095.2190 −

= (4.28)

Físicamente este periodo termina, cuando el efecto de las fronteras superior o inferior influye en la respuesta de presión.

b) Flujo lineal intermedio.- Si la longitud del pozo horizontal es mucho mayor comparada con el espesor del yacimiento el flujo lineal puede presentarse una vez que la presión transitoria alcanza la frontera superior o inferior, (figura 32). La respuesta esta dada por:

)()(

2.141126.85.0

5.0

mzZYty

ssKKLqB

cKt

LhPwfPi ++

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡=−

μφμ (4.29)

(a) Flujo radial inicial.

(b) Flujo lineal


58

(c) Flujo pseudoradial.

Figura 33 - Periodos de flujo en el pozo horizontal.

Este periodo de flujo termina cuando:

x

t

kLc

telfl28.20 φμ

= (4.30)

Si el tiempo dado por la ecuación (4.30) es menor al tiempo dado por la ecuación (4.29), entonces el pozo no es lo suficientemente grande comparado con la altura del yacimiento y posiblemente el periodo lineal intermedio no se presente.

c) El flujo pseudoradial.- Si la longitud del pozo es lo suficientemente corta comparada con el ancho del yacimiento, el flujo pseudoradial estará presente, (figura 31). La respuesta de presión está dada por:

)()(

3.141023.2log)(

6.1625.025.0 zm

ZYt

X

YX

ssKKLqB

LctK

hKKqBPwfPi ++

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡−⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡=−

μφμ

μ (4.31)

este periodo de flujo empieza en:

X

tbrf K

cLt

φμ2

21230

= (4.32)

y termina en:


59

X

tXdXerf K

cLLLt

φμ095.0095.21

2)( −+

= (4.33)

d) Flujo lineal final.- Después de que la presión transitoria ha alcanzado las extremidades laterales, el flujo se vuelve lineal y la respuesta de presión está dada por:

)()(

2.141128.85.0

5.0

mzxYXtY

sssKKLqB

cKt

hxhqBPwfPi +++⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡=−

μφμ (4.34)

II.- Modelo de Kuchuk, Goode, Wilkinson y Thambynayagam.

Estos autores consideraron dos condiciones de frontera: (1) Tanto la frontera superior como la inferior del yacimiento son impermeables, (2) una de las fronteras presenta presión constante debido a un casquete de gas o a un acuífero, la otra presenta una condición de no flujo.

a) Flujo radial inicial.- tD <<1 y tD << min. ))(,( 22DDD ZwhZw − y tD/rwD

2>25, se presenta el flujo radial del pozo. La respuesta de presión esta dada por:

=− PwfPi

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡+⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−+−⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡5.05.0

2

5.0

5.0 4421log28686.023.3

)(log

)(6.162

H

V

V

Hm

t

VH

VH KK

KK

srwc

tKKLKK

qφμ

μ

(4.35)

donde tD,hD,ZwD y rwD se definen como:

2

4

2

10637.2

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

=−

Lc

Khtxt

t

D

φμ (4.36)

2/

5.0

Lh

KK

hV

HD ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= (4.37)

2/

5.0

LZ

KKZw w

V

HD ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= (4.38)


60

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=

5.0

1V

HD K

KL

rwrw (4.39)

Kuchuk hicieron énfasis en que si la relación anisotrópica Kh/Kv es muy grande, este flujo radial quizá no se presente.

b) Segundo periodo de flujo radial. Este es un periodo de flujo semicilíndrico. Se presenta cuando el pozo esta cercano a una frontera de no-flujo. La respuesta de presión esta dada por:

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+−+−⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡=−

rwZw

KKs

rwctKK

LKKqPwfPi

V

Hm

t

VH

VH

1log4343.023.3)(

log2/)(

1622

5.0

5.0 φμμ

(4.40)

Obsérvese que la pendiente semilog de la ecuación (4.40) es el doble de la ecuación (4.39), esto es debido a la condición de no-flujo, la cual actúa como una falla.

c) Flujo lineal intermedio. Si hD2<< tD << 1, el flujo lineal estará presente teniéndose las

siguientes ecuaciones:

)()(

2.1415.0128.85.0 mz

VHtH

ssKKL

qcK

tLh

qPwfPi ++⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡=−

μφμ (4.41)

Donde el pseudofactor de daño esta dado por:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡+−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+−= 2

25.05.0

31

)2/(1log3026.2

hZw

hZw

Lh

KK

hZwsen

KK

hrws

V

H

H

Vz

ππ (4.42)

Este periodo de flujo posiblemente este presente por un periodo de tiempo muy breve, su identificación quizá sea complicada.

d) Flujo radial intermedio.- Si tD >>1 y tD<<hD2, entonces el flujo pseudoradial se

presentaran en el plano X-Y. La caída de presión esta dada por:

)()(

2.1415267.2)2/(

log6.1625.02 mz

VHt

H

H

ssKKL

qLc

tKhKqPwfPi ++

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=−

μφμ

μ (4.43)

Si hD ≤ 1, el flujo pseudoradial empieza en tD ≈ 100. Debe notarse que este periodo no se presenta cuando existe un casquete de gas o un acuífero activo.


61

e) Periodo de flujo permanente.- Si existe un casquete de gas o un acuífero en una de las fronteras, el flujo lineal intermedio y el flujo radial no se presenta, pero el periodo de flujo se vuelve permanente y la caída de presión se calcula con la siguiente ecuación:

=− PwfPi

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ −

−+⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎥⎦⎤

⎢⎣⎡

+5.0

5.05.0 )/(2/

4343.02

cot))(1(

8log2/)(

6.162VHm

VHVH

KKL

Zwhsh

ZwKKrw

hLKK

q ππ

μ

(4.42)

Los aspectos mencionados en forma general, proporcionan una orientación con respecto al comportamiento transitorio del pozo horizontal así como los posibles periodos de flujo que pudieran estar presentes.


62

CAPITULO 5.

EVALUACIÓN DE LA PRODUCTIVIDAD EN POZOS HORIZONTALES.

5.1 TÉCNICAS PARA LA DETERMINACIÓN DE RESERVAS.

5.1.1 ESTIMACIÓN DE LA EFICIENCIA DE PRODUCCIÓN.

Los pozos horizontales, como ya se mencionó, permiten principalmente un aumento de accesibilidad al yacimiento. La ubicación de un pozo horizontal por sí misma no cambia el mecanismo básico de empuje del yacimiento o el tipo de declinación esperado, no obstante puede ocurrir algunas variaciones.

La productividad y declinación en los pozos horizontales dependen de la naturaleza del yacimiento, las condiciones de la terminación y los mecanismos de producción dominantes. Se dispone de discusiones teóricas solamente para sistemas idealizados de pozos horizontales. Empleados como guías, es posible proyectar el comportamiento de pozos horizontales. Usualmente, la eficiencia de un pozo vertical proporciona datos para la eficiencia productiva de un pozo horizontal bajo las mismas condiciones.

Se han propuesto diversos métodos para determinar gastos bajo condiciones de flujo estacionario. De estas, el método de Joshi es el más utilizado. El gasto de aceite, qh , en barriles por día se expresa como:

w

oo

h

h

rh

Lh

L

Laa

phK

q

2ln

2

2ln

007078.0

2

ββ

βμ

+

⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−

Δ

= (5.1)

Donde:

Kh = permeabilidad horizontal (mD).

h = espesor productor neto (pies).

Δp = caída de presión (psi).

µo = viscosidad del aceite (cp).


63

Βo = factor de volumen en la formación (bbl@/stb).

a = [ ]{ } 5.05.04)2/2(25.05.0)2/( ehrL ++

reh = radio de drene del pozo horizontal (pies).

L = longitud del pozo horizontal (pies).

β = anisotropía = VH KK /

rw = radio del pozo (pies).

Debe notarse que la ecuación es válida solo para flujo de una sola fase y utiliza valores simples para varios parámetros de entrada. El valor de la distancia de drene, reh, para un pozo horizontal no podría, tal vez conocerse previamente. Como una primera aproximación, la distancia de drene, rev, para pozos verticales puede usarse para reh. Para pozos horizontales en yacimientos con empuje de gas en solución, la productividad bajo condiciones de flujo transitorio y semi-estacionario ha sido estimada por Poon9 (1991), Mustalik y Joshi10 (1992), Babu y Oden11 (1989) y otros. Los análisis de Poon utilizan una analogía entre pozos horizontales y fracturas verticales para estimar la eficiencia productiva. Es particularmente útil debido a que proporciona “curvas tipo” para ciertas condiciones idealizadas. Para otras situaciones, las ecuaciones de flujo podrían combinarse con balance de materia y el estado de flujo semi-estacionario tratado como una sucesión de flujos estacionarios. El procedimiento involucraría alternativamente la obtención de cálculos aproximados de la presión media del yacimiento (balance de materia) y tipo de flujo del gasto (estado estacionario) para diferentes periodos hasta que alcance un límite económico. Debe tenerse en mente que, en algunas situaciones, las incertidumbres en muchos de los parámetros den un valor poco práctico a estas estimaciones.

En situaciones de conificación de invasión de gas, las operaciones serian descontinuadas con ciertos gastos mínimos de aceite, con ciertos cortes de agua o ciertas relaciones gas-aceite. Los últimos parámetros se basaran en aspectos de seguridad, equipo o consideraciones económicas o regulatorias. Técnicamente, la invasión de gas puede evitarse produciendo bajo ciertos gastos críticos, los cuales por si mismos cambiarán con las presiones variantes o con los niveles de fluidos.

Los gastos críticos para pozos horizontales usualmente son mayores que para pozos verticales. En la práctica solamente pocas clases de yacimientos pueden producir aceite limpio o gas por un periodo prolongado. Estos incluyen yacimientos de gas bajo un empuje de agua o algunas operaciones marinas con espacio limitado en plataforma que no permite la instalación de equipo para manejar grandes volúmenes de agua o la producción de gas.


64

En estos casos, las reservas de aceite o gas no serian aquellas obtenidas antes de una invasión de agua o gas significativa. La invasión de agua o gas puede retratarse al operar con gastos subcríticos. Esto continuamente implicaría la alteración de gastos con cambios en el contacto del fluido hasta que los gastos no sean económicamente posibles. En otros casos donde la infraestructura no es una limitante principal, la relación gas-aceite elevada o el corte de agua pueden originar un gasto de aceite no económico. La parte no drenada de la columna de aceite se conoce como “perdida en la parte superior por invasión de gas” o en el caso de estar sobre un fondo de agua o bajo un casquete de gas, como “Perdida alternada”. Estas pérdidas se pueden estimar a partir de características de diseño para un pozo horizontal, se reconoce generalmente que los pozos horizontales pueden reducir significativamente estas pérdidas (del 20 % al 40 %).

Con mayor frecuencia, la productividad bruta de aceite ocurriría bajo el aumento de cortes de agua o de la relación gas-aceite o de ambos. Bajo estas condiciones, las reservas serian otra vez la suma del aceite drenado mediante el cambio promedio en los contactos de fluido en el área de drene (ignorando los efectos de la invasión de gas) y el volumen de aceite móvil dentro de la zona invadida por gas. Se dispone de correlaciones para estimar el tiempo en el que se alcanza el rompimiento por invasión de gas en el pozo horizontal. Las estimaciones del tiempo de tal rompimiento ayudarían a estimar la producción de aceite limpio. Los cortes de aceite declinarían harmónicamente en seguida (hasta que produzca interferencia desde pozos de compensación), obteniéndose una línea recta en una grafica semilogarítmica del corte de aceite contra aceite acumulado. Para casos con empuje de agua inactivo, las reservas se deberían esencialmente a la expansión del fluido y a la segregación del aceite móvil dentro de la zona invadida por gas.

Lo último se puede estimar por un método sugerido por Butler12 (1989).Quien sugirió que esto sería igual al aceite móvil dentro de la mitad de un cilindro entre el pozo horizontal y el contacto del fluido. Para un yacimiento no isótropo, esto sería modificado hasta la mitad de un elipsoide (Figura 33 a y b) la distancia entre la interfase y el pozo se denomina “espesor autónomo” efectivo. De manera similar, si la caída de presión lateral provocara que los gastos excedieran el valor critico en algunas partes del pozo, la invasión de gas presente tendría a reducir las reservas para todo el pozo. En tales situaciones, si se pudiera caracterizar adecuadamente las heterogeneidades, la única manera de obtener estimaciones confiables de reservas seria mediante el modelado numérico detallado bajo diferentes condiciones de terminación y operación. Para optimizar las reservas, será necesario averiguar si el flujo en el pozo horizontal está constantemente distribuido.

Hasta la fecha, no existen otros métodos disponibles, sino correlaciones de conocimiento público para estimar la producción posterior al rompimiento por la invasión de aceite y agua (o gas) a través de un pozo horizontal.


65

(a)

(b)

Figura 33 -Esquema de un pozo horizontal y vertical de sus áreas de drene.

Como una primera aproximación las correlaciones de conificación de KUO13 (1989) para los pozos verticales o el método de Butler para pozos horizontales (Butler y Suprunowicz14) pueden usarse. Las estimaciones generales para computadora para el yacimiento Suffield Jenner en Alberta parecen ser más confiables que estas correlaciones. La declinación de la


66

producción de aceite para pozos horizontales, no era común más que para un pozo vertical, después de que se hicieron inversiones para aumentar el área de drene por toda la longitud del pozo y por reducciones del volumen de gas invasor debido a heterogeneidades. Para algunos pozos horizontales en los yacimientos se han reportado incrementos pequeños en relación con pozos verticales. Sin embargo, los datos de las trayectorias de pozos y de las terminaciones no están disponibles para evaluar totalmente las razones de estos incrementos. La interdigitación viscosa, heterogeneidades o la hidrodinámica dentro y alrededor de pozos verticales que fomentan la canalización del agua o gas podrían ser alguna de las causas que originan menores recuperaciones.

Una vez que la capacidad productiva después del rompimiento se puede estimar, la adición de la producción de aceite proporcionara estimaciones para las reservas. Mientras que los pozos horizontales han probado ser efectivos en la reducción de la producción de agua, sus efectividades en el control de la invasión de gas solamente a proporcionado resultados confusos. Si la invasión del gas es un factor limitante, usualmente las reservas son menores que lo descrito por el método indicado. Las razones podrían ser una caída abrupta en la permeabilidad efectiva del aceite con saturaciones de gas elevadas o interdigitación como resultado de la movilidad no favorable del aceite comparada con la del gas.

La discusión anterior se refiere al drene mejorado del yacimiento por pozos horizontales bajo el mecanismo de empuje por gas en solución y situaciones de confinación de gas. Los pozos horizontales también pueden mejorar significativamente las reservas extraídas de proceso de desplazamiento por agua como por recuperación mejorada de aceite térmica y no térmica. La mejora podría ser el resultado de aumentar el acceso. Inyectividad o productividad y el aumento de las eficiencias volumétricas de barrido. No obstante, las fracturas o las regiones previamente drenadas podrían limitar seriamente el aumento de las reservas. La ingeniería cuidadosa de la longitud del pozo horizontal, la orientación, la longitud vertical y la operación se necesita para obtener reservas óptimas bajo tales condiciones. Como en el caso de la producción primaria, los factores clave que controlan las reservas serian la hidrodinámica dentro de la región de drene y los aspectos económicos.

El papel de la variabilidad del yacimiento debe tomarse en cuenta en todas las situaciones. En ciertas heterogeneidades no pueden considerarse detalles suficientes, inclusive después de que un pozo horizontal comienza a producir. Debido a esta variabilidad, la productividad de los pozos horizontales tiende a ser específica localmente. Otra consecuencia es la dificultad para determinar los parámetros promedio del yacimiento.

Hasta la fecha, en términos de la duración de la historia de producción y detalles operacionales y geológicos disponibles, la base de datos de la industria es extremadamente limitada para usarse en la derivación significativa de analogías y correlaciones. Los datos de pruebas de producción e historia de producción, pueden ayudar a cuantificar ciertos


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parámetros de las reservas. De otra manera, no parecen ser definitivamente suficientes para la estimación de reservas. En pocos casos donde los datos son disponibles en una duración suficiente para considerarse definitiva, la curva de declinación y el balance de materia como metodologías para pozos convencionales podrían extenderse para pozos horizontales. Generalmente, las técnicas más fructíferas para reservas en pozos verticales podrían también aplicarse a pozos horizontales.

5.1.2 MÉTODO VOLUMÉTRICO.

La distancia detallada de flujo alrededor de un pozo es la consideración mas importante en la identificación del área de drene para un pozo horizontal, el cual drenaría una porción mayor de un yacimiento que un pozo vertical, dependiendo de su longitud. Otros factores que determinan el área de drene seria la distancia hacia los limites más cercanos del yacimiento y la distancia hacia pozos de compensación así como el gasto drenado por ellos. Para yacimientos homogéneos con empuje de gas en solución Joshi (1991) ha presentado métodos para estimar áreas de drene basados en la estimación del tiempo para alcanzar un estado semi-estacionario para diferentes geometrías de drene. De estos, se puede estimar el área de drene efectiva. La experiencia limitada hasta la fecha sugiere que la distancia de drene para pozos horizontales (Reh-L/2 en la figura 33. (a y b)) seria, en muchos casos, menor que al de pozos verticales (rev). Las razones podrían ser heterogeneidad y abandono o agotamiento previo.

Como regla de campo, un pozo horizontal de 300m drenaría el equivalente de dos pozos verticales, y un pozo horizontal de 600m el equivalente de tres pozos verticales. Sin embargo, esta regla debe usarse con precaución extrema.

Se ha observado, de la capacidad productiva de diversos pozos canadienses, que las reservas de yacimientos de arenisca son generalmente proporcionales a sus longitudes. Las correlaciones correspondientes entre longitudes de pozos y reservas drenadas para yacimientos de carbonatos fracturados son muy imprecisas. Es posible que esto sea causado por la entrada de agua a través de fracturas relativamente grandes.

Después de mucho tiempo, los pozos horizontales en los yacimientos de aceite ligero en Estevan estaban drenando 250 a 300m en la dirección lateral, en tanto que para aceite pesado Lloydminster, esta distancia es menor a 150m podría ser menor hasta 50m a 70m en algunos yacimientos de aceite ligero de Alberta, se notificaron reservas muy desalentadoras implicando áreas pequeñas de drene o factores de recuperación bajos.


68

5.1.3 PAPEL DE HETEROGENEIDADES.

En un yacimiento heterogéneo, es común que un pozo horizontal atraviese más regiones profilicas que un pozo vertical. Para una caída de presión dada, la mayoría de flujo procedería de estas regiones. Así, un pozo horizontal sería equivalente a diversos pozos verticales individuales ubicados en la trayectoria de un pozo horizontal. El aumento de la productividad así como el aumento de las reservas sería similar a los esperados para pozos verticales produciendo con un espaciamiento corto. El drene acelerado induciría declinaciones mas rápidas así como interferencias con pozos compensadores. Ejemplos extremos de tales zonas profilicas son las regiones fracturadas en los campos de Austin Chalk en Texas, Bakken Shale en Dakota del Norte, regiones marinas del campo petrolero Raspo Mare en la costa italiana del mar adriático. La fractura variable en los arrecifes dolomíticos de Alberta y Saskatchewan constituirían también regiones profilicas (áreas atractivas), pero con impacto menos dramático en las reservas. Por otra parte, estas regiones también actuarían como trayectorias para que el agua o gas penetren en los pozos reduciendo el barrido volumétrico y los factores de recuperación.

La extensión vertical y lateral de una región drenada depende principalmente de características geológicas como estratificaciones, fracturas, barreras de flujo, y variaciones laterales. El volumen efectivo drenado para un pozo horizontal seria menor que los volúmenes de hidrocarburos contenidos en los poros en el área drenada si estos existieran. A fin de identificar el volumen drenado de un pozo horizontal, un modelo geológico resultaría útil.

Debe notarse que incluso en yacimientos con un buen control geológico, los pozos horizontales usualmente revelan características no anticipadas. Un modelo geológico actualizado con datos de pozos horizontales ayudaría mucho en la determinación del volumen drenado por el pozo.

5.1.4 IMPORTANCIA DE LA CANALIZACIÓN EN LA EFICIENCIA PRODUCTIVA DE RESERVAS.

En ciertas condiciones geológicas, resulta aparente que la producción esta dominada por la canalización de agua en lugar de la conificación típica de agua. De hecho, diversos yacimientos mississipianos en el área Estevan de la provincia de Saskatchewan no presentaron un fondo con agua, no obstante producen grandes cantidades de agua. Seguramente están recibiendo mantenimiento de presión mediante fracturas numerosas presentes en la región. Unido a este fracturamiento posterior a la depositación, estos depósitos de carbonato han sufrido diferentes eventos de remplazamiento de carbonato de


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calcio por dolomitas y anhidritas. Mientras que las fracturas actúan como conductos para que el agua invada la zona de aceite y la dolomitización aumenta la porosidad, las fisuras microfracturadas aumentan la permeabilidad. Además, la configuración del yacimiento en tres dimensiones (intercalación de zonas porosas, ocasionalmente atravesados por fracturas, y una continuidad escasa de la densidad y características de poro a lo largo de la longitud del pozo) caracteriza el barrido de la zona productora por el agua infiltrada. Por lo tanto, las reservas drenadas de pozos horizontales dependen de factores tales como la explotación previa de zonas subyacentes dentro del yacimiento, el nivel de heterogeneidad y la presencia de zonas densas, y del espesor autónomo sobre los contactos agua aceite o base de la zona productora. Contrariamente a lo que tal vez se anticipe en una situación típica de conificación, la mayoría de los pozos horizontales en yacimientos desarrollados fracasan al drenar cantidades significativas de reservas incrementadas aun más de lo que dos o tres pozos productores verticales podrían drenar bajo las mismas condiciones.

Respecto a esto, la ventaja de gastos de aceite mayores para pozos horizontales frecuentemente se nulifican por declinaciones abruptas conforme la producción de agua aumenta. El gasto de agua y la producción acumulativa de agua se consideran como un incremento desproporcionado en relación con los aumentos correspondientes de la producción de aceite, debido a la existencia de fracturas verticales numerosas y la distribución prevaleciente del agua invadida (por operaciones anteriores). Bajo estas circunstancias, las caídas de presión laterales dentro del pozo horizontal originadas por el flujo de dos o tres fases, asumen un significado especial. Consecuentemente, los pozos horizontales podrían estar realizando un trabajo escaso de drenado alrededor de sus bases. La situación quizás sea más complicada por la descripción especifica del yacimiento (zonas compactas o porosas y fracturas en todas longitudes del pozo) y el daño de la formación cerca de la pared del pozo.

Se sigue entonces que para estimar la capacidad productiva, es esencial un conocimiento detallado de la descripción del yacimiento y una compresión propia de la geología e hidrodinámica de la región de drene alrededor de un pozo horizontal (dentro de la zona de aceite, incluyendo cualquier acuífero asociado). La viscosidad (temperatura) del aceite desempeña un papel importante mediante la cual se origina la interdigitación viscosa y se limita el barrido volumétrico por el agua invasora.

5.1.5 FACTORES DE RECUPERACIÓN.

Una vez que se ha estimado el volumen drenado, el siguiente paso a estimar son los limites superior e inferior de los factores de recuperación para el drenado mediante pozos horizontales.


70

Un entendimiento del comportamiento de pozos verticales en el mismo yacimiento en términos de los mecanismos de producción dominantes y de los factores que limitan la producción proporciona datos importantes para el comportamiento de la productividad de pozos horizontales. Como se dijo previamente, algunas características ayudarían a mejorar la producción, en tanto que otras quizás obstruirían la eficiencia de drenado. Las tres listas siguientes proporcionan algunas de las características más importantes.

1. Características que mejoran el drene:

• Aumento del volumen drenado. • Heterogeneidades dentro del área de drene; barreras al flujo del agua de fondo o gas

dentro del pozo horizontal. • Caída de presión reducida, la cual ayudara a modelar las restricciones de drene (por

ejemplo conificación de gas, producción teóricamente perfecta). • Disminución efectiva del límite económico para el gasto de aceite (un pozo

horizontal remplazando diversos pozos verticales).

2. Características que impiden el drene.

• Heterogeneidades (estratificación, barreras a un drene substancial en un mecanismo de empuje agotado, flujo de aceite en agua o inyección de gas).

• Regiones previamente drenadas del volumen extraíble, aceite que puede ser movido con dificultad (regiones no mojadas).

• Daño de las paredes del pozo (radio del pozo menos efectivo). • Caídas de presión laterales (turbulencia, flujo multifásico, sedimentos o fragmentos

presentes en el agujero) originando un drene efectivo solamente desde una parte del pozo.

• Trayectoria ondulable del pozo o “control de balance” (algunas secciones llegaran a tener contactos más cercanos de fluido o las cimas y las bases de las zonas productoras en algunos casos, algunas secciones de los pozos incluso estarán fuera de la zona productora, reduciéndose la longitud efectiva en una buena parte de esta zona).

3. Por examinación de modelos geológicos e hidrodinámicos, algunas de las preguntas acerca del impacto no tanto de condiciones ideales como de factores de recuperación pueden aclararse. Estas preguntas podrían ser como se presentan a continuación.

• ¿Están los intervalos pequeños contribuyendo al flujo total? • Si es así, ¿continuaran siendo recargados adecuadamente? • ¿Existe un daño más severo en ciertas partes del pozo?


71

• ¿Podría una caída de presión lateral dentro del pozo restringir el drene de algunas partes del pozo?

• ¿La infiltración remota del agua o gas seria asegurada por las rutas de flujo dominantes?

• Una vez que el rompimiento por invasión de agua ocurre en cualquier lugar del pozo ¿restringiría seriamente el drene subsecuente por el pozo?

Una cuantificación de estos efectos en los factores de recuperación podría obtenerse mediante un estudio rápido de simulación de un sistema de producción burdo.

5.2 DETERMINACIÓN DE RESERVAS.

5.2.1 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS DE LAS RESERVAS.

Los parámetros promedio de las reservas serian difíciles de determinar sin la examinación estrecha de un modelo geológico de la región de drene alrededor de un pozo horizontal. Estos parámetros podrían ser la porosidad, la permeabilidad (con la orientación del pozo), caracterización del acuífero y del casquete de gas, espesor productor neto, espesor superior o inferior del pozo en el caso de una trayectoria ondulada, ubicación de la cima y base del intervalo productor dentro de la región de drene, fracturas, longitud efectiva del pozo, presión del yacimiento, saturaciones, daño y longitudes de drene.

5.2.2 ELEMENTOS CLAVES.

Todos los elementos de la determinación de reservas para pozos horizontales son similares a aquellos aplicables a pozos verticales. No obstante, el análisis requerido es usualmente más riguroso debido al análisis detallado de la hidrodinámica del drene alrededor de cada pozo horizontal que debe incluirse.

El procedimiento es iterativo para asegurar la consistencia entre las reservas obtenidas de análisis volumétricos así como de perforación y todos los datos geológicos, del yacimiento y de producción disponible.

El procedimiento apela al juicio ingenieril relativo a los valores apropiados de parámetros a utilizarse para estimaciones de la capacidad productiva y la estimación de reservas, además requiere un conocimiento claro del mecanismo dominante de recuperación y de los parámetros que limitan la explotación de reservas del yacimiento mediante pozos convencionales. El posible esparcimiento de las condiciones lindantes del drene usando


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pozos horizontales se estima basándose en estos aspectos. Se requiere en modelo hidrodinámico para que el modelo hidrodinámico incorpore variaciones del yacimiento, situación actual de agotamientos y una visualización cualitativa de la distribución del flujo dentro del área de drene del pozo horizontal. Finalmente, la implicación de factores operativos y económicos en las reservas debe incluirse explícitamente.

5.2.3 PASOS INVOLUCRADOS EN LAS DETERMINACIONES DE RESERVAS.

El procedimiento propuesto involucra iteraciones de los siguientes puntos hasta que se logra una determinación adecuada:

1. Preparar un modelo geológico para la región de drene del pozo horizontal. El modelo puede sugerir preguntas relativas a las fronteras, los límites del área de drene debido a cualquier barrera al flujo, heterogeneidades y cambios de fases, contacto de fluidos, anisotropía, tendencias direccionales, orientación de fracturas más comunes, microfracturas y áreas de interés.

2. Preparar un modelo hidrodinámico cualitativo incorporando datos del estado actual de drene, la trayectoria del pozo, la presión y la distribución de la saturación previos a la construcción del pozo horizontal, la región efectiva de drene y la distribución de la presión alrededor del pozo, incluyendo cualquier interferencia posible con pozos cercanos.

3. Obtener estimaciones de varios parámetros de drene y reservas como el espesor productor efectivo, forma del área de drene, áreas de interés, longitud de drene, porosidad, distribución de la presión, distribución de la saturación, compresibilidad, permeabilidad, KH/KV, y daño.

4. Estimar los hidrocarburos in situ en el volumen de drene y el grado de incertidumbre asociada.

5. Estimar el grado de factores de recuperación para pozos horizontales a partir de datos basados en factores de recuperación para drenes convencionales, y el esparcimiento posible de parámetros que controlan la producción. La importancia de varias influencias deberán cuantificarse usando un simulador de red productiva burda o juicio ingenieril.

6.- Estimar la productividad inicial a partir de caídas de presión estimadas, permeabilidad (vertical como horizontal), compresibilidad y saturaciones. Eficiencia de producción corriente o datos de prueba de presión puede utilizarse para validar la estimación de parámetros.


73

7. Estimar el pronóstico de producción para la situación específica. Los datos de capacidad productiva, ecuaciones, balance de materia y resultados de simulación, si están disponibles, pueden usarse para validar la declinación de la capacidad de producción. En ausencia de mejores datos, la productividad inicial junto con las reservas volumétricas pueden usarse para estimar la capacidad productiva. Estos datos pueden alimentar análisis económicos para obtener aspectos económicos de las reservas. Dependiendo de la situación, las curvas de gasto contra tiempo, de gasto contra producción acumulada, de relación de volúmenes y volumen acumulado de gas o agua contra aceite o gas acumulado pueden ayudar a determinar reservas.

Debe tenerse precaución para averiguar si existe una historia adecuada, si la eficiencia de producción se determina por factores geológicos y del yacimiento únicamente, asi la capacidad productiva es consistente con los mecanismos conocidos.

Donde la incertidumbre es alta, el pronóstico de producción podría basarse en estimaciones de la productividad inicial y reservas determinadas volumétricamente.

8. Identificar cualquier mejoramiento potencial para las reservas debido a cambios operativos prudentes, nuevas terminaciones, infraestructura o reacondicionamiento de equipo. Entonces pueden usarse estos datos para refinamientos adicionales del pronóstico de producción. Otro ajuste de mayor calidad podría requerirse debido a la interferencia con pozos de compensación, en caso de poder establecer dicha interferencia a partir de sus eficiencias productivas.

9. Asegurar consistencia entre las reservas basadas por determinación volumétrica y pronósticos de producción. Se requieren unas cuantas iteraciones para lograrlo.

10. Evaluar el grado de incertidumbre en las estimaciones de las reservas y niveles relevantes de confianza. Esto dependerá del control geológico, de la cantidad de datos de la historia del yacimiento, del éxito del diagnostico benéfico o de las soluciones en la operación y del periodo de tiempo, durante el cual el pozo horizontal ha estado produciendo.


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EJEMPLO DE APLICACIÓN.

6.1 DATOS GENERALES.

LOCALIZACIÓN.

El paleocanal de Chicontepec, tiene una extensión superficial que rebasa los 3000 km2, con 125 km. de largo por 25 km. de ancho en promedio (figura 34). Se localiza geológicamente en la cuenca Tampico-Misantla, políticamente en los estados de Veracruz, Puebla e Hidalgo y tectónicamente entre los elementos de la Sierra Madre Oriental y la porción terrestre occidental del arrecife de la faja de oro; en él están comprendidos los campos Agua Fría, Corralillo, Coapechaca y Tajín.

Figura 34 – Localización del paleocanal de Chicontepec.


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ESTADO MECÁNICO

Figura 35- Estado Mecánico de pozo Agua Fría-H

Información Básica Nombre Agua Fría-H Campo Agua Fría Cuenca Cuenca Tampico-Misantla Activo Activo Integral aceite-terciario Golfo Municipio Venustiano Carranza Estado Puebla Fuente PEP Ubicación Terrestre Tipo Superficie Dirección Horizontal

T.R. 10 3/4” , J‐55 , 51.0 lb/pie @ 500

T.P. 2 7/8” , N‐80 , 6.5 lb/pie

1160m. Camisa d li bl1170m. Emp. Rec. de 7 5/8”

1179m. Boca Liner

1200m. Niple biselado

350m. T.R. 5” , N‐80 ; 18 lb/pie Btu. C.E.

T.R 7 5/8” , N‐80 ; 33.7 lb/pie

850m. T.R 5” , N‐80 ; 18 lb/pie Btu. C.E. Ranurado 1529m

P.T. = 2379


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Fechas Inicio Perforación 14-03-1991 Fin Perforación - Terminación oficial 13-06-1991

Elevaciones Terreno (m) 257.3 Referencia de elevación (m) DF Mesa rotatoria (m) - Kelly Bushing (m) 262.77 Profundidad Total (m) 2 700 Profundidad Verticalizada (m) -

Clasificación Clasificación Lahee 07-07-01 Clasificación Inicial Pozos de Desarrollo Clasificación Final Pozos de Desarrollo Resultado del pozo Productor de aceite

Estado Situación actual Productor de aceite Estado Operacional Cerrado con posibilidad de explotación Estado SNIP (mensual) Cerrado c/ Pos. de Exp. En estudio: En

observación

Coordenadas Geodesicas UTM Geográficas

Latitud 20.504406 X (UTM-14) 645925.33 Latitud 20°30’15.8616’’ Longitud -97.600606 Y (UTM-14) 2267790.37 Longitud -97°36’2.18116’’ Calidad Coordenadas

A Fuente Coordenadas

PEMEX AREN

Fuente Coordenadas

PEMEX AREN


77

Figura 36 – Ubicación del pozo Agua Fría en el paleocanal de Chicontepec.

6.2 EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN ENTRE UN POZO HORIZONTAL Y UNO VERTICAL DEL MISMO CAMPO (CHICONTEPEC)

Aplicación de Índice de Productividad para calcular el comportamiento futuro de un Pozo Horizontal y uno Vertical.

Históricamente el primer intento para construir una curva de comportamiento de afluencia de un pozo o IPR ( Inflow Performance Relationship ), resultó de la suposición de que la IPR era una línea recta. Por lo tanto, bajo esta suposición, el flujo de líquido en un pozo será directamente proporcional a la caída de presión en el fondo del mismo. La constante de proporcionalidad con la cual se mide la productividad de un pozo se llama índice de productividad ( IP ) y la ecuación que la define es:

PwfPwsq

J−

= 0

donde: qo= Gasto de aceite ( BPD ) Pws= Presión promedio en el yacimiento = Presión de Fondo Estática en el Pozo ( Psia ) Pwf = Presión de Fondo Fluyente en el Pozo ( Psia )


78

Sin embargo, posteriormente W. E. Gilbert (1954) realizó diversas observaciones en campos productores de hidrocarburos y se dió cuenta que esto sólo se cumplía cuando la Pwf se encontraba por encima del punto de burbuja o presión de saturación, mientras que para la mayoría de los pozos, los cuales su Pwf estaba por debajo del punto de burbuja, la IPR graficada formaba una curva debido a que la fase gaseosa presente en el aceite tenía un efecto en la producción. Este investigador encontró que el índice de productividad variaba con respecto al tiempo. Esto se debe a que la presión en el yacimiento disminuye conforme a la explotación del mismo, lo cual se traduce en un incremento en la saturación de gas y en un incremento en la resistencia a fluir del aceite . Para una caída constante de presión, el IP también dependerá del mecanismo de empuje del yacimiento. Para un yacimiento con empuje asociado a un acuífero activo, el IP permanecerá casi constante cuando produzca por encima del punto de burbuja, debido a que no existe gas liberado en el yacimiento que pueda afectar las permeabilidades relativas del aceite y del agua. Todo lo anterior ilustró la necesidad de contar con correlaciones útiles para construir curvas de IPR. M. V. Vogel (1968) desarrolló un estudio sobre IPR para yacimientos con empuje por gas en solución derivando ecuaciones que describían los perfiles de presión y saturación de gas desde el agujero del pozo hasta las fronteras del yacimiento. Con estas ecuaciones consideró variaciones en las caídas de presión y en las propiedades roca – fluido, hasta obtener una relación adimensional para el índice de productividad. Todo lo anterior ilustró la necesidad de contar con correlaciones útiles para construir curvas de IPR. M. V. Vogel (1968) desarrolló un estudio sobre IPR para yacimientos con empuje por gas en solución derivando ecuaciones que describían los perfiles de presión y saturación de gas desde el agujero del pozo hasta las fronteras del yacimiento. Con estas ecuaciones consideró variaciones en las caídas de presión y en las propiedades roca – fluido, hasta obtener una relación adimensional para el índice de productividad.

2

max

0 8.02.01 ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

ws

wf

ws

wf

pp

pp

Qq

donde: q0 = gasto de aceite correspondiente a la Pwf Qmax = gasto máximo de producción cuando la Pwf es igual a cero Pwf = Presión de Fondo estática.

Con la ecuación anterior calcularemos el IPR del Pozo H y del Pozo V para obtener el periodo de recuperación del proyecto, la tasa interna de retorno y compararemos la productividad de cada uno de los anteriores.


79

POZO H

Información Básica Nombre Agua Fría-H Campo Agua Fría Cuenca Cuenca Tampico-Misantla Activo Activo Integral aceite-terciario Golfo Municipio Venustiano Carranza Estado Puebla Fuente PEP Ubicación Terrestre Tipo Superficie Dirección Horizontal

Calculo del Índice de Productividad Futuro con Vogel para el Pozo H.

POZO H Pws (PSI) Pwf (PSI) q0 (BPD) 1504.839 1018.857 166,666

2

max

0 8.02.01 ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

ws

wf

ws

wf

pp

pp

Qq

2max

839.1504857.10188.0

839.1504857.10182.01

666,166

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛−

=Q

BPDQ 69.340134max =

Calculo del Índice de Productividad Futuro con Vogel para el Pozo V.

POZO V Pws (PSI) Pwf (PSI) q0 (BPD)

2498 2230.97 85000

2

max

0 8.02.01 ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

ws

wf

ws

wf

pp

pp

Qq


80

2max

249897.22308.0

249897.22302.01

5800

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛−

=Q

BPDQ 646,31max =

ESTE ES EL RESULTADO ARROJA UN DATO QUE UTILIZAREMOS PARA EL CALCULO DEL PERIODO DE RECUPERACIÓN DEL PROYECTO.

Periodo de recuperación del proyecto si nuestro proyecto cuesta 2005.4 millones

POZO V

180

60

POZO H

MOVIMIENTO Y OPERACIONES DE EQUIPO

531

SERVICIOS DE APOYO DIRECTO A LA PERFORACION Y TERMINACION

72

TUBERIAS DE REBESTIMINETO

338

177.5 40

GASTOS NO CAPITALIZABLES

115

TUBERIA DE PRODUCCION

57.8

ACCESORIOS

6. 7

ACCESORIOS PARA TUBERIAS DE REVESTIMINETO

53.4

300 75318 22 20 2.5

ARBOL DE VALVULAS

700

COSTO TOTAL DEL PROYECTO EN MILLONES DE PESOS

2005.4

MATERIAL DURANTE LA ETAPA DE PERFORACION

66.5

y si el precio del barril en el año 1991 será de 78.78 pesos tendríamos que calcular el Pr:

42.699,455,2578.78

2005400000Pr ===CBCPH

H barriles.

51.955826378.78

753000000Pr ===CBCPV

V barriles.

Para poder recuperar la inversión del proyecto:

diasQ

c HH 75

6939.34013442.25455699

maxPrRe ===

diasQ

c VV 0370.302

646,3151.9558263

maxPr

Re ===


81

Como se puede observar el Pozo H se recupera en aproximadamente 3 meses, esto es sin contar los sueldos del equipo de perforación y Pagos a compañías por renta de quipos, de igual forma el Pozo V se recuperara en aproximanadamente un año.

La ecuación de Vogel es una expresión matemática para ingeniería, que ayuda a ver el comportamiento futuro de la producción de un pozo y así poder aproximar el tiempo de recuperación del proyecto, esta ecuación es fácil de calcular si se tienen los datos pertinentes.

Ahora veremos si nuestra ecuación es confiable para poder predecir el comportamiento de la producción en un pozo.

Escogimos estos pozos porque contamos con datos reales desde el inicio de su producción, dichos datos fueron obtenidos de PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN (PEP).

Los datos son los siguentes:

PRODUCCIÓN MENSUAL (MBBL)

Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

POZO H 5 12 11 11 7 6.5 6 6

POZO V 2 3 4 4 3.5 3.3 3 3

Grafica de producción contra Tiempo Pozo H


82

Como se puede observar en la grafica la producción del pozo en 3 meses es muy aproximada a la calculada por el método de Vogel y que por lo tanto recuperaremos la inversión en el tiempo pronosticado anteriormente.

Durante los primeros tres meses el pozo produjo en realidad 28 MBBL por lo tanto el periodo de recuperación es Muy semejante a lo calculado.

6.3 PRUEBAS DE PRESIÓN EN UN POZO HORIZONTAL.

De la prueba de decremento de presión del pozo Agua Fría-H se tienen los siguientes datos:

Tiempo (hrs) (TP+DT)/DT Presión (Kg/Cm2)

Inc. Presión (Kg/cm2) Presión (psi)

0 0 105.03 0 1492.47632 44999 104.62 ‐1.58 1486.65024 22999 104.21 ‐1.17 1480.8241

5.83 15427.57 103.79 ‐2.76 1474.85597.83 11488.36 103.38 ‐2.34 1469.02989.83 9151.54 102.97 ‐3.93 1463.2037

11.83 7604.63 102.56 ‐3.52 1457.377613.83 6505.02 102.35 ‐3.31 1454.3935

16 5623.99 102.14 ‐3.11 1451.409418 4998.99 101.32 ‐4.28 1439.757220 4498.99 100.91 ‐5.87 1433.931122 4089.9 100.7 ‐5.66 1430.947

22.83 3940.6 100.7 ‐5.66 1430.947

Y de los datos generales de la prueba tenemos:

qo = 400 BPD

µo = 3.4 (cp.)

Φ = 0.14

Ct = 7.34 X 10-6 (lb/plg2)-1

B = 1.2808

rw = 1.01 ft.


83

ρo = 0.930 (gr/cm3)

K = 11.98 (md).

* Graficando semilog la tabla 6.5 en Semilog Pws vs. t

ttpΔΔ+ .

Se observa que la MTR se extiende entre Δt = 4 hrs y Δt = 16 hrs. (En la tabla 6.5 se encuentran resaltadas)

De la tabla encontramos el valor de tp = 89 996

*A partir de la MTR calculamos la pendiente con los valores anteriores:

42.2940.14511480 =−=m psi/ciclo

*La fórmula para calcular la permeabilidad es:

mhBq

K o μ6.162= ∴

mKBq

h o μ6.162=


84

El espesor es:

ftBPDh 803)98.11)(42.29(

)4.3)(2808.1)(400(6.162 ==

*Para calcular el Radio de Investigación de la sección MTR en la gráfica usamos la formula:

CtktRiφμ948

=

El radio de investigación para Δt = 4 hrs tenemos:

28.120)1034.7)(4.3)(14.0(948

)4)(98.11(6 == −x

Ri

El radio de investigación para Δt = 6 hrs tenemos:

56.240)1034.7)(4.3)(14.0(948

)16)(98.11(6 == −x

Ri

*Para calcular el daño:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡+⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

−= 23.3log151.1 2Ctrw

km

PwfPwsSφμ

45.123.3)01.1)(1034.7)(4.3)(14.0(

98.11log42.2923042364151.1 26 −=⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡+⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

−= −x

S

*Para calcular el radio efectivo ocupamos la formula:

rwa = rwe-S

rwa = (1.01)e-1.45 = 0.23 ft


85

Esto quiere decir que el pozo produce 400BPD como si tuviera un radio de 0.23 pies.

*Calculo de la variación de la presión en el pozo dañado:

SKh

qBPSμ2.141=Δ

psiPS 32.37)46.1()803)(98.11(

)4.3)(2808.1)(400(2.141 ==Δ


86

CONCLUSIONES

Como se ha observado, para realizar un excelente desarrollo de campos, debe de existir sinergia entre las diferentes disciplinas involucrarías, para así asegurar el éxito en dicho proyecto.

A través del tiempo, para poder resolver diferentes problemas que surgen en la perforación de pozos, se han desarrollado distintas tecnologías, como: la perforación direcciona, perforación bajo balance, entre otras, hoy en día, se tiene una nueva tecnología: la Perforación Horizontal, la cual tiene como objetivos principales: mayor producción y menor impacto ambiental.

Para asegurar el éxito tanto de los pozos convencionales como de los pozos horizontales, se debe realizar una buena caracterización del yacimiento, planificar estudios geomecánicos, entre otros: para que con ellos se pueda realizar un análisis técnico-económico para conocer la factibilidad de dicha aplicación, es decir, el desarrollo y la aplicación de tecnología debe permitir realizar las operaciones de forma segura, eficiente y económica.

Se debe tener presente que la implementación de una nueva tecnología genera mayores costos, pero en el caso de los pozos horizontales se justifican con la producción.

Con el ejemplo que hemos dado en esta tesis se denota la enorme área de oportunidades que representa la implementación de nuevas arquitecturas de drene que aumentan eficientemente la producción de hidrocarburos, reduciendo el impacto ambiental y la necesidad de equipos en México.

En cuanto a los estudios realizados en Chicontepec se puede observar que oportunidad de éxito en la perforación de pozos horizontales es muy amplia, debido a que la perforación dentro de este campo no es compleja, las profundidades son someras y la presión actual de los cuerpos productores no son altas.

Como se pudo observar en el análisis costo-beneficio, el pozo horizontal analizado muestra mejores indicadores económicos que un pozo convencional.

En conclusión, la implementación de las nuevas tecnologías en México, traerá consigo grandes éxitos económicos, como el mantener o incrementar el nivel de producción que tiene el país, y con ello superar sus expectativas a corto, mediano y largo plazo en cuanto al desarrollo y explotación de campos.


87

RECOMENDACIONES. Implementar la aplicación de nuevas tecnologías como: pozos horizontales, pozos multilaterales, terminaciones múltiples. Iniciar la explotación de Chicontepec en el área Amatitlán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco donde existen importantes reservas de hidrocarburos de más de 40° API. Contar con un modelo de simulación óptimo que permita visualizar, analizar y dar respuesta sobre la explotación del yacimiento, antes y durante la producción de hidrocarburos, como es una análisis nodal. Dado que la Cuenca de Chicontepec involucra un ambiente ecológico y social sensible, se debe implementar un programa de atención a la comunidad y de respeto por el medio ambiente que prevenga futuros daños ecológicos y conflictos sociales que generen sanciones económicas, pero sobre todo propicien un clima de bienestar entre los habitantes de las comunidades que se vean involucradas. Reducir los costos de perforación, mantenimiento e infraestructura adoptando las nuevas filosofías de trabajo en equipo que han demostrado su eficacia.


88

NOMENCLATURA:

A = área de drene (pies2).

B = factor de volumen (RB/STB).

Ct = compresibilidad total (psi-1).

exp = función exponencial.

f = flujo entrante en forma vertical hacia del estrato.

h = espesor del yacimiento (pies).

hD = altura adimensional de la fractura.

hS = distancia del pozo a la frontera más cercana (pies).

k = permeabilidad (mD).

KH = permeabilidad horizontal (mD).

KV = permeabilidad vertical (mD).

Kx = permeabilidad en la dirección X (mD).

Ky = permeabilidad en la dirección Y (mD).

Kz = permeabilidad en la dirección Z (mD).

Ko (x) = función modificada de Bessel tipo 2, orden cero.

L = longitud del pozo horizontal (pies).

LD = longitud adimensional del pozo horizontal.

Lx1, Lxd = posición de los extremos del pozo en la dirección X.

P = presión (psi).

PD = presión adimensional.

Pi = presión inicial (psi).

PWD = presión adimensional en el pozo.

Pwf = presión de fondo fluyendo.


89

q = gasto de flujo. (STB).

qf = gasto en al fractura (STB).

qm = flujo por unidad de área entre los elementos de la fractura vertical (STB/pie2).

rD = distancia radial adimensional.

rw = radio del pozo (pies).

rwD = radio adimensional del pozo.

s = factor de daño.

Sm = factor de daño mecánico.

sx, sz = pseudofactor de daño por penetración parcial.

t = tiempo (hrs, días).

tbrf2 = tiempo de inicio para flujo pseudoradial (hrs, días).

tD = tiempo adimensional.

tDA = tiempo adimensional basado en el área de drene.

tDxf = tiempo adimensional basado en Lf.

telfl = tiempo de terminación para flujo lineal (hrs, días).

terf2 = tiempo de terminación para flujo pseudoradial (hrs, días).

tpss = tiempo para alcanzar el periodo semipermanente (hrs).

X = distancia en la dirección X (pies).

XD, YD = coordenadas adimensionales basadas en la longitud media de fractura.

Y = distancia en la dirección Y (pies).

Z = distancia en la dirección Z (pies).

ZD = distancia adimensional en la dirección Z (pies).

ZW = distancia al pozo en el plano vertical (pies).

ZWD = localización adimensional del pozo.


90

Simbolos:

η = constante de difusividad hidráulica.

μ = viscosidad (cp.).

τ = variable de integración.

φ = porosidad (fracc.).

Funciones especiales:

Función error complementaria

erf (x) = 1 – erf (x).

Integral exponencial

-Ei (-x) = ∫−x u

duu

e

0

Función error

erf (x) = ∫ −x

u due0

5.0

2

)(2

π


91

BIBLIOGRAFÍA

1.- AIPM, Revista de “Ingeniería Petrolera”, Vol. XXXVII No. 4, Abril 1997.

2.- Castro Castro René/ “La perforación horizontal: Una nueva alternativa en la explotación de hidrocarburos”/ Tesis de Maestría, UNAM, 1991.

3.- Marco Antonio Martínez Castañeda, “Selección de la Trayectoria de un Pozo Horizontal”,Tesis de Maestría, UNAM, 1998.

4.- R. León Ventura, G. González, H. Leyva-G/PEMEX-E & P, “Evaluación de la Producción de Pozos Horizontales”, SPE, México, 2000.

5.- Joshi, S.D “Horizontal Well Technology”, Tulsa, OK, USA, Penn Well Books, 1991.

6.- Luis Armando Montes de Oca Rúelas, “Tendencias Tecnológicas en la Perforación de Pozos”, Tesis de licenciatura, Facultad de Ingeniería, UNAM, México 2003.

7.- S. Lacy, W. Ding and S,D. Joshi, Joshi Technologies International, Inc.

8.- “An Overview of Horizontal Well Completion Technology” por R.E. Cooper, PT. Dowell Schlumberger Indonesia y J.C. Troncoso, Atlantic Richfield Indonesia inc.

9.- Poon, D.C. “Decline Curves for predicting performance of Horizontal Well” JCPT, 1991 Vol. 30 No. 1, pp77-81.

10.- Mutalik, P. y Joshi, S.D. “Decline Curve Analysis predicts oil Recovery from Horizontal Wells” O&GJ, Sep. 1992, pp 42-48

11.- Babu, D.K., Oden A.S. “productivity of a horizontal Well” SPE Reservoir Engineering, Vol. 4. No.4 Nov.1989, pp 417-421.

12.- Butler, R.M. “The potential for Horizontal Wells For Petroleum Production” JCPT, Vol. 28, No 3 May-Jun 1989, pp 39-47.

13.- Kuo, M.C.T “Correlations Rapidly Analyse Water Coning.” O&GJ, Oct. 1989, pp 87-90.

14.- Butler R.M. y Suprunowics, R. “Vertical confined Water Drive to Horizontal Well-Part 1: Water and Oil of equal densities” JCPT, Vol. 31, No 1, Jun 1992 pp 32-38.

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