UNIVERSIDAD DEL ZULIA - | Sistema de Publicación …25:15Z-263… · diagrama mecánico de los...
231
UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DWISION DE POSGRADO DISENO OPTIMO DE LA PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓY DE POZOS HORIZONTALES BAJO EL METODO DE PRODUCCION DE D'RENAJE PCIR GRAVEDAD ASISTIDO CON VAPOR TRABAJO DE GRADO PARA OPTAR AL TITULO DE MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE PETROLEO REALIZADO POR: Ing. MARCOS ANTONIO I~ERNÁNDEZ R.1. TUTORES: Prof. AMERICO PEROZO. Ing. JORGE LUIS ROMERO ACOSTA. - >-- --. f; \ y. *\
-
Upload
truongtram -
Category
Documents
-
view
219 -
download
0
Transcript of UNIVERSIDAD DEL ZULIA - | Sistema de Publicación …25:15Z-263… · diagrama mecánico de los...
UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA
DWISION DE POSGRADO
DISENO OPTIMO DE LA PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓY DE POZOS HORIZONTALES BAJO EL METODO DE PRODUCCION DE D'RENAJE PCIR
GRAVEDAD ASISTIDO CON VAPOR
TRABAJO DE GRADO PARA OPTAR AL TITULO DE MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE PETROLEO
REALIZADO POR: Ing. MARCOS ANTONIO I~ERNÁNDEZ R.1.
TUTORES: Prof. AMERICO PEROZO.
Ing. JORGE LUIS ROMERO ACOSTA. - > - - --. f ; \
y.
*\
DEDICATORIA
A Dios, mis padres y mi esposa por representar en conjurito
mi felicidad.
AGRADECIMIENTOS
A la Universidad del Zulia, por abrirme sus puertas.
A los profesores Américo Perozo y Sara Sánchez, por el apoyo incondicional prestiido para la realización de este trabajo de posgrado.
Al Ing. Jorge Luis Romero Acosta, por su valiosa colaboración y iipoyo durante e! desatrollo de esta tesis.
A todos mis amigos y compañeros que me tendieron su mano ainiga para poder desarrollar este trabajo.
A todos ellos, muchas gracias.
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA
DIVISIÓN DE POSGRADO
DISEÑO OPTIMO DE LA PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN DE POZCbS HORIZONTALES BAJO EL METODO DE PRODUCCION DE DRENAJE POR
GRAVEDAD ASISTIDO CON VAPOR
Autor: Ing. Marcos Antonio Fernández M Tutores: Prof. Américo Peron:o
Ing. Jorge Luis Romero Acosta
RESUMEN
Diseño óptimo de la perforación y completación de pozos hori:contales bajo el método de producción de drenaje por gravedad asistido con vapor, tiere como objet,vo definir los criterios generales para el diseño de pozos horizontales cuya producción este visualizada ba-jo el método de producción de drenaje por gravedad asistido coi1 vapor (SAGII). El proceso SAGD es un proceso de producción no convencional, que aplica para yacimientos agotados de crudos pesados, para lo cual se requiere de la construccióri, en un misino yacimiento, de pozos horizontales y paralelos en el plano vertical. El estudio estará basado en resultados de simulaciones del proceso de producción SAGD por flujo natu-al, simulaciories de perforación y de completación. Se definirán características geológicas, geomecánicas y de yacimientos. Igualmente se analizaran los cambios de esfuerzos entre los pozos horizontales, basado en estudios geomecánicos del área de campo Tía Juana Tierra. Segiín los resultac!os obtenidos, se espera establecer los patrones para el diseño de la completación, definición tiel diagrama mecánico de los pozos, diseño de la trayectoria direccional, análisis de esfuerzos de carga y temperatura de la completación, diseño de la instrumentación de la completacicín, opciones de nuevos diseños y una evaluación técnico económica. Las experiei~cias de camplls, contribuirán a establecer los patrones requeridos para la planificación ejecucic'ln de este tipo de proyectos, de forma de emitir las recomendaciones necesarias que contribuyan a la construcción exitosa de los pozos.
UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA
DIVISION DE POSGRADO
OPTIMUM DESIGN OF DRILLING AND COMPLETION TN HrORIZONTAL WELL PAIRS FOR STEAM ASSISTED GRAVITY DRAINAGE
PRODUCTION METHOD
Autor: Ing. Marcos Antonio Fernández M Tutores: Prof. Américo Peron:o
Ing. Jorge Luis Romero Acosta
SUMMARY
Optimum design of drilling and completion in horizontal well pairs for Ste:am Assisted Gravity Drainage Production method, has the objective of define the gencral criterions for the design of horizontal wells where the oils is going to be produced by the Steam Assisted Gravity Drainage production method. The SAGD process is an unconventional production method, that works for heavy oil depleted reservoirs, that require the constructfor into the same reservoir of horizontal and parallel well pairs in the vertical plane. The stud'r is based in simulation results of the SAGD process by natural flow, and also in drilling imc. completion simulations. Also, will be define the geological, geomechanics and reservoir issues, for SAGD process. At the same time will be analyzed the stress chanses between the horizontal well pairs, based in geomechanical simulations and field datas fror? Tia Juana fic:ld With the results obtained, will be established the guide designs for SAGD completions, the mechanical well designs, the directional well trajectories, temperature and stress complet or loads análysis, new design options, instrumented completion designs and íin economic :inc technical evaluation. The field experiences, will contribute to establish the requirements foi the execution of this kind of projects, with the objective of making recomendations that heijt to the development of successfuls well SAGD constructions.
CONTENIDO
Contenido
APROBACI~N DE LOS TUTORES
APROBACIÓN DEL JURADO
DEDICATORIA
AGRADECIMIENTOS
RESUMEN
SUMMARY
CONTENIDO
LISTA DE FIGURAS
LISTA DE TABLAS
. . 11
... 111
i v
v
vi
vi i
... V l l l
xii
xv
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN, OBJETIVOS Y ALCANCES DEI,
ESTUDIO
1. Introducción ........................................................................... .1
1.1. Objetivos ............................................................................. ..3
1 .l . 1. Generales.. ............................................................ .3
1.1.2. Específicos ............................................................ ..3
1.2. Justificación del estudio ...................................................... ..3
1.3. Alcance y delimitación del estudio ................................. .4
CONTENIDO
CAPITULO 2 FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE POZ OS
HORIZONTALES
2.1. Historia de la perforación horizontal ............................... 6
2.2. Definición de pozos horizontales ................................... 8
2.3. Geonavegación ................................................................ 9
2.4. Aplicaciones de pozos horizontales ............................... 10
2.5. Consideraciones de aplicación ....................................... 14
2.6. Ventajas de los pozos horizontales ................................ 27
2.7 Tipos de completaciones en pozos horizontales ............. 30
2.8 Limitaciones de los pozos horizontales .......................... 33
2.9 Tipos de pozos horizontales ........................................... 34
CAPÍTULO 3 FUNDAMENTOS TEÓRICOS DEL PROCESO SAGD
3.1 Antecedentes generales .................................................. -39
3.2 Drenaje por gravedad asistido cori vapor ........................ 42
3.3 Consideraciones geológicas y de yacimientos ................ 55
3.4 Configuración de los pozos ........................................... 62
3.5 Completación de los pozos ............................................ 66
3.6 Instrumentación de la completaci6n ................................ 71
3.7 Controlabilidad del proceso ............................................ 73
3.8 Procedimiento para la inyección del vapor ..................... 75
3.9 Levantamiento de los fluidos en superficie ................... 79
3.10 Factores que afectan la producción por flujo natural ..... 80
CONTENIDO .
3.1 1 Influencia de los parámetros de producciór ................... 83
3.12 Influencia geomecánica en el proceso SAGD ................ 86
3.13 Variaciones del proceso SAGD ...................................... 93
3.14 Herramientas para perforar pozos SAGD ..................... 99
DESCRIPCIONDE LAS AREAS 1)E ESTUDlIO
4 . Introducción ....................................................................... 110
4.1 Yacimiento Lagunillas inferior del campo Tía Juana ...... 111)
4.2 Yacimiento Bachaquero 01 del campo Laguriillas Lago .. 115
CONSIDERACIONES PARn PERFORAR Y
COMPLETAR POZOS SAGD
5 . Planificación y perforación de los pozos ............................ 125
5.1. Facilidades de superficie .................................................. 125
5.2 Espaciamiento de las localizaciones .......................... 12'7
5.3 Perforación del pozo productor ........................................ 130
5.4 Perforación del pozo inyector con herramienta MGT ...... 13:!
5.5 Consideraciones para el diseño de las trayectoria ............. 133
5.6 Consideraciones para la completación de los l~ozos ......... 140
5.7 Completacion de la tubería de producción ....................... 14'9
5.8 Instrumentación de la completación ................................ 153
5.9 Diseño del cabezal del pozo .............................................. 158
5.10 Consideraciones geomecánicas ...................................... 159
CONTENIDO
.............................. 5.11 Consideraciones para la cementacion lC2
5.12 Consideraciones generales de diseñ 3 para po7 os
horizontales ............................................................................. 164
..................................................... 5.13 Evaluación económica 172
DISEÑO Y RESULTADO DE LAS SIMULACIONES
6 . Introducción ......................................................................... 174
6.1 Simulaciones geomecánicas ............................................ 1'74
6.2 Simulación de la trayectorias de los pozos ......................... 181
6.3 Simulación de levantamiento natural SAGD ...................... 187
6.4 Selección de la tubería de revestimiento y de producción . 194
6.5 Evaluación económica ....................................................... 196
6.6 Diseño general de los pozos ............................................... 1'98
CONCLUSIONES ................................................................................................................. 237
RECOMENDACIONES .......................................................................................................... 209
BIBLIOGRAFIA ..................................................................................................................... 212
ANEXOS ................................................................................................................................. 2 1 8
LISTA DE FIGURAS
Figura No 1. Secciones de un Pozo Horizontal.
Figura No 2. Aplicaciones en Pozos Horizontales.
Figura No 3. Influencia del Espesor del Yacimiento.
Figura No 4. Influencia de la Anisotropía de las Permeabilidades.
Figura No 5. Pozo Horizontal en Presencia de Discontinuidades. Figura No 6. Pozo Horizontal Interceptando Fracturas. Figura No 7. Orientación de Pozos Hosizontales para Interceptar Fracturas.
Figura No 8. Pozo Inclinado en un Yacimiento con Discontinuidades.
Figura No 9. Patrón de Flujo en un Pozo Vertical y Horizontal.
Figura No 10. Regímenes de Flujo en un Pozo Horizontal.
Figura No 11. Desarrollo de un Yacimiento con Pozos Verticales y Horizontales.
Figura No 12. Área de Drenaje en un Pozo Vertical y Horizontal.
Figura No 13. Calculo del Área de Drenaje en un Pozo Horizontal.
Figuni No 14. Tipos de Completaciones en Pozos Horizontales.
Figura No 15. Tipos de Pozos Horizontales.
Figura No 16. Modelo Experimental de Yacimiento a Escala.
Figura No 17. Cámara de Vapor.
Figura No 18. Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor.
Figura No 19. Pequeña Sección Vertical de la Interfase.
Figura No 20. Formación de Conos de Vapor en el Periodo de Ascenso.
Figura No 21. Pozo Vertical Inyector.
Figura No 22. Pozo Inyector Horizontal SAGD.
Figura No 23. Completacion Doble en la Fase de Precalentamiento. Figura No 24. Completación Doble en la Fase Inyección 1 Producciiin.
Figura No 25. Completación Doble para Inyección de Gas.
Figura No 26. Respuesta Esfuerzo Deformación de una Arena. Figura No 26. SW - SAGD.
Figura No 27. VAPEX. Figura No 28. NAGD.
Figura No 29. FAST - SAGD. Figura No 30. SAGD-ISSLW.
Figura No 3 1. E - SAGD.
Figura No 32. SAGP.
Figura No 33. Herramienta de Guía Magnética / MGT.
Figura No 34. Herramienta de Imanes Rotatorios / RMRS.
Figura No 35. Herramienta de Rastreo para Pozos ParalelosPWT.
Figura No 36. MAGTRAC.
Figura No 37. Ubicación Geográfica del Proyecto F-7.
Figura No 38. Columna Geológica del Yacimiento Lagunillas Inferior.
Figura No 39. Localizaciones a Perforar en el Bloque F-7.
Figura No 40. Macolla 4.
Figura No 41. Ubicación Geográfica de la Macolla No 4.
Figura No 42. Columna Estratigrdfica del Yacimiento Bachaquero - 01.
Figura No 43. Pozos a Perforar en la Parcela A242 / Macolla No 4.
Figura No 44. Equipos Utilizados con Herramienta MGT.
Figura No 45. Software y Equipos Complementarios del MGT.
Figura No 46. Arreglo de Pozos Alineados.
Figura No 47. Arreglo de Pozos Paralelos o Desalineados.
Figura No 48. Arreglo de Pozos Transversales o Paralelos Modificados.
Figura No 49. Margen de Error de Herramientas Convencionales.
Figura No 50. Posición Relativa del Inyector Respecto al Productor.
Figura No 5 1. Control en Tiempo Real de la Sección Curva.
Figura No 52. Control en Tiempo Real en la Sección Horizontal.
Figura No 53. Secuencia de Deposición de la Grava en pozo con 80".
Figura No 54. Diseño de Pozo Instrumentado SAGD.
Figura No 55. Colgador Dual.
Figura No 56. Datos Geomecánicos Utilizados (1).
Figura No 57. Datos Geomecánicos Utilizados (2).
Figura No 58. Distribución de los Esfuerzos en la Cara del Hoyo.
Figura No 59. Tolerancia Mínima Entre los Pozos Horizontales. Figura No 60. Simulación en Direccjón de Sh. Figura No 61. Ventana Operacional en Dirección de Sh. Figura No 62. Simulación en Dirección de SH. Figura No 63. Ventana Operacional en Dirección de SH. Figura No 64. Plan Direccional Loc: ULON - 1 (Productor) / Par # 1. Figura No 65. Plan Direccional Loc: ULON - 2 (Inyector) / Par # 1. Figura No 66. Plan Direccional Loc: ULNS - 2 (Productor) / Par # 2. Figura No 67. Plan Direccional Loc: ULNS - 3 (Inyector) / Par # 2. Figura No 68. Perfil Direccional Loc: ULON - 1 / 2 Par SAGD # 1. Figura No 69. Perfil Direccional Loc: ULNS - 2 1 3 Par SAGD # 2. Figura No 70. Plan Direccional Loc: LL - 3541 (Productor) Par # 1. Figura No 71. Plan Direccional Loc: LL - 3535 (Inyector) Par # 1. Figura No 72. Plan Direccional Loc: LL - 3542 (Productor) Par # 2.
Figura No 73. Plan Direccional Loc: LL - 3537 (Inyector) Par # 2. Figura No 74. Perfil Direccional Pozos LL - 3541 / 3535 Par SAGD # 1. Figura No 75. Perfil Direccional Pozos LL - 3542 / 3537 Par SAGD # 2. Figura No 76. Perfil de Presión / Tubería de 3-112".
Figura No 77. Perfil de Presión / Tubería de 2-718".
Figura No 78. Perfil de Presión / Tubería Pozo LL-3542.
Figura No 79. Perfil de Presión / Tubería Pozo LL-3541.
Figura No 80. Diseño de Revestidores Seleccionados.
Figura No 8 1. Diseño de la tubería de Producción.
Figura No 82. Diseño de Revestidores.
Figura No 83. Diseño de Tubería de Producción.
Figura No 84. Colgador Doble Tía Juana Tierra.
Figura No 85. Diseño General Pozos SAGD / Tía Juana.
Figura No 86. Colgador Doble Lagunillas Lago.
Figura No 87. Diseño General Pozos SAGD / Lag. Lago.
LISTA DE TABLAS
Tabla No 1. Resumen General Pozos Radio Largos y Radio Medios.
Tabla No 2. Resumen General Pozos Radio Cortos y Ultracortos. Tabla N" 3. Resumen de Herramientas de Rango Activo.
Tabla No 4. Resumen de Herramientas de Rango Pasivo.
Tabla No 5. Cuadro Comparativo entre las Herramientas Disponibles.
Tabla No 6. Coordenadas / Localizaciones de Bloque F-7.
Tabla No 7. Coordenadas / Localizaciones de la Macolla No 4.
Tabla No 8. Tabla con la Posición de los Pozos en la Macolla 4. Tabla No 9. Separación Vertical Mínima.
Tabla No 10. Datos Simulación Diseño Grande. Tabla No 11. Datos Simulación Diseño Pequeño.
Tabla No 12. Datos Simulación Pozo Productor LL-3541. Tabla No 13. Datos Simulación Pozo Productor LL-3542
Tabla No 14. Indicadores Económicos / Campo Tía Juana Tierra.
Tabla No 15. Indicadores Económicos / Campo Lagunillas Lago.
CAPITULO 1
INTRODUCCI~N, OBJETIVOS Y ALCANCES DEL ESTUDIO
1. INTRODUCCI~N
En los últimos años, muchos pozos horizontales han sido perforados alrededor del mundo,
con el objetivo principal de mejorar el área de contacto con el yacimiento y por
consiguiente, la productividad en los pozos1.
En los yacimientos de crudo pesado, se utilizan principalmente los metodos de producción
por recuperación térmica, debido a la alta viscosidad que presenta el petróleo a condiciones
originales. Su efectividad depende, básicamente, de la reducción de la viscosidad que se
logre mediante el calentamiento del crudo2.
Los principales métodos de producción por recuperación térmica son la inyección alternada
de vapor, la inyección continua de vapor, la inyección de agua a altas temperL.t~iras y la
combustión en sitio2.
El proceso de extracción del crudo pesado utilizando una técnica especial de inyección
continua de vapor es denominado Drenaje por Gravedad Asistido con vapor2, mejor
conocido a nivel mundial como proceso SAGD, por el significado de sus siglas en idioma
1. INTRODUCCI~N
En los últimos años, muchos pozos horizontales han sido perforados alrededor del mundo,
con el objetivo principal de me.iorar el área de contacto con el yacimiento y por
consiguiente, la productividad en los pozos'.
En los yacimientos de crudo pesado, se utilizan principalmente los mdtodos de producción
por recuperación térmica, debido a la alta viscosidad que presenta el petróleo a ccndiciones
originales. Su efectividad depende, básicamente, de la reducción de la viscosidad que se
logre mediante el calentamiento del crudo2.
Los principales métodos de producción por recuperación térmica son 1;i inyección alternada
de vapor, la inyección continua de vapor, la inyección de agua a altas temperaturas y la
combustión en sitio2.
El proceso de extracción del crudo pesado utilizando una técnica especial de inyección
2 continua de vapor es denominado Drenaje por Gravedad Asistido con Vapclr , mejor
conocido a nivel mundial como proceso SAGD, por el significado de sus siglas i:n idioma
ingles (Steam Assisted Gravity Drainage). En este proceso de recuperación secundaria, el
cual emplea la utilización de pozos horizontales, se inyecta vapor a altas tasas, por lo que se
debe evitar la conificación del mismo, ya que se reduce la eficiencia térmica del proceso3.
En este método, al disminuir la viscosidad del crudo, la fuerza de gravedad produce el
movimiento del petróleo hacia un pozo productor, de tal manera, que se mueve
paralelamente a la interfase que forman los bordes de una creciente zona saturada de vapor,
conocida como cámara de vapor2.
El proceso SAGD, envuelve la perforación de un par de pozos horizontales: los cuales
deben estar posicionados entre si, en la misma dirección y paralelos en el plano vertical.
Debido a la corta separación que debe existir entre los pozos, no pueden ser perforados por
herramientas convencionales de perforación direccional4, por lo que se requieren de
equipos de alta tecnología que permitan la geonavegación y ubicación de los po;!os entre si,
dentro del yacimiento. Igualmente, se requieren de completaciones instrumcntadas que
permitan ajustar los parámetros de presión y temperatura en el fondo del pozo, a fin de
controlar y evaluar el crecimiento progresivo de la cámara de vapor5.
Hasta ahora, la perforación de pozos horizontales para extraer crudo bajo el proceso SAGD,
ha sido utilizada en Estados Unidos, Venezuela, y Canadá, siendo este ultimo el país donde
principalmente se ha aplicado esta tecnología. Hasta el año 2002, se habían perforado entre
estos países, 150 pares de pozos horizontales4.
1.1.1. GENERALES
Diseñar la perforación y completación de pozos horizontales para la ejecución de
proyectos bajo el método de producción de drenaje por gravedad asistido con vapor
(SAGD), a fin de definir los criterios que deben prevalecer para garantizar :;u éxito.
ESPECIFICOS
Definir características geomecánicas, geológicas y d.e yacimiei~tos para
pozos bajo tecnología SAGD.
Analizar los cambios de esfuerzos entre los pozos horizontales.
Diseñar la completación en función del proceso de prodilcción SAGD.
Proponer nuevas opciones de diseño.
Definir del diagrama mecánico y trayectoria direccional de los pozos.
Análisis de los esfuerzos de carga y temperatura de la completacióri.
Establecer el diseño de la instrumentación de la comp1el:ación.
Realizar la evaluación técnico económica del proyecto.
Debido a que las reservas de hidrocarburos son cada vez mas difíciles de recuperar, se
han venido desarrollando tecnologías orientadas a incrementar el factor de .-ecobro de
los yacimientos. Históricamente, con el desarrollo de los pozos horii:ontales y
posteriormente los pozos multilaterales, se ha logrado aumentar la eficiencia en la
producción de crudos pesados. Sin embargo, estos métodos de recuperación aun dejan
la mayor parte de las reservas en el yacimiento. Con la introducción de la tcicnica de
producción de drenaje por gravedad asistido con vapor (SAGD), se pueden alcanzar
valores de factores de recobro superiores al 50% de las reservas.
La importancia de este estudio, se encuentra justificada en la inexistencia de un
procedimiento técnico generalizado para el diseño de la perforación y completación de
pozos horizontales bajo esta técnica no convencional de producción, con lo cual se
podrán evitan errores de planificación y ejecución durante la construcción de los pozos,
previniendo perdidas en tiempo y costos. Igualmente, se definen en esta investigación,
nuevos criterios de diseños, que garanticen la producción de los pozos.
El alcance de esta investigación está orientada a la elaboración de un proc,=dimiento
para el diseño de la perforación y completación de pozos horizontales bajo el rnétodo de
producción no convencional de drenaje por gravedad asistido con ~ a p o r . La
metodología descrita en este trabajo podrá ser aplicado a cualquier yacimiento de crudo
pesado, de edad Mioceno, siempre y cuando se tomen en cuenta las adaptaciones que
sean pertinentes.
En este procedimiento generalizado de diseño, se toman en cuenta experencias de
campo obtenidas por el autor, durante los proyectos de perforación para [etnología
!:APITUI,O , 1 - SAGD, realizados hasta ahora en Venezuela, y los resultados obtenidos ínediante
simuladores computacionales.
El estudio fue realizado en los yacimientos Lagunillas inferior (campo Tía Juaria Tierra)
y Bachaquero 01 (campo Lagunillas Lago).
CAPITULO 2
FUNDAMENTOS TE~RICOS DE POZOS HORIZON~TALES
:!.1 HISTORIA DE LA PERFORACION HORIZONTAL
1-Iasta mediado de los años 80, solamente se perforaban pozos verticales en el muiido. Mas
íarde, se introdujeron los pozos inclinados, los cuales permitieron la utilización de
localizaciones en superficie que podían estar ubicadas a una distancia considerable con
--especto a la formación objetivo. Este tipo de pozos fueron muy provechosos para áreas
6 costa afuera .
Sin embargo, si bien es cierto que los pozos horizontales han registrado su mayor
popularidad durante los últimos 15 años, estos ya se empleaban a finales de la década de los
30 en la región central y occidental de los Estados Unidos para incrementar la:; tasas de
producción (exactamente en el año 1929, cuando fue perforado y completado el primer
pozo en Texon, Texas). Mas tarde, otro pozo horizontal fue perforado en el año de 1944, en
el campo Franklin Henry, Pennsylvania, USA, hasta una profundidad de 500 pies.
Posteriormente, en los años 50, China y la Unión Soviética probaron la tScnica de
perforación horizontal. Los pozos horizontales originales, denominados agujeros de
drenajes, apenas comenzaban a aceptarse como técnica viable para elevar la productividad,
cuando la compañía En el año de 1953, la empresa Amoco desarrollo el proceso de
:stimulación con fracturamiento hidráulico. Para ese entonces, los pozos hidráu icamente
Fracturados estaban en capacidad de igualar o superar la productividad de un agujero de
drenaje horizontal a un costo considerablemente inferior. Por consiguiente, la tecr ología de
pozos horizontales se mantuvo poco activa durante los 25 años siguientes,
aproximadamente, hasta que las empresas productoras de petróleo se percataron tie que los
pozos horizontales presentaban ventajas con respecto al fracturamiento en det1:rminadas
condiciones de yacimiento'4. En general, hasta el inicio de los años 80, pocas aplicaciones
de perforación horizontal fueron realizadas en el mundo, hasta que se realizaron mejoras en
la tecnología de los motores de fondo; así como, la invención de otros equipos y materiales
de apoyos, especialmente los de telemetría, con lo cual se logro aumentar la viabilidad
comercial de esta tecnología de peiforación.
El primer éxito comercial para pozos horizontales, fue ejecutado entre los años 1980 y
1983, por la compañía francesa Elf Aquitaine, la cual perforo cuatro pozos hori;:ontales en
tres campos europeos: dos (2) pozos en el campo Lacq Superiur, un (1) pozo eii el campo
Castera Lou, y un (1) pozo en el campo Rospo Mare (tanto el campo 1,acq Supenur como el
Castera Lou están ubicados en el suroeste de Francia, mientras que 121 campo Rospo Mare
esta ubicado costa afuera, en el Mar Mediterráneo, Italia). La producción de .~etróleo en
dichos pozos fue considerablemente mejorada12. No solamente se rt:porto una producción
mucho mayor en comparación con los pozos vertical del mismo campo, sino que la
producción de agua, un problema considerable en los pozos verticales, fue
significativamente reducido. Este éxito, introdujo una nueva era en la industria petrolera6.
Posteriotmente, la tecnología de perforación horizontal fue emprendida por la compañía
British Petroleum, en el campo Prudhoe Bay, Alaska, USA; en un intento igualmente
exitoso de minimizar la intrusión de agua y gas en la producción de crudo12.
Debido a este éxito inicial, las compañías operadoras incrementaron la actividad de
perforación horizontal, apoyadas por las compañías de servicio, con lo cual se logro
expandir las aplicaciones de esta tecnología. Para el año de 1990, se habían perforado mas
de 1000 pozos horizontales alrededor del mundo12. En el año 2000, se reporto un total de
23385 pozos horizontales en 69 países'3. Las estimaciones sugieren que despucls del año
2000, el 50% de la producción de hidrocarburos ha provenido de pozos hori;:ontales y
multilaterales6.
2.2 DEFITVICION DE POZO HORIZONTAL
En general, una definición estricta de pozo horizontal es la que lo cataloga como Jn agujero
perforado que posee una sección con un arco circular que intercepta el plano del yacimiento
7,8,1 4 con un ángulo de desviación de 90°, respecto al eje vertical . En la practica, la
tecnología es mucho mas amplia a esta definición, ya que pocas veces un pozo horizontal
alcanza realmente los 90"*"~, por lo que el termino horizontal, es aplicado a perfiles de
pozos que posean ángulos de desviación superiores a los 70°, si la longitud del pozo dentro
de la formación productora es mucho mayor que el espesor de dicha formación. Otros
especialistas ubican este rango de calificación para pozos con ángulos entre 80" jr 110"". El
objetivo principal de un pozo horizontal es poner en contacto una mayor área del
yacimiento con el hoyo perforado en la sección lateral.
El pozo horizontal, se construye en tres secciones (Ver figura No 1):
-- -- ~ - p ~ ~ ~ p p p
-Sección Vertical, la cual finaliza hasta alcanzar una profundidad predeterminada,
denominada punto de inicio del desvió.
-Sección de Construcción, que se inicia a partir del punto de inicio del desvió, en la
cual se construye un arco circulas a una tasa de construcción determinada. Esta
sección finaliza al alcanzar el punto de entrada, el cual puede estar ubicado dentro o
en el tope del yacimiento.
-Sección Horizontal o Lateral, en la cual se continua perforando el hoyo de forma
tangencia1 al arco construido en la sección de construcción. Dicha sección se perfora
completamente dentro del yacimiento hasta alcanzar la profundidad final del pozo.
1 R = RADIO DEL POZO ] a I
l P R > SECCION VERTICAL I
I .SECCION DE CONSTRUCCION
Figura No 1. Secciones de un Pozo Horizont:il.
2.3 GEONAVEGACION
E11 éxito de perforar y completas un pozo horizontal dependen del momento en quí: la sarta
de perforación esta dentro del yacimiento. Desde que mediante la tecnología cle pozos
horizontales se comprobó la existencia de la heterogeneidad lateral en los yacimientos,
estos deben ser perforados de acuerdo a la respuesta de la formación y de los Iluidos que
son penetrados. Este proceso en el cual la trayectoria del pozo es activamente ajustada y
dirigida utilizando información en tiempo real, es conocida con el nombre de
geonavegación. Su efectividad es medida de acuerdo a la proximidatl que alcanza el pozo
respecto a su objetivos geológicos y de hidrocarburos.
La información en tiempo real se puede obtener, a través de:
- Ripios, para identificar diferentes marcadores litológicos, y difermciar si se
esta o no dentro del yacimiento.
- Muestras de crudo o gas, para identificar alguna capa de contacto -- fluido.
- Herramientas de perfilaje en tiempo real, mejor conocitlas como
herramientas LWD (por sus siglas en ingles), para identificar cambios
litológicos y de facies.
- Herramientas de nueva tecnología.
Entre las principales aplicaciones de la geonavegacion, se encuentran:
- Evitar algún contacto - fluido dentro del yacimiento.
- Evitar la intercepción con capas lutíticas.
- Interceptar las arenas de mayor permeabilidad.
2.4. APLICACIONES DE POZOS HORIZONTALES
Para obtener éxito en la utilización de pozos horizontales en yacimientos de gas (3 petróleo,
es necesario estimar sus beneficios y costos en un amplio rango de aplicaciones7. Sin
embargo, la principal razón para perforar un pozo horizontal, se debe, a que cuando es
utilizado en la correcta aplicación, su economía es superior a la de un pozo convencional;
es decir, se mejora el retorno de la inversión8. Entre las principales aplic¿iciones se
encuentran (Ver figura No 2):
-YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS. Las fracturas
naturales, cuya geometría es prácticamente vertical, es una de las principales
aplicaciones en la perforacjón horizontal, especialmente en yacimiento:; con baja
permeabilidad, por lo que su producción depende directamente, de la intersección de
tantas fracturas como sea posible. Por consecuencia, un pozo horizont;il presenta
mayor posibilidad de interceptar las fracturas, que un pozo vertical.
-YACIMIENTOS DE BAJO ESPESOR. La producción de un yacimieiito de bajo
espesor puede ser incrementada mediante un pozo horizontal. El beneficio obtenido
dependerá directamente de la relación de la permeabilidad vertical y horizontal
(KvIKh) del yacimiento.
-YACIMIENTOS PARCIALMENTE DEPLETADOS. Los pozos horizontales
pueden ser perforados en yacimientos, para recuperar reservas remanentes que no
han logrado producirse mediante pozos verticales
-PROYECTOS DE RECUPERACIÓN TERMICA. Se utilizan para mejorar la
eficiencia del barrido del crudo en el yacimiento, mejorando el factor de recobro.
-YACIMIENTOS DE CRUDO PESADO. Al igual que en las arerias de bajo
espesor, la producción obtenida en yacimientos de crudo pesado a travtSs de pozos
horizontales es mucho mayor, en comparación con pozos con\rencionales.
Probablemente, los yacimientos de crudo pesado son el área de mayor
prospectividad para la aplicación de la tecnología de perforación horizontal, en
particular los que requieran estimulación mediante inyección con vapor1('.
-POZOS INYECTORES DE GAS O AGUA. Los pozos horizontales pueden
lograr una alta inyectividad, por lo tanto, pueden ser utilizados como injrectores de
asua o gas, por la misma razón por la que alcanzan una alta productividad.
-ARENAS CON ALTO BUZAMIENTO. Los pozos horizontales pueden ser
perforados en áreas que posean una o múltiples secciones, con altos buzamientos.
Dichas áreas pueden ser económicamente poco atractivos (en téminos de
producción) sin son explotadas mediante pozos convencionales.
-YACIMIENTOS CON BAJA PERMEABILIDAD. Los pozos horizontales
pueden ser utilizados para incrementar la probabilidad de localizar zonas con alta
permeabilidad, dentro de yacimientos que posean, en general, una baja
peimeabilidad.
-ARENAS MULTIPLES. Un pozo horizontal puede interceptar varias arenas
iibicadas en un mismo yacimiento, logrando producirlas a la vez mediante un solo
pozo. Sin embargo, esto dependerá de la diferencia de profundidades entre las
capas.
-INACCESIBILIDAD. Los campos petroleros están frecuentemente ubicados justo
debajo de obstrucciones naturales o hechas por el hombre, tales comcl montañas,
ríos, carreteras y zonas habitadas. Debido a esto no es posible obtener una
permisología en algunas áreas, en las cuales el trabajo de perforación pueda
constituir un riesgo para el ambiente, personas o infraestructuras que allí se
encuentren. En tales casos, dichos yacimiento son exp1ot;idos por medio de la
perforación de pozos direccionales y10 horizontales desde una locaci6n fuera del
área restringida.
-FALLAS. El perforar un pozo vertical a través de un plano de falla iriclinado es
muchas veces una tarea difícil, debido a cambios importantes de la pre:;ión en las
formaciones. En lugar de esto, el pozo puede ser perforado paralelo a la falla,
logrando una mejor producción. En áreas inestables, una perforación a lo largo de
una falla podría ser un riesgo, debido a la gran posibilidad de desprendimiento de
rocas de la formación. Esta situación puede requerir el uso de tticnicas de
perforación direccional y10 horizontal, para evitar pasar por la falla.
Figura No 2. Aplicaciones en Pozos Horizontales.
. ' ' -, , .
. . HOMOGENEIDAD
-- - - - .
BAJA P ~ R M E A B I L I D A D
/-
.-
FRACTURAS NATURALES A
FALLAS
.- d .= '- --
LENTICULARIDAD
. . . .
. . . - h.
ALTO ESPESOR
ARENAS MULTIPLES
- . . .. - . , :
CONTINUIDADES
L. - CRLIIIO PES,\DO
ARENAS INCLINADAS
- - - DISCONTINUIDADES
ALTO BUZAMIENTO
. . . . .
BAJO ESPESOR
2.5. CONSIDERACIONES PARA LA APLICACI~N DE PERFORACI~N
HORIZONTAL
A continuación se describen las consideraciones que se deben tornar en cuenta en los
yacimientos, para seleccionar pozos candidatos bajo la tecnología de perforación
horizontal.
2.5.1. YACIMIENTOS NO FRACTURADOS
En los yacimientos que no presentan fracturas, se deben tomar en cuenta las
siguientes consideraciones:
2.5.1.1 ESPESOR DEL YACIMIENTO
En general, los pozos horizontales alcanzan una mayor productiviclad que los
pozos verticales debido a que son mas largos, logrando así una rnayor área
de contacto con el yacimiento. Sin embargo, (si se ~tsume Kv/J(h=l), los
pozos horizontales empiezan a mejorar la productividad con respecto a uno
vertical, cuando la longitud de la sección horizontal tiel pozo es mayor al
espesor de la formación, es decir, dicha sección es mas larga que la obtenida
por un pozo vertical completamente penetrado dentro de la formz.ción. Ver
figura No 3.
Por lo tanto, los pozos horizontales son mas atractivos en form~ciones de
bajo espesor, por que la sección horizontal no tendría que ser
extremadamente larga para superar el espesor de la formación, y obtener de
esta forma un incremento sustancial de productividad con respecto a un pozo
vertical.
En formaciones de alto espesor, se requiere de secciones horizon.:ales más
largas, para obtener el mismo incremento de productividad, lo cuz.1 implica
un costo adicional a evaluar. Debido a esto los pozos horizontales son menos
atractivos en formaciones de alto espesor.
' 5 c
Calculado por el bletodo de Gocde y Wilkinson Espesor de la Formacion = 200 pies. Arca de Drenaje = 230 Acres. Kv/Kh=1. Diametro del Hoyo = 8112''.
3 c 2 o 4 a b O 6 1 1 2
Longitud Medida del Pozo Horimntla (*lW).
Figura No 3. Influencia del Espesor del Yacimiento.
2.5.1.2. ANISOTROPIA DE LAS PERMEABILIDADES
Tanto en pozos horizontales como de alto ángulo, la productikidad se ve
reducida si la permeabilidad vertical es significativamente menor a la
horizontal. Ver figura 4. Por lo tanto, en yacimientos con baja relación de
permeabilidad vertical y horizontal, no deben ser explotados mediante pozos
horizontales para obtener incremento de producción.
Un pozo horizontal será más productivo que un pozo vertical cuando se
cumpla, la siguiente ecuación:
LH> h J s ........ (Ec.2.1)
Donde,
LH = Longitud de la Sección Horizontal, (pies).
h = Espesor de la Formación, (pies).
Kh = Permeabilidad Horizontal, (md).
Kv = Permeabilidad Vertical, (md).
Figura No 4. Influencia de la Anisotropía de las Permeabilidades
2.5.1.3 DISCONTINUIDAD EN LA PERMEABILIDAD VERTICAL
La permeabilidad vertical de una formación esta influencizida por la
presencia de discontinuidades de lutitas, calcitas cementadas, fracturas,
capas suprayacentes, las cuales actúan como barreras para el flujo vertical.
-- -- --
La presencia de dichas barreras o discontinuidades, disminuyen el grado de
confiabilidad de los resultados obtenidos por los simulailores de
yacimientos. En consecuencia, puede ser necesario realizar una prueba (de
interferencia vertical) en un pozo cercano, para establecer si es conveniente
desarrollar el yacimiento con la perforación de pozos horizoritales. La
figura N. 5, demuestra que la existencia de un pozo horizontal dentro de un
yacimiento con presencia de lutitas en grandes áreas del yacirnierito, puede
ocasionar que solo pueda ser drenado el fluido en una capa del reservorio,
imposibilitando el drenaje general del crudo en el resto de las capas del
yacimiento. Igualmente, cuando las lutitas están presentes en ur:a sección
del yacimiento, un pozo de alto ángulo que penetre las diferen:es zonas,
puede ser más atractivo que un pozo horizontal.
Figura No 5. Pozo Horizontal en Presencia de Discontinuidades.
2.5.1.4 PRODUCTIVIDAD EN POZOS HORIZONTALES.
La productividad de los pozos horizontales se puede predecir, mediante
simuladores de yacimientos o a través de varias técnicas analític2.s. Dentro
de las técnicas analíticas tenemos:
Borisov:
Giger:
Giger, Reiss & Jourdan:
Renard y Dupuy:
2nKhhAp q h =
1 ..... (Ec.2.5) cos-' ( x ) + ( h 1 L ) ln [ h 1 (2nrw)]
donde:
x = 2al L , para áreas de drenajes elipsoidales.
a = la mitad del eje mayor del área de drenaje elipsoidal.
Joshi:
donde:
Para cada una de las ecuaciones presentadas, tenemos la siguiente
nomenclatura:
L: Longitud de la sección horizontal.
h: Espesor del yacimiento.
rw: Radio de drenaje del yacimiento.
rev: Radio de drenaje del pozo vertical.
reh: Radio de drenaje del pozo horizontal.
po: Viscosidad.
Bo: Factor voluméttico del crudo.
Dp: Diferencial de presión desde entre el área de drenaje y el hoyo.
El índice de productividad Jh, puede ser obtenido, mediante la división de
qh entre Dp. Todas las ecuaciones presentadas soii para yacimientos
isotrópicos (kv=kh).
2.5.2 YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS
Las fracturas naturales son extremadamente permeables, del tal forma que un pozo
horizontal en contacto con las mismas, es mucho mas productivo que un pozo
vertical. Para este tipo de yacimientos, la longitud de la sección horizontal es
igualmente importante, ya que mientras mas larga sea esta, exisle mayor
probabilidad de interceptar las fracturas. Ver figura No 6.
Las fracturas están normalmente orientadas hacia una dirección en .3articular.
Consecuentemente, se debe maximizar el número de fracturas a interceptar
mediante un pozo horizontal, por lo que el mismo debe ser perforanclo con un
ángulo de orientación hacia la tendencia de las fracturas. De allí la impcrtancia de
definir la orientación de las grietas. Ver figura No 7.
La aplicación de la perforación horizontal para este tipo de yacimientos puede ser
difícil, ya que las fracturas pueden ocasionar severas perdidas del fluido de
perforación, lo cual incrementa el tiempo de construcción de la sección lateral. Para
estos casos, se añade al fluido de perforación material antiperdidii de fácil
disolución, a fin de evitar el taponamiento de las fracturas y se pierda el objetivo de
incrementar la productividad. En algunos casos es difícil controlar la perdida de
circulación por lo que se perfora con un mínimo de sobrebalance a fin de limitar el
daño en las fracturas.
Figura No 6. Pozo Horizontal Interceptando Fr:icturas.
Figura No 7. Orientación de Pozos Horizontales para Intcrceptar Fracturas.
2.5.3. TNCERTIDUMBRE GEOLOGTCA
El éxito en la aplicación de pozos horizontales e inclinados (alto ángulo), depende
de la correcta ubicación de la sección lateral (horizontal), dentro del yac:irniento, lo
cual a su vez depende de un buen estudio descriptivo que se tenga del mismo. Sin
embargo, debido a la existencia de incertidumbres geológicas, las estiriiaciones de
profundidad y espesor del yacimiento, estarán siempre sujetas a cierta inexactitud.
La perforación horizontal, ha demostrado en muchos casos, la existencia de
yacimientos con grandes heterogeneidades, por lo cual es necesario considrrar estas
diferencias durante la perforación del pozo.
En algunas aplicaciones, la sección horizontal debe estar ubicada en las a-enas con
mayor permeabilidad, ya que de lo contrario se corre el riesgo de que el pozo sea
menos productivo. Igualmente se debe tomar en cuanta la dirección u orier,tación de
la sección horizontal dependiendo del objetivo que tenga en el yacimiento.
2.5.4. POZOS HORIZONTALES VERSUS POZO INCLINADOS
Dependiendo de las características del yacimiento, en algunos casos es necesario
evaluar la opción de comparar un pozo inclinado con alto ángulo contr;~ un pozo
horizontal. Si en el yacimiento existe, la posibilidad de producción de agua o gas,
incertidumbres geológicas, baja permeabilidad vertical (por presencia de lentes
lutíticos), etc, es más apropiado perforar un pozo inclinado de alto ángulo, debido a
que la completación del mismo puede permitir seleccionar los intervalos
productores, aislando las zonas no deseadas. Esto no es viable en un pozo
horizontal. Ver figura No 8.
Figura No 8. Pozo inclinado en un Yacimiento con Discontinuid;ides
2.5.5. REGIMEN DE FLUJO DE UN POZO HORIZONTAJ,
En un pozo vertical el régimen de flujo en el yacimiento es radial (asumiendo la
inexistencia de flujo vertical dentro del mismo). En los pozos horizcntales es
esencial, que el fluido fluya verticalmente, de tal forma de que alcance el nivel en
que se encuentra ubicada la sección horizontal, de lo contrario únicamente se
drenara o se producirá petróleo de la capa horizontal cuyo espesor es el diámetro del
hoyo7. Ver figura 9.
Eri general, los pozos horizontales pueden presentar cuatro diferentes reg'menes de
flujo, dependiendo de la geometría del pozo y del yacimiento. Estos son1: (Ver
figura 10).
1. Régimen inicial de flujo radial. Durante este régimen el flujo es radial en
un plano perpendicular la pozo. El pozo se comporta como un pozo vertical
invertido, en un yacimiento con continuidad lateral infinita y espesor
definido. Este periodo de flujo finaliza, cuando el flujo a través del extremo
final (punta) de la sección horizontal afecta la respuesta de presión. Su
duración esta influenciada por la proximidad al límite del yacimiento y por
la permeabilidad vertical.
2. Régimen inicial de flujo lineal. Si la longitud de la sección horizontal es
comparable al espesor del yacimiento, se puede desarrollar un periodo de
flujo lineal, una vez que la presión de transición alcance los limites
superiores e inferiores del yacimiento. Su duración es fuertemente afectada
por la longitud efectiva de la sección horizontal del pozo y por la
permeabilidad hoiizontal.
3. Régimen de flujo seudo radial. Si la longitud del pozo es cc~mparable
con el tamaño del yacimiento, entonces se desarrollara eventualmente un
flujo seudo radial. Este periodo de flujo finaliza cuando la presión de
transición alcanza uno de los límites exteriores del yacimiento. 1~;ualmente
esta influenciada por la longitud de la sección horizonial del pozo y por la
permeabilidad horizontal.
4. Régimen final de flujo lineal. Para yacimientos con espesor definido, se
puede presentar un segundo periodo de flujo lineal. Este periodcl de flujo
ocurre, cuando la presión de transición, alcanza los extremos laterales del
yacimiento y el flujo hacia esa dirección se encuentra en estaldo seudo
estático. Este periodo de llegar a desarrollarse, se presentaría después de
finalizado un flujo seudo radial.
VISTA DE P L A N T A
POZO VERTICAL 1 ',
VISTA TRANSVERSAL
POZO VERTICAL POZO HORIZONTAL.
Figura No 9. Patrón de Flujo en un Pozo Vertical y Iiorizontal.
R E G I M E N I N I C I A L D E F L U J O R A D I A L
R E G I M E N I N I C I A L D E F L U J O L I N E A L
R E G I M E N S E U D O R A D I A L
R E G I M E Y F I N A L D E F L U J O L I N E A L J.
Figura No 10. Regímenes de Flujo en un Pozo Horizontal
2.5.6. AREA DE DRENAJE EN POZOS HORIZONTALES.
La longitud de los pozos horizontales puede ser comparable con el espaciamiento
existente entre pozos verticales, lo cual es razonable si consideramos q ~ e un pozo
horizontal puede tener la misma área o volumen drenaje comparable a vz.rios pozos
verticales en el mismo yacimiento. La experiencia demuestra que en un plan de
desarrollo de un yacimiento, un pozo horizontal puede reemplazar entre dos a cuatro
pozos verticales7.ver figura N 11.
I 1
Figura No 11. Desarrollo de un Yacimiento con Pozos Verticales y Horiz;ontales
!:APÍTULO O 2 - En general un pozo vertical drena un área circular o volumen cilíndrico, mientras
que un pozo horizontal drena un área elipsoidal o volumen elíptico, por lo que
siempre se espera que un pozo horizontal drene una mayor krea del ya;imiento'
.Ver figura N 12.
El área de drenaje es posible de calcular asumiendo un área de drenaje elíjjtica en el
plano horizontal, en el cual los extremos de la sección horizontal están er el centro
de la elipse. Ver figura N 13. Como regla general se tiene que una sección de 1000
pies de longitud puede drenar dos veces el área de un pozo vertical, mientras que
una sección de 2000 pies, lo puede hacer hasta tres veces en un tiempo determinado.
Figura No 12. Área de Drenaje en un Pozo Vertical y Ilorizontal.
L O N G I T U D D E L P O Z O = 1 0 0 0 P i e s . A R E A D E D R E N A J E = 7 4 A c r e s .
x e / y e = 1 . 6 7
k = z 2 x , 3490' -1
L O N G I T U D D E L P O Z O = 2 0 0 0 P i e s . A R E A D E D R E N A J E = 1 0 8 A c r e s .
x e l y e = 2 . 3 4
Figura No 13. Calculo del Área de Drenaje en un Pozo Horizontal
2.6. VENTAJAS DE POZOS HORIZONTALES
-MAYOR ÁREA DE CONTACTO CON EL YACIMIENTO. Este beneficio se
puede visualizar de dos formas. En corto plazo se incrementa la tasa de producción
(es más alta) y a largo plazo, la producción acumulada es mayor, lo cual iricrementa
el factor de recobro. De esto se infiere, que para producir la misma cantidad de
crudo, se puede lograr con menor numero de pozos (horizontales) que con
verticales, con lo cual se contribuye a obtener ahorros en lineas de siiperficies,
localizaciones, materiales, etc. Igualmente, de esto resulta un menor costo de
producción y de operación por cada barril de crudo producido.
-MENOR CAIDA DE PRESION. En general la caída de presión en pozos
horizontales es muy pequeña y mucho menor que en los pozos verticales1. Una regla
-- - - -
a seguir para determinar si la caída de presión debe ser considerada importante y ser
analizada en mayor profundidad en un proyecto de perforación horizontal, es
cuando la caída de presión en la sección horizontal es mayor en un 10% a la caída
de presión entre el yacimiento y el fondo del pozo (Drawdown). Esto generalmente
ocurre en situaciones de yacimientos con alta movilidad (Wp > 1000 mdcp) y bajos
Drawdowns (Dp < 10 psi)7.
-MENOR VELOCIDAD DEL FLUIDO. Al igual que la caída de ~resión, la
velocidad del fluido en los pozo horizontales es mas baja que en os pozos
verticales. La combinación de ambas características (velocidacl y caída di: presión)
contribuyen igualmente a reducir mas las posibilidades producción de arena en el
yacimiento, que un pozo vertical.
-MENOR CONIFICACION DE AGUA Y GAS. Debido a que en los pozos
horizontales el "drawdown" es menor que en los pozos verticales, se retarda la
invasión de fluidos indeseados como el agua y el gas. Para los pozos verticales este
fenómeno se conoce como conificación (por su forma geométrica). En los pozos
holizontales ocurre un cambio en la geometría de drenaje, por lo que el fenómeno
de invasión del fluido indeseado se manifiesta en forma de cresta.
En un yacimiento de petróleo, la diferencia de densidad mantiene el gas por encima
de la columna de petróleo y al agua debajo de ella. Sin embargo, para que el pozo
produzca, debe existir una caída de presión (drawdown) entre el yacimic:nto y el
pozo. Si el drawdown excede la fuerza de gravedad que mantiene s2parados al
petróleo, agua y10 gas, entonces ocurrirá la conificación8. La conificaci6n se puede
evitar manteniendo el drawdown por debajo del valor crítico en la cual esta ocurre.
Sin embargo, esto ultimo, restringe la tasa de producción. Los pozos liorizontales
tienen una ventaja, ya que debido a que su índice de productividad es nás alto, la
tasa de producción en el drawdown crítico es mucho más alta de lo que seria en un
pozo vertical.
En un pozo vertical se puede reducir la conificación incrementando la distancia
entre el fondo del pozo y el contacto agua - petróleo. Desafortunadamente esto
reduce, la longitud del hoyo abierta al flujo, reduciendo la tasa de producción y
dejando mas reservas remanentes en el yacimiento encima del contacto de agua. En
los pozo horizontales, la distancia con respecto al contacto a y a petróleo puede ser
inaximizada, ubicando el pozo en el tope del yacimiento, (siempre que rio exista en
el tope una baja calidad de la arena o un fuerte empuje de agua en el mismo).
Inversamente, cuando se trata de una posible conificación de gas, la sección
horizontal puede ser ubicada en la base del yacimiento.
Cuando el único objetivo es incrementar la productividad, la ubicación optima del
pozo es lo mas cercano posible al centro del yacimiento (dependi1:ndo de la
distribución de la calidad de la arena y del mecanismo de empuje del yac miento).
Cuando la aplicación del pozo horizontal en un yacimierito contiene tanto un
contacto gas - petróleo como un contacto agua - petróleo, se dete ser muy
cuidadoso ubicando el pozo entre las dos interfases, a fin de minimizar la
producción de agua y gas. Normalmente se requiere de una siniulación de
yacimiento para decidir la mejor ubicación del pozo, la cual dependerá en parte en
decidir si es peor para el yacimiento, producir agua o en su defecto gas.
2.7 TIPOS DE COMPLETACIONES EN POZOS HORIZONTALES
En general existen cinco opciones principales de completación para pozos liorizontales
(Ver figura N. 14). A continuación se describen los mismos:
- COMPLETACION A HOYO ABIERTO
Es la opción de completacion más económica, pero esta limitada a fxmaciones
competentes o altamente consolidadas'. Entre sus principales desventajas están la
posibilidad de colapso del hoyo, producción de arena, capacidad limitada para aislar
zonas productoras de agua o gas y dificultad para realizar procesos de est~rnulación~.
-TUBERIA RANURADA
Su costo es relativamente bajo. Su principal propósito es proporcionar a'gún apoyo
al hoyo para evitar su colapso o derrumbe. Igualmente proporciona un control de
arena limitado, el cual esta basado en la realización de análisis del tamaño de grano
de formación y tamaño de la ranura, de forma de seleccionar el ancho de ranura lo
suficientemente pequeño de forma que evite que la arena pase a través (le1 mismo.
Como regla, se recomienda que el ancho de la ranura debe ser lo sufic entemente
pequeña de tal forma que el 10% de la arena de formación no pueda at-avesar las
ranuras. Una vez entrampada la arena en las ranuras, se evita el movimento de los
granos más pequeños. Debido a la dificultad en el maquinado de las ranuras, las
mismas están limitadas hasta un ancho de 0.01" (250 micrones). Sus principales
desventajas son la posibilidad de producción de arena, imposibilidad de tiislar zonas
productoras de agua o gas, posibilidad de taponamiento de las ranuras y dificultad
en la realización de procesos de estimulaci~n',~.
-REJILLAS
Se clasifican en rejillas convencionales y preempacadas.
CONVENSIONALES.
En este tipo de rejillas, las ranuras son diseñadas mediante una c:nvoltura o
embobinado de alambres que se realiza sobre una tubería base prrperforada,
que proporcionando una mayor resistencia mecánica. Con este diseño se
pueden lograr tamaños de ranuras menores a 0.003" (76 microres); por lo
tanto ofrecen mayor restricción para el control de arena que las tuberías
ranuradas.
PREEMPACADAS
Restringe los granos de arenas muy finos. Consiste básicamente en una capa
de arena cementada y mezclada con resina, entrampado entre dos envolturas
o embobinados de alambres. El tamaño de la arena y la resina es
seleccionado para prevenir la producción de arena de formación. Su costo es
mucho mayor a las rejillas convencionales.
Es la completacion mas costosa para pozos horizontales .Permite aislar zonas
productoras de agua y gas, e igualmente proporcionan protección al hoyo en caso de
colapso (falla de la roca), pero no evitan la producción de arena. Si bien, se pueden
correr dentro del revestidor, rejillas con o sin preempaque, dicha práctica no es
generalmente recomendada, debido a que la arena de formación se empaca
gradualmente alrededor de las rejillas hasta rellenar las perforaciones. Si las
perforaciones son empacadas con la arena de formación, ocasionarán una alta caída
de presión, lo cual le contrarrestará productividad al pozo. Sin embargo este
problema se supera realizando un empaque con grava de alta permeabilidad, para las
perforaciones.
-EMPAQUE CON GRAVA
Por lo general se realiza en hoyos abiertos, aunque también es aplicable en hoyos
entubados. La grava evita la producción de arena mientras la rejilla retiene la grava.
I,a grava es en realidad un tipo de arena, que es cuidadosamente seleccionada, para
asegurar una alta permeabilidad y prevenir el movimiento de la arena de formación.
En pozos horizontales es aplicable en hoyos revestidos, cementados y cañoneados,
así como en hoyos completados con rejillas convencionales o preempacadas (caso
más común).
C O M P L E T A C I O N A H O Y O A B I E R T O
C O M P L E T A C I O N C O N F O R R O R A N U R A D O
C O M P L E T A C I O N C O N R E . I I L 1 . A P R E E M P A C A D A
C O M P L E T A C I O N C O N H O Y O E N T U B A D O C E M E N T A D O Y C A N O N E A D O
1 E M P A O U E C O N G R A V A A H O Y O A B I E R T O E M P A O U E C O N G R A V A A H O Y O E N T U B A D O 1
Figura No 14. Tipos de Completaciones en Pozos Horizontales.
2.8. LIMITACIONES DE LOS POZOS HORIZONTALES
Las desventajas de los pozos horizontales son9:
- Costo mas alto que un pozo vertical, el cual oscila entre 1.5 a 2.5 vecm mas alto.
Una reentrada horizontal cuesta entre 0.4 a 1.3 veces el costo de un pozo vertical.
- Por lo general, únicamente una sola zona de interés del yacimientcl puede ser
producida a la vez por un pozo horizontal. Si el yacimiento tiene múltiples zonas,
especialmente con grandes diferencias en profundidad vertical, o de
permeabilidades, no es fácil drenar todas las capas mediante un solo pozo
Iiorizontal.
- El índice de éxito de los pozos horizontales mejora, mientras más pozos son
perforados en una formación dada, para un área en particular. Por cjemplo, en
Estados Unidos, 2 de cada 3 pozos horizontales perforados son comercialmente
exitosos (65% de efectividad), lo cual le añade un riego inicial extra para proyectos
de perforación
2.9. TIPOS DE POZOS HORIZONTALES
Los pozos horizontales pueden clasificarse, de acuerdo a la tasa de construcción requerida
para alcanzar un radio de curvatura en la sección horizontal. Ver figura No 15.
- RADIO LARGO
Requiere de una tasa de construcción que oscila de 2" a 8" 1100 pies. Pueden
alcanzar secciones horizontales de hasta 1750 m (5742 pies) y requiere entre 300 m
(984 pies) a 900 m (2953 pies) de TVD, para alcanzar su construcc.ón. Utiliza
equipos convencionales de perforación direccional.
- RADIO MEDIO
Requiere de una tasa de construcción que oscila de 8" a 20°/100 pies. Para su
construcción requiere entre 90 m (295 pies) a 300 m (984 pies) de TVD. Puede
alcanzar secciones horizontales de hasta 1500 m (4921 pies). Utiliza equipos de
perforación para técnicas convencionales y especiales. Son partic:ularmente
utilizados para interceptar objetivos de bajo espesor. En esta clasif cación se
incluyen los pozos de diámetros delgados los cuales requieren una tasa de
construcción de hasta 30°/100 pies y requieren de equipos direccionales de alta
tecnología.
- RADIO CORTO
Requiere de una tasa de construcción que oscila entre 20" a 90°/100 pies. Pueden
alcanzar una sección horizontal de hasta 350 m (1148 pies) de longitud. Se
construyen en profundidades que oscilan de 9 m (30 pies) a 18 m (59 pie:;) de TVD,
y requiere de equipos especiales de perforación direccional para su construcción.
Tiene como limitante el tamaño del hoyo. Pueden ser completados a hoyo abierto,
así como con revestidores ranurados y10 con rejillas. Dichas tiiberías de
completación, deben ser diseñadas para altas tasas de construcción (flexibles).
- RADIO ULTRA CORTO
Requiere una tasa de construcción de 90°/1 pies. No utilizan equipos de perforación
direccional convencionales. Su tecnología envuelve la utilización de equipos de alta
presión (>10000 psi), de inyección de agua para perforar el hoyo. Puetle alcanzar
una sección horizontal entre 20 m (66 pies) a 60 m (197 pies). Su profu~didad esta
limitada a menos de 10 m (33 pies) de TVD.
- RADIO C
Figura No 15. Tipos de Pozos Horizontales.
2.9.1 VENTAJAS 1 DESVENTAJAS DE LOS TIPOS DE POZOS
EIORIZONTALES
En las tablas anexas, se presenta un breve resumen de las diferentes ventajas y
desventajas para cada uno de los tipos de pozos horizontales, según su clasificación
por el radio de curvatura. Aunque algunos presentan ventajas comunes, la mayoría
de los pozos perforados a nivel mundial entran en la clasificación de radio medio, ya
que los mismos presentan un mejor balance entre sus beneficios y desventajas.
RADIO LARGO
RADIO MEDIO
VENTAJAS
-Se puede rotar la sarta de perforación para optirnizar la limpieza del hoyo.
-Requiere de revestidores y tubulares de diseño estándar.
-Sección horizontal con mayor alcance (>5000').
-Requiere de equipos convencionales de perforación direccional.
-No hay restricciones en el tamaño del hoyo y diámetro de los equipos.
- Severidades más bajas. -Amplias opciones para
seleccionar el tipo de completación.
-Perfilaje del hoyo sin problemas.
-Sección horizontal del largo alcance. -Menor tiempo de exposición comparado con 1 radio largo. -Menor torque y arrastre. -Control de la trayectoria en un intervalo más corto. -Amplias opciones para seleccionar el tipo de completación. -Perfilaje del hoyo sin problemas. -Puede utilizar herramientas convencionales. -Menor numero de revestidores y tubulares.
DESVENTAJAS
-Requiere mayor control de la trayectoria del pozo. -Mayor tiempo de exposición. -Incremento en los costos. -Mayor torque y arrastre:. -Requiere mayor numero de revestidores y tubulares. -Sarta de perforación rnás larga. -Problemas potenciales en la sección de construcción.
-Puede requerir algunos equipos y herramientas especiales. -Problemas potenciales en la sección de construcción. -Rotación limitada de la sarta de perforación er la sección de construcción. -Aplica para áreas someras.
L Tabla No 1. Resumen General Pozos Radio Largos y Raclio Medios
I
VENTAJAS DESVENTAJAS
RADIO CORTO
RADIO
ULTRACORTO
-Sección de construcción más corta.
-Menor longitud medida del hoyo.
-Posibilidad de reentradas desde pozos existentes.
-Posibilidad de construir secciones multilaterales.
-La sección de construcción se perfora completamente dentro de la arena objetivo del yacimiento.
-Tasas de construcción compatibles con tecnología de tubería continua.
-Puede remediar el daño en la formación. -Requiere de pozos existentes. -Posibilidad de construir secciones multilaterales.
-Requiere de equipo:; no convencionales de perforación direcciona l.. -Problemas potencia1c.s en la sección de construcc:ión. -Menores opciones de completación. -Tamaño del Iioyo restringido. -Mayor sensibilidad a cambios litoló~;icos durante la perforación.
-Requiere de equipo:; de alta presión (>10000p:;i). -Alta dificultad de penetración en algunas formaciones. -Problemas potenciales de formar emulsión er la formación. -Puede requerir de fluidos especiales. -Extremadamente difícil y costoso de fresar la ventana dentro del hoy o. -Dificultad de perlorar ciertos revestidores y juntas de conexión.. -Tecnología de muy alto 1 costo.
- I 1 2
Tabla No 2. Resumen General Pozos Radio Cortos y Ultracortos
CAPITULO 3
FUNDAMENTOS TEÓRICOS DEL PROCESO I)E SAGD
3.1 ANTECEDENTES GENERALES
3.1.1 CASOS HISTÓRICOS
La teoría que predice el comportamiento de producción bajo el proceso SAGD, fue
desarrollada por la División de Investigación de Crudos Pesados de Esscl Resources
en Calgary, Canadá a través del Dr. Roger Butler, quien a mediados de los años 70
propuso inicialmente el uso de pozos verticales inyectores de vapor sobre pozos
productores horizontales. El primer proyecto piloto bajo esta configuraciCm de pozos
h e perforado en Canadá en 1978 en el campo Cold Lake, por la compañía Imperial
0í1, utilizando un pozo productor horizontal y un pozo inyector vertical. El pozo
horizontal fue perforado cerca de la base de la formación y el pozo inyector vertical
fue localizado directamente sobre el horizontal a una distancia de 45 m, respecto al
final de la sección horizontal.
En 1987; en el Campo Athabasca de Canadá, la "Alberta Oí1 Sands Technology and
Kesearch Authority (AOSTRA)" realizó la primera prueba del proceso de drenaje
por gravedad asistido con vapor, utilizando 3 pares de pozos horizontales
(inyectores - productores). La longitud de cada par fue de 55 m, separados en el
plano vertical aproximadamente por una distancia de 5 m. La prueba piloto fue
CAPITULO 3
denominada instalación de prueba subterránea (UTF: Underground Test ITacility), la
cual consistió en la perforación de un túnel de 5 m de ancho por 4 m (le alto, por
medio del cual fueron perforados los pozos horizontales. El porcentaje tie Recobro
obtenido en la diferentes fases de este proyecto se ubico entre un 55 y 60 %.
3.1.1.1 MODELOS VISUALES A ESCALA
La División de Investigación para Crudos Pesados de la Esso R(:sources en
Calgary, desarrolló una serie modelos de yacimientos a escalas en sus
laboratorios, con la finalidad de analizar el desarrollo del proceso de SAGII
y determinar la tasa de producción de forma anticipada. A continuación se
describe el primero de los experimentos que se realizo en los laboratorios de
la Esso Resources, Canadá:
El experimento envolvió la utilización de un modelo de yacim ento en un
recipiente (con una cara frontal de vidrio para permitir la vis bilidad del
experimento) el cual era operado a presión atmosférica, y tenki 29 cm de
longitud, 11 cm de altura y 2.5 cm de espesor. Dicho recipiente fue llenado
con pequeñas esferas de vidrio y saturados con crudo del campo Cold Lake.
El vapor a presión atmosférica era introducido en el tope del modelo y los
fluidos eran drenados a través del fondo. La permeabilidad del modelo fue
escogida de manera tal que fuera similar a la del campo.
La fotografía en la Figura No 16 muestra una de las hses en el d~sarrollo de
la cámara de vapor, debido al drenaje por gravedad de petróleo durante el
flujo continuo de vapor en la cámara. La cámara de vapor es la región blanca
creciente en el centro de la fotografía, donde la mayor parte del crudo ha
sido drenado dentro de esta región.
En este modelo la entrada de vapor y la salida del petróleo están en el centro
del fondo del modelo. El vapor fluye desplazando al petróleo caliente y al
condensado hacia afuera. La saturación de petróleo residual en el espacio
drenado por la cámara de vapor fue de un valor típico del 5%. lviodelos de
este tipo fueron utilizados con una variedad de valores de permc:abilidades,
diversas configuraciones y diferentes geometrías de pozos.
Figura No 16. Modelo Experimental de Yacimiento a Escala
3.1.1.2 PROYECTO PILOTO SAGD EN VENEZUELA
En el año de 1997, se realizo en Venezuela la primera perforación de pares de pozos
horizontales como prueba piloto para evaluar el proceso de Drenaje por Gravedad
Asistido con Vapor, especificamente en el campo Tía Juana 'Tierra, blociue C-7. En
dicha prueba se perforaron 2 pares de pozos (LSE 508515088 y LSE 509 1/5092), los
cuales reportaron un 61 % y 58% de factor de recobro respectivamente, por cada
pareja de pozos durante la vida productiva de los mismos. Posteriormen:e en el año
2000, dicha prueba se extendió al campo Lagunillas Tierra, con la perforación de
dos pares de pozos horizontales adicionales (LS 529815302 y LS 5308153 1 l), para
evaluar igualmente dicha tecnología de producción. Durante la perforación de los
pozos horizontales se encontró alto contenido de intercalaciones lutjticas en el
yacimiento, lo cual influyo para que la puesta en producción de dichcs pozos no
hera exitosa.
3.2 DRENAJE POR GRAVEDAD ASISTIDO CON VAPOR (SAGD)
El Proceso de Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor es un método sistemático de
inyección continua de vapor, que permite incrementar el recobro de petróleo en
yacimientos de crudos pesados y extrapesados. Su principal mecanismo de empuje es
causado por la fuerza de gravedad, la cual produce el movimiento del crudo hacia un pozo
productor. Igualmente, la viscosidad del crudo es reducida por el efecto de ca:entamiento
que proporciona el vapor inyectado, lo cual mejora su movilidad.
Por lo general, el arreglo de los pozos en el proceso SAGD, envuelve la utilización de
pozos horizontales perforados cerca de la base del yacimiento. Su configuración consiste en
dos pozos, de los cuales uno es inyector de vapor y esta ubicado encima de un pozo
productor. Ambos pozos deben estar alineados en la misma dirección y verticalmente
separados por una corta distancia. Antes de iniciar el proceso, los po7x>s debe ser calentados
previamente mediante la circulación de vapor a lo largo de la longitud total de los pozos (a
través de la tubería de producción), con la finalidad de crear una comunicación térmica
entre los mismos. Posteriormente, se adiciona la inyección continua de vapor por el anular
del pozo inyector, sobre el cual se forma una zona de vapor saturado denominada "Cámara
de Vapor". A medida que se inyecta vapor, la cámara crece progresivamente hacia arriba,
hasta encontrarse con la capa impermeable (tope de la formación), y es cuando ésta
comienza a expandirse hacia los lados (Ver figura No 17).
Figura No 17. Cámara de Vapor.
3.2.1 CÁMARA DE VAPOR
Durante el desarrollo de la cámara de vapor dentro el yacimiento, se pr:sentan tres
etapas o periodos, que se originan sucesivamente, a medida que esta fi ~rma. Estos
periodos son:
- Periodo de Crecimiento Vertical de la Cámara, la cual es conocida como
periodo de ascenso de la cámara o periodo de incremento de l~otencial. y
ocurre desde el momento en que comienza la inyección del vapor en el
yacimiento hasta que este llega al tope del mismo. En esta etap:3 la tasa de
producción aumenta progresivamente.
- Periodo de Expansión Lateral, la cual se caracteriza por una tasa de
producción que se mantiene estable. Esta etapa se inicia desde e1 momento
en que la cámara llega al tope del yacimiento y comienza a expandirse
solamente hacia los lados, hasta abarcar la longitud horizonts~l del pozo
productor.
Periodo de Declinación. Ultima fase en la cual la tasa de producción
comienza a disminuir. La etapa se inicia desde el momento en que la cámara
de vapor llega al final de la longitud horizontal del pozo productor y finaliza
cuando la altura del volumen de crudo entre los pozos ( ubicad.3 dentro de
los limites del área de drenaje de la cámara) comienza a decrecer. con lo que
disminuye igualmente la tasa de drenaje, hasta convertirse en un proceso
antieconómico. Al llegar a este punto se concluye que el proyecto ha
finalizado.
La presión en la cámara de vapor normalmente se mantiene constante durante todo
el proceso, y se encuentra rodeada de arena petrolífera fiía. El vapor fluye a través
de la arena dentro de la cámara hasta alcanzar la interfase "Arena Petrolífera -
Cámara de Vapor", donde se condensa y el calor liberado se transmite por
conducción a la arena petrolífera fiía. De esta forma, es calentando el petróleo que
se encuentra cerca de la superficie de condensación, permitiendo a su vez que tanto
~ -- ~ ~-~ -- -- ~- ~- -
el petróleo como los condensados sean drenados por gravedad hacia el pozo
productor. Durante este proceso, el petróleo se mueve en dirección contraria a la de
avance de la cámara de vapor. El petróleo y los condensados drenan hacia abajo y el
vapor hacia arriba, ya que el vapor tiende a subir, y tanto los condensados y el crudo
caliente tienden a caer al fondo (por ser más pesados). Por lo tanto, el flujo es
causado por la fuerza de gravedad (Ver Figura No 18).
En general, el mecanismo del proceso de drenaje por gravedad asistido con vapor,
se puede resumir en cuatro pasos:
e El vapor se condensa en la interfase.
El petróleo y el condensado son drenados hacia el pozo productor.
El flujo es causado por la gravedad.
Crecimiento de la cámara de vapor hacia arriba y hacia los lacos.
INYECCION CON'I'I- NUA D E VAPOR EN
LA ChMARA
FLUJOS DE CRUDO
1' d
Figura No 18. Drenaje por Gravedad Asistido con Val~or
3.2.1.1 CALCULO TEORICO DE LA TASA DE PRODUCCION
DURANTE EL PERIODO DE EXPANSION LATERAL^"^
La tasa de produccion a la cual el petroleo es drenado durante la expansion
lateral de la camara de vapor, puede ser predecida teoricamente, tal cual
como se explica a continuacion:
La figura No 19, muestra una pequeña parte de la interface de drena-je en
una seccion vertical. El crudo calentado por el vapor, fluye practcamente de
forma paralela a la superficie de condensacion mientras se desplaza hacia el
pozo productor.
El vapor dentro de la cámara esta a una temperatura Ts y el yacimiento se
encuentra inicialmente a una temperatura TR. El vapor se condensa en la
interfase (o superficie de condensación), la cual tiene un angulo de
inclinacion 4 con respecto al eje horizontal e igualmente presenta una
temperatura Ts. El calor liberado es transferido por conducción hacia la
regiónes fiias del yacimiento que rodean la cámara. Dichas regiones se
encuentran a una distancia 5 de la interfase, las cuales al calental-se originan
la reducción de su viscosidad p, y el aumento de la viscocidad cinematica v.
De esta forma, en una pequeña parte de la interfase, ocurren dl3s procesos
simultáneos:
1. Conducción de calor en dirección normal a la interfase, donds la tasa de
calor depende de la conductividad termica del yacimiento, su densidad y
calor especifico, asi como de la tasa de avance de la interjhse. Dicho
avance ocurre debido a la remocion de crudo por el proceso de drena-je.
Se asume que la velocidadd de avance es U, la cual es una kariable que
depende, entre otras condiciones, de la ubicación de la region que esta
siendo considerada.
2. Drenaje del petroleo paralelo a la interfase. Debido a que la temperatura
no es uniforme, la viscocidad varia, donde la niisma es nienor en la
interfase y mayor en la zona no calentada del yacimiento. Igiiahente, la
fuerza de gravedad influye en este proceso.
Según esto, la Ley de Darcy aplicada a un pequeño elemento diferencial
del yacimiento de espesor dc, puede ser escrita de la siguiente forma:
Lkpgsen 4 L kgsen 4 dq = d g = -- d< ................. (Ec. 3.11)
P v
La ecuación asume que la presión en la cámara de vapor es constante,
por consiguiente la densidad del vapor y su movimiento pueden ser
depreciados. Las variables de esta ecuación, se definen como:
dq: Flujo volumétrico de crudo drenado, (m3/s).
L: Longitud del pozo horizontal, (m).
k: Permeabilidad efectiva del crudo, (md).
p: Densidad del crudo, (kg/m3).
g: Aceleración de la gravedad, (9.81 m2/s).
4: Angulo de inclinación de la sección de la interfase.
6: Distancia desde la interfase, (m).
p: Viscosidad dinámica del crudo, (kg1m.s).
v: Viscosidad cinemática del crudo, (m2/s).
La ecuación general para estimar la tasa de producción en el periodo de
expansión o crecimiento lateral en un lado de la c ~ m a r a viene dada por:
1,3 kga4ASoh qh = L ,.....Para un lado de la Cámara (Ec. 3.2)
Para estimar la tasa de producción en ambos lados de la cámara, la
ecuación viene dada por:
q = 2 L \11'3kgamA"0h ,...Para ambos lados de la CGmara (Ec 3.3) m 0 . v
Integrando la ecuación anterior con respecto del tiempo se obtiene la tasa
de petróleo acumulada:
1,3 kg a$ASoh .............. (Ec. 3. 5)
m v s
Luego el recobro de petróleo viene dado por la relación de la tasa
acumulada y el petróleo remanente:
% R = q Aciirn ........ (Ec. 3.6) h(2w)4 ASO
Donde;
q: Tasa de Producción, m3/m.d
L: Longitud de la Sección Horizontal del Pozo, m
k: Permeabilidad, m2
g: Aceleración de Gravedad, rn/s2
a: Difusividad Térmica, m2/s
$: Porosidad, fiacción
ASO: Saturación de Petróleo Remanente = Saturación Actual -
Saturación Residual (ASO = Soi - Sor), fiacción
h: Espesor Total - Distancia entre pozo pi-oductor y Base del
Yacimiento, m
m: Parámetro Adimencional
v,: Viscosidad en la cámara de Vapor, cs
t: Tiempo, días
q ~ ~ ~ ~ : Tasa Acumulada, m3/m.d
% R: Porcenta-je de Recobro, %
La tasa de producción defmida en la ecuación 3.3, es la máxima tasa de
producción en la cual en crudo puede ser drenado sin que se produzca
simultáneamente la producción de vapor en el pozo productol-. Esta tasa,
es igualmente definida como tasa critica de producción, bajo la cual debe
ser operado el proceso SAGD.
Las siguientes formulas definen la tasa de producción total bajo
condiciones de fondo y superficie.
WOR Q = S [ . + ... n,, - ............ (Ec.3.8)
En donde, "q" es la tasa critica de producción, "Bo "e:; el factor
volumétrico del petróleo, "Bw"es el factor volumétrico tiel agua y
"WOR " es la relación agua petróleo.
T=Ts Tarparhna ai la Cámirridrvm
IniBal del Yximtnio
Figura No 19.Pequeña Sección Vertical de la Interfase.
3.2.1.2 CALCULO TEORICO DE LA TASA DE PROI>UCCION
DURANTE EL PERIODO DE CRECIMIENTO VERT'ICAL DE
LA CAMARA
En la Figura No 20, se puede observar que la cámara de vapor se forma
por encima del pozo horizontal productor y las superficies hacia los
lados son estables. El petróleo desciende por gravedad a través de la
interfase. El tope de la cámara de vapor tiene forma de domo o de hongo
y presenta una superficie irregular en la parte superior, debido a la forma
cónica del vapor dentro de la arena petrolífera. El vapor fluye dentro de
estos conos a alta velocidad dentro del yacimiento frío y se condensa en
la superficie superior. El petróleo calentado alrededor del perímetro de
los conos se desplaza alrededor de ellos, formando meandros en la parte
superior de la cámara de vapor, hasta drenar a través de la interfase
inferior, a ambos lados de la cámara.
A medida que la cámara crece verticalmente, la tasa de producción
igualmente se incrementa, debido al aumento del contacto de' vapor con
el yacimiento. La tasa de producción para esta fase de la cámara de vapor
viene dada por la ecuación:
El tiempo para que la cámara se expanda verticalmente viene ,dado por la
siguiente ecuación:
ASO^ q h t = 0.44h I ........... (Ec. 3.10)
k i a
La tasa acumulada de petróleo viene dada por la siguiente ecuíición:
El recobro, al igual que para el periodo de la cámara en expansión
lateral, viene dado por:
% R = q ~ c u m (Ec. 3.12) ............ h(2w)m ASO
Figura No 20.Formación de Conos de Vapor en el Periodo de Ascenso
3.2.1.3 PREDICCION TEORICA DE LA TASA DE PROIIUCCION
PARA EL PERIODO DE DECLINACIÓN
Para pronosticar la tasa de producción en este periodo se debe considerar que
la interfase crece hasta un limite vertical de no-flujo, localizado a la mitad
de la distancia del siguiente pozo adyacente, para permitir así el efecto de
configuración (de pozos adyacentes). Para ello se usan variables
adimensionales, ya que proveen soluciones de aplicabilidad más generales
que las obtenidas por las variables originales.
La teoría revisada provee una relación que permite incluir el efecto de
agotamiento en la tasa de drenaje. Una solución numérica deterr~ina la tasa
adimensional en función del tiempo adimensional, la cual puede
representarse por una ecuación simple:
3 -2 ' q * = , / ; ......... 0 2 (Ec. 3.13)
En la cual el tiempo adimensional te , viene dado por la siguiente ecuación,
en donde w se define como la mitad de la distancia horizontal entre los
pozos:
1- = ' kg" ................... (Ec. 3.14) w #S,mvsh
El recobro acumulado de petróleo puede ser calculado mediante la siguiente
ecuación, respecto al tiempo adimensional:
La tasa de crudo, para ambos lados de la cámara, vendrá expresada
por la siguiente ecuación:
.......... (Ec. 3.16)
3.2.1.4 PROMEDIO DE SATURACION RESIDUAL DEL PEFROLEO
Bajo el proceso SAGD, el promedio de la saturación residual de petróleo en
la cámara de vapor, puede ser estimada utilizando la forma integrada de una
ecuación desarrollada por Cardwell y Parsons (1949).
Donde:
Sor = Saturación Residual de Petróleo.
t = Tiempo.
g= Gravedad.
Z = Altura de Drena-je.
k = Permeabilidad.
b = Exponente de la ecuación de Cardwell y Parsons para permeabilidad
relativa, K, = sb .
vs = Viscosidad Cinemática del Petróleo a la Temperatura del Vapor.
h= Altura de la cámara.
CAPÍTULO 3
Si b es igual a un valor típico de 3.5 y Z es igual al máximo valor posible de
h, entonces el resultado es:
l l ( 3 . 5 - 1 ) ,, = (33 - O( v..m-h ) ...... (Ec. 3.18) 3,5 3,5.k.g.t
3.3 CONSIDERACIONES GOLOGICAS Y DE YACIMIENTOS
Para determinar la viabilidad del proceso SAGD en yacimientos de crudos pesados y
extrapesados, es necesario analií-ar y evaluar la influencia de la arquitectura geo iógica y las
características de yacimientos en una determinada formación, ya que dicho proceso es
altamente sensible a las mismas.
3.3.1 CONSIDERACIONES DE YACIMIENTOS
El proceso SAGD requiere de una alta relación crudo - vapor (SOR), debido a que
toda la región del yacimiento depletado requiere ser calentado a la temperatura del
vapor. Según esto, es necesario contar con buenas propiedades petrofisicas, tales
como alta porosidad ($), alta permeabilidad (k), alta saturación de crudo (So). Si
dichas propiedades presentan bajos valores, tenderían a incrementar
significativamente los requerimientos de vapor, haciendo el proceso anti~conómico.
Igualmente, las formaciones con baja viscosidad (p), están asoi:iadas con
yacimientos de mayores profundidades, los cuales no son atractivos para el proceso
SAGD, ya que igualmente requerirían mayores presiones de inyección df; vapor.
Asimismo debe existir una buena difusividad térmica dentro del yacirriiento, que
asegure una buena transmisión del calor a través de la matriz de la arena. Esto
mejora el transporte de la masa, contribuyendo finalmente a una mayor extracción
de crudo.
Respecto a el contenido de arcilla dentro de la formación, especialmente las
hinchables (montmorionita), se recomienda que sea lo mas bajo posible, '3 al menos
inferior al 10%. Esto se debe a que el agua al condensarse (al hacer contacto con el
crudo) dentro de la cámara de vapor y mezclarse con la arcilla puede originar daños
a la formación, por hinchamiento de las mismas.
Igualmente es necesario contar con una buena permeabilidad vertical, que garantice
el ascenso del vapor, así como el drenaje del crudo por gravedad. Una baja
permeabilidad vertical se reflejaría en una cámara de poca altura con mayor
expansión lateral.
3.3.2 CONSIDERACIONES GEOLÓGICAS
Ida mayoría de las características geológicas de la formación, definen la forma y
tamaño de la cámara de vapor, así como la viabilidad del proceso. A continuación se
describen los aspectos geológicos que influyen dentro del proceso SAGD:
- ESPESOR DE LA ARENA
Para desarrollar el proceso SAGD, es necesario contar con un buen espesor
de arena petrolífera, ya que el empuje por gravedad depende de a altura de
la cámara de vapor, la cual a su vez depende del espesor de la formación.
Bajo este método, la tasa de producción depende de cuanto crudo con buena
movilidad puede ser drenado, mientras que el recobro depende del volumen
que ocupe la cámara de vapor dentro del yacimiento. Por coiisiguiente,
mientras alta sea la contribución de la fuerza de gravedad, mayor será la tasa
de producción.
Para aplicar este método de producción, es deseable contar con una zona
continua de por lo menos 10 metros (33 pies) de espesor. 0l)viamente.
formaciones con mayor espesor proporcionan ventajas adicionales, ya que
ofiece mayores reservas haciendo el proyecto más rentable. En fclrmaciones
de bajo espesor, además de afectar la altura de la cámara de vapor y por ende
afectar el drenaje por gravedad, se origina una baja eficiencia de energía bajo
la inyección del vapor, ya que se producen grandes pérdidas de ca;or hacia el
tope y la base de la formación, haciendo el proyecto antieconómico.
- CAPA IMPERMEABLE
Es necesario que en el tope de la formación se encuentre una capa
impermeable o sellante, que garantice la contención o confinamiento de la
cámara de vapor dentro del yacimiento.
-ACU~FEROS
En los yacimientos que presentan presencia de acuíferos, se producen
problemas de perdidas de energía bajo el proceso SAGD, ya que ;11 entrar en
contacto con la cámara de vapor, se pierde gran parte del vapor inyectado,
debido a la mayor permeabilidad relativa del agua.
-CAPAS DE GAS
Al igual que en los acuíferos, las capas de gas al entrar en contecto con la
cámara de vapor, producirían altas perdidas de calor durante la inyección del
vapor. En muchos casos, el yacimiento cuenta con la presencia dv capas de
agua y gas, los cuales actúan como zonas ladronas de energía, desviando el
vapor hacia áreas indeseadas. Por lo tanto, se deben evitar sus presencias en
un diseño bajo el proceso SAGD.
Igualmente es importante analizar las presiones adyacentes dentro de la zona
de interés, ya que la presencia de regiones depletadas puede con levar a un
aceleramiento de las pérdidas de vapor fuera de la zona objetivo.
-HETEROGENEIDADES DE LA FORMACI~N
Viene dado por la presencia de ciertas características geológicas que afectan
la permeabilidad vertical de la formación, y por consiguiente, c3ntrolan la
forma y desarrollo de la cámara de vapor. Estas características pueden alterar
el comportamiento del proceso SAGD, al punto de afectar significativamente
su viabilidad. Entre estas se encuentran, la presencia de barreras o
intercalaciones lutiticas, cambios litológicos, presencia de fallas y fracturas.
La presencia de barreras o intercalaciones lutiticas afectan el proceso
dependiendo de su naturaleza y extensión. La presencia dentro del
yacimiento de intercalaciones de poca extensión puede permitir el ascenso
del vapor, desplazándose alrededor de las barreras que están presentes dentro
de la cámara. En contraste, si la presencia de las intercalaciores lutiticas
abarcan una gran parte de la extensión lateral (ancho) de la cámara
impedirían severamente el ascenso del vapor y por consiguiente, esta no se
formaría. Así mismo, no permitirían el drenaje por gravedad del crudo.
La existencia de cambios litológicos así como presencia de fallas, pueden
impedir el flujo vertical del crudo, reduciendo significativamente la
producción. Así mismo, las Cacturas, por su alta permeabilidad pueden
impedir el progreso de la formación de la cámara, ya que el vapor inyectado
se canalizaría preferiblemente por estos conductos, desviándolo hacia zonas
indeseadas.
-EFECTO DEL BUZAMIENTO DE LA FORMACIÓN
Hasta la actualidad, la experiencia bajo la tecnología SAGD, ha sido con
pozos cuya sección horizontal no presentan inclinaci6n (o decli~le), ya que
de presentarse pueden conllevar ciertas complicaciones, principslmente, la
variación del nivel de fluidos encima del pozo productor. Igu;ilmente, se
requiere que el gradiente de presión de la dentro cámara de vapor que crece,
sea lo mas bajo posible en la dirección de los pozos, de tal forma que la base
de la cámara se forme lo mas horizontal posible. Debido a esto, es
recomendado orientar la dirección de los pozos horizontales perp1:ndicular al
buzamiento de la formación, para asegurar que tanto el pozo productor y el
inyector queden lo mas nivelado posible.
Ubicar un pozo horizontal en una área sin declive, implica que la porción del
yacimiento ubicada deba-jo de la sección horizontal del pozo no podrá ser
recobrada. De allí surge la necesidad de que los pozos horizclntales son
ubicados lo mas cercano posible a la base de la formación, para minimizar
las perdidas por crudo no recuperable.
En los yacimientos que presenten declive, se recomienda que los pozos sean
orientados paralelos al contorno de la base de la formación.
3.3.3 CRITERIOS DE DISEÑO PARA UN PROYECTO SAGD
Los siguientes criterios de selección, sugieren las bases para considerar I11:var a cabo
un proyecto rentable bajo la tecnología SAGD, los cuales están basados en
resultados de simulaciones. Sin embargo, cualquier yacimiento en particular, debe
ser analizado y simulado con sus características originales, a fin de .asegurar la
viabilidad del proceso. A continuación se enumeran los factores de diseño:
Arenas continuas con espesores mayores a 15 metros (49 pies) para
viscosidades de hasta 10000 cp. Para crudos menos viscoso: se pueden
aceptar espesores de hasta 10 metros (33 pies).
Permeabilidad mayor a 1 darcy.
Alta saturación de crudo (> 80%).
Alta porosidad (>30%).
Gravedad APt < 20".
Presión actual del yacimiento < 1000 psi.
Profundidad < 4500 pies.
Evitar la presencia de capas de gas y acuíferos (tanto en el tclpe como la
base del yacimiento). De presentarse, deben ser menores a 1 metro de
espesor. En algunos casos la permisibilidad del espesor pueden alcanzar
hasta 2 metros. Igualmente, si están asociadas a arenas con espesores
mayores a 20 metros, pueden alcanzar tasas económicamentc: atractivas
si las capas de agua y gas son aun más delgadas.
No deben existir barreras lutiticas de gran continuidad o extensión y
poco espesor (< 2 metros).
Presencia de una capa impermeable en el tope de la formación
Contenido de arcillas hinchables dentro de la formación menos a 10%.
Evitar la presencia de fallas y fracturas.
3.3.4 ZONAS CON ALTA PROSPECTIVIDAD
A continuación se enumeran varias de las principales características que posibilitan
la viabilidad del proceso SAGD, en una determinada formación:
Acumulaciones de arenas con buena secuencia vertical, sin 1s. presencia
significativa de intercalaciones lutiticas.
Buena continuidad lateral.
Buena conectividad interna entre los intervalos.
Alta relación de permeabilidad vertical y horizontal (KvIKh).
3.3.5 ZONAS CON BAJA PROSPECTIVIDAD
A continuación se presentan las características que hacen poco aíractivo la
aplicación del proceso SAGD en una determinada formación. Es obvio que para
cada caso en particular hay que analizar las características presentes, as.' como los
factores económicos.
-- - -
m Formaciones con bajo espesor.
Zonas con presencia de capas de gas y acuíferos.
Arenas con múltiples intercalaciones lutiticas.
Regiones con significativas e impredecibles barreras lutiticas.
Formaciones con alto contenido de arcilla.
Regiones con presencia de fracturas y fallas comunicantes, que desvíen
el vapor inyectado a zonas indeseables.
3.4 CONFIGURACIÓN DE LOS POZOS
Existen dos formas generales de configuración de los pozos para desarrollar el proceso
SAGD:
3.4.1 POZO INYECTOR VERTICAL POSICIONADO ENCIMA DE UN
POZO HORIZONTAL PRODUCTOR.
Esta opción presenta entre sus ventajas que su ejecución es más económica y
sencilla de construir. Igualmente, es posible cambiar el punto de inyección en el
pozo, a medida que la madurez del proyecto avanza (en las etapas iniciales es
deseable tener un punto de inyección lo mas cercano posible al pozo productor para
facilitar la comunicación entre los pozos, sin embargo, a medida que 21 proyecto
continua, es preferible elevar el punto de inyección de forma que el movimiento del
vapor a través de la cámara produzca un gradiente de presión mas favoral3le).
La principal desventaja de este tipo de configuración, es que cada pozo inyector
solo abarca una longitud limitada del pozo productor. Por consiguiente, para pozos
productores de gran longitud se requerirá un mayor número de pozos inyectores.
Ver figura N O 21.
IE VAPOR
z!r?53
Figura No 21. Pozo Vertical Inyector
3.4.2 POZO INYECTOR HORIZONTAL.
13n esta aplicación los pozos deben estar configurados de forma paralela (inyector
ubicado encima del productor) y alineados en la misma dirección. La separación
entre los pozos debe ser muy cercana de forma de que permita una buena
comunicación así como el calentamiento efectivo del yacimiento ubicado entre los
pozos, permitiendo que se establezca un flujo entre los mismos. La coinunicación
entre los pozos es alcanzada calentando ambos pozos y presi~rizándolos
cíclicamente. En esta etapa, se forma la cámara de vapor y debe crecer ascendiendo
progresivamente hasta el tope del yacimiento de forma que alcance una buena
conformidad vertical. Ver figura No 22.
- DISTANCIA DE SEPARACIÓN ENTRE LOS POZOS
Este factor juega un papel crítico dentro de efectividad de la operación
SAGD, por consiguiente, tanto la separación vertical como la alineación
entre los pozos, debe ser lo mas precisa posible. Esto se debe a que si los
pozos son perforados muy cerca, el vapor inyectado en el poiío superior
puede comunicarse directamente con el productor. Si por el contrario, los
pozos están muy separados se puede afectar la producción del crudo, ya
que el vapor inyectado podría no calentar suficientemente e1 volumen
existente entre los pozos, con lo cual, no se aseguraría la ocurrencia del
drenaje por gravedad. En general, los pozos son espaciados entre 4 a 10
metros de separación.
Esta variable depende de la viscosidad del crudo. Para c--udos muy
viscosos cuya movilidad es muy limitada a la temperatura del
yacimiento, el pozo inyector es ubicado generalmente a 5 metros de
separación del pozo productor. Esta distancia es típica (a nivt:l mundial)
para crudos pesados y esta basada en simulaciones, así como, en los
excelentes resultados de campos obtenidos. Esta corta separación
permite establecer la comunicación entre los pozos, produciendo la
movilización del crudo del yacimiento entre el inyector y el productor
mediante calentamiento por conducción térmica.
Si el crudo del yacimiento es menos viscoso, existe mayor flexibilidad
en relación a la ubicación del pozo inyector, por lo cual este puede ser
ubicado en una sección superior del yacimiento, permitiendo una mayor
-- -- -
separación entre ambos pozos. El factor limitante es que la mo ~rilidad del
crudo dentro del yacimiento debe ser suficientemente alta para permitir
que la cámara de vapor avance hacia abajo (desde el inyector hasta el
productor), en un periodo de tiempo razonable. Durante este avance.
existirá un desplazamiento de crudo en fiió y vapor condensado hacia el
pozo productor, y con una adecuada movilidad del crudo, este periodo de
comunicación puede ser altamente productivo.
El periodo de tiempo requerido para alcanzar la comunicación entre
ambos pozos puede ser estimado aproximadamente, por la siguiente
ecuación:
En donde "S", representa la distancia vertical entre los pozcs, "tAV" el
tiempo de avance de la cámara y "Rw" el radio del pozo.
- ESPACIAMIENTO ENTRE LAS PAREJAS DE POZOS
Para un mejor recobro del yacimiento y eficiencia del proce:;o, siempre
es recomendable, iniciar un proyecto SAGD con al menos d ~ s pares de
pozos, los cuales deben estar espaciados a cierta distancia de separación.
En general, este proceso en formaciones heterogéneas con alto espesor,
resulta en un alto drenaje de toda la extensión lateral que abarque la
cámara de vapor.
Mientras mayor sea el espaciamiento entre las parejas de pozos, resultara
en mayores tasas de producción acumuladas por cada pareja de pozos.
Sin embargo, a medida que se incrementa el espaciamiento, so= presenta
un desequilibrio por un lado con la tasa de producción acumu!ada y por
el otro con la relación crudo - vapor, en combinación con el factor de
recobro. Por consiguiente, el espaciamiento óptimo dependerá de los
resultados de simulaciones, que definan el me-jor balance entre los
mencionados parámetros de producción. En líneas generales, el
espaciamiento entre las parejas de pozos oscila entre 100 a 150 metros.
Figura No 22. Pozo Inyector Horizontal SAGD
3.5 COMPLETACION DE LOS POZOS
La concepción convencional del proceso SAGD, implica que la producción de los pozos se
realice mediante levantamiento natural de los fluidos, lo cual conllev:i a la no utilización de
equipos de bombeo. Debido a que las temperaturas de operación del proceso SAGD, son
generalmente mayores a 200" Centígrados, para tales temperaturas no existen s'stemas de
bombeo confiables que puedan manejar la cantidad de producción esperada, ma:; aun si se
presenta producción de arena. Por consiguiente, el tipo de completación es totalmente
atípica y única bajo este tipo de tecnología. Adicionalmente de utilizar el mecanismo de
producción de levantamiento de flu-jo natural con vapor, este puede ser apoyado, mediante
levantamiento con inyección de gas.
3.5.1 COMPLETACI~N CON SARTA DOBLE DE TUBERIAS
L,a completación consiste básicamente, en una sarta doble de tubería:; colgadas
dentro de cada pozo. Una sarta es larga y abarca toda la longitud del pozo, mientras
que la otra es corta y su longitud alcanza hasta el final de la sección curva del pozo.
Ilurante el periodo de inicio del precalentamiento, se circula vapor en ambos pozos.
Se inyecta vapor por la sarta larga y se circula por la corta (Ver figura No 23).
Posteriormente. en condiciones normales de operación se detiene la circi~lación por
la tubería corta en ambos pozos. Al llegar a esta condición se suministra (:1 vapor en
el pozo inyector en un porcentaje del 10-25% del volumen a través de la :;arta larga,
mientras que el volumen restante se inyecta por el anular (90 - 75%). 13-1 el pozo
productor los fluidos son producidos a través de la tubería larga. Ver figura 24.
Durante el periodo de precalentamiento de los pozos, el flujo de retorno
(conformado por condensado y vapor) circula a una presión y temperatura mas baja
que el fluido de inyección. Esto crea la tendencia de que el calor se traspase del
flujo inyectado al flujo de retorno, por medio de transferencia de calor a través de
CAP~TULO 3
las paredes de las tuberías. Dicha tendencia hace impractico la utilizaci6n de una
sola sarta (dentro de los pozos) por la cual se inyecte el vapor y se retornen los
fluidos por el anular; ya que el calor transferido entre los tubos concéntric:os crea la
formación de un intercambiador de calor (por convección) muy grande para tal
sistema, por lo que esencialmente, lo que llegaría al fondo del pozo svria vapor
condensado (agua caliente).
Figura No 23. Completacion Doble en la Fase de Precalenta!miento
Figura No 24. Completación Doble en la Fase Inyección / Prodiicción
3.5.2 COMPLETACIÓN DOBLE CON LEVANTAMIENTO ARrTFICIAL
CON GAS
I3ajo este tipo de completación, solo varia la del pozo productor, dentro del cual,
adicional a la sarta doble de tuberías, se coloca en el interior de la sarte. larga, una
tubería continua, generalmente de 1"a 11/4" de diámetro, cuya longitud abarcaría
Iiasta sección curva del pozo. El propósito de esta tubería es proporcions.r la opción
de inyectar gas para levantar los fluidos cuando estos se encuentren a temperaturas
más bajas o cuando por razones operacionales se requiera una presión -mucho más
alta en el cabezal. Esta tubería también puede ser utilizada para realizar mediciones
de las presiones.
Ciuando el pozo se completa bajo este diseño, se debe tomar en cuenta el efecto de la
presencia del gas en la producción del crudo, ya que esto tiende a incrementar la
caída de presión en la sección horizontal, mientras que las pérdidas de presión son
nienores en la sección curva. El efecto neto de esto, es la disminución general de la
presión en el cabezal del pozo.
Desde el punto de vista operacional, es preferible producir los fluidos con una baja
relación gas - petróleo, ya que esto reduce la cantidad de vapor a manejar en
superficie y permite mantener presiones mas altas en el cabezal. Sin embargo, será
necesario purgar periódicamente el sistema, para reducir la acumulación de gases no
condensables. Ver figura 25.
SARTA CORTA
SARTA LARGA -=--m-
\
r - - Figura No 25. Completación Doble para Inyección de G as
-- --
3.6 INSTRUMENTACIÓN DE LA COMPLETACIÓN
La necesidad de supervisar y controlar el proceso SAGD, esta asociado a la principal
característica del proceso, el cual involucra la formación continúa de una cámara de vapor,
en la cual su desarrollo y tasa de drenaje influyen en la cantidad de peti.óleo a ser
recuperado, así como en los requerimientos de energía del sistema.
La necesidad de la instrumentación en la completación de los pozos en el proc:so SAGD,
es necesaria para monitorear y evaluar el crecimiento progresivo de la cámara de vapor a
fin de optirnizar su desarrollo durante la vida operativa de la pareja de pozos y lograr un
drenaje eficiente del yacimiento.
El proceso SAGD puede ser supervisado con la instalación de sensores de presión
(capilares), sensores de temperatura (termocuplas) y mediante sistemas de dist-ibución de
temperaturas de fibra óptica instalados en el fondo de los pozos. Mediante estos sensores,
una porción de la cámara de vapor puede ser observada, con lo que se puede 6:xtrapolar a
modelos numéricos o analíticos. Lo concerniente al control del proceso, se puede inferir de
los patrones observados en el comportamiento del mismo, a través de las mediciones
directas del fondo del pozo.
13.6.1 MEDICIONES DE PRESION Y TEMPERATURA
En el proceso SAGD, las mediciones de presión y temperatura en el fondo de los
pozos, pueden indicar una referencia de la evolución del proceso de transferencia
de calor en el yacimiento y del grado de desplazamiento de vapor a lo largo de la
completación hacia el yacimiento. Las medidas de temperatura, en puntos
específicos o a través de perfiles de temperatura, permiten conocer si el vapor esta
alcanzando toda el área de influencia de la sección horizontal. Igualrnerite, permite
detectar ciertas condiciones, tales como, el predominio del vapor, zonas ladronas,
zonas o capas con alta permeabilidad, los cuales proporcionan inforniación para
estudios posteriores, en caso de que se deba tomar alguna acción correctiva.
Durante la fase inicial del proceso o periodo de precalentamiento, las medidas de
temperatura indicaran si el pozo esta listo para producir o si la tasa de iiiyección de
vapor debe ser ajustada (lo cual también es considerado en la Fase de producción).
La producción se puede iniciar cuando la temperatura en ambos pozos es la misma,
ya que esto indica que la comunicación térmica ha sido alcanzada, así como, que la
movilidad del crudo se ha incrementado.
Adicionalmente, uno de los factores claves del proceso SAGD, es la condición o
crado de subenfiiamiento, el cual debe ser controlado para evitar la coni %ación del
vapor (por consiguiente, la producción de vapor) y contribuir a reducir la disipación
del calor. La condición de subenfi-iamiento es una función de la presión y
temperatura del pozo productor, que influye en el mantenimiento y desarrollo de la
cámara de vapor. La misma consiste en operar el pozo productor a una temperatura
mas baja que la temperatura de saturación considerada para la presión en el
~roductor. En otras palabras, la presión leída (en el productor), es comp~rada con la
temperatura correspondiente para el punto de ebullición del agua. Si dicho valor es
muy cercano a la temperatura medida en el pozo, el mismo puede producir en una
condición de saturación (es decir, se presenta la tonificación del vapor). La
diferencia entre ambos valores de temperatura es lo que se denomina conlo grado de
subenfi-iamiento.
La conificación del vapor debe ser evitada porque reduce la eficiencia térmica y
puede ocasionar daños potenciales en el hoyo. Por consiguiente, mantrniendo un
cierto grado de diferencia entre la temperatura del pozo inyector y p-oductor se
puede evitar la conificación del vapor.
3.7 CONTROLABILIDAD DEL PROCESO SAGD
Así conlo en cualquier proceso, para controlar la operación SAGD es necesaric identifícar
tres tipos de variables de forma de definir la estrategia o esquema de control a sc:guir. Estay
son:
3.7.1 VARIABLES CONTROLABLES
Son aquellas que deben ser mantenidas en un valor de referencia se1ec:ionado. El
sistema de control debe tomar en cuenta que ciertas variables del proceso deben ser
restringidas a ciertos valores. Como se menciono anteriormente, la condición de
subenfriamiento tiene una importante influencia en la producción del proceso
SAGD, por lo que es necesario definir el grado de subenfriamiento requerido para
mantenerlo en un nivel opimo.
Otra variable que requiere ser mantenida en un valor constante, es la tasa de
inyección de vapor, ya que permite una transferencia de calor apropiada para la
formación y el desarrollo de la cámara de vapor. Igualmente debe existir un balance
entre la producción (drenaje de la cámara de vapor) y la tasa de inyección, para
obtener una óptima recuperación del petróleo.
3.7.2 VARIABLES MANIPULABLES
Son aquellas que son ajustadas para mantener las variables controladas restringidas
a los valores de referencia. En el proceso SAGD, las variables a ser nlanipuladas
son la presión de producción y la tasa de vapor. Estas variables son las linicas a ser
utilizadas para mantener la condición de subenfiiamiento y la tasa de inyección.
3.7.3 VARIABLES DE PERTURBACIÓN
Son aquellas que al presentarse dentro del proceso pueden prodiicir alguna
alteración o cambio en su respuesta. Estas variables dentro del proceso SAGD
vienen dadas por la temperatura ambiental y las condiciones del vapor. Ambas
afectan el proceso de transferencia de calor. En el caso de la temperatura ambiental,
no puede ser medida hasta que tenga algún efecto en el proceso.
En otro orden de ideas, la eficiencia del proceso es medida por la tasa de producción
y el corte de agua. Esto hace necesario determinar los valores de refereqcia para la
condición de subenfriamiento y la tasa de inyección, con el objeto de mejorar la
eficiencia del proceso. Estos valores de referencia son determinad os primero
mediante procesos de simulación y luego son ajustados durante la fase de
operaciones, midiendo la tasa de producción y el corte de agua. Luego 1.1s variables
controlables son ajustadas. Todos los ajustes que sean realizados deben respetar la
presión de fractura del yacimiento y la tasa producción de vapor que se dispone de
la planta, las cuales son las principales restricciones para el proceso SAGD.
CAPIT~ILO 3 - Manteniendo las variables controladas, se obtendrá una respuesta estable de
producción a lo largo del tiempo. Sin embargo, otros aspectos que se deben tomar
en cuenta son:
- El punto óptimo de operación es un proceso dinámico durante todo el
proceso de inyección. por lo que la respuesta del proceso puede variar en
diferentes momentos y condiciones.
- Es necesario mantener una supervisión constante del proceso, por personal
calificado.
13s deseable contar con un proceso de optimización continuo, que calcule los valores
tie referencia para las variables controlables de forma de obtener máximo
rendimiento del proceso, manteniéndolo bajo sus restricciones. El disponer de un
modelo del proceso para calcular continuamente la eficiencia del proceso utilizando
datos de yacimiento en tiempo real y relacionándolos a las variables cmtrolables,
proporcionaría una considerable ventaja.
3.8 PROCEDIMIENTO PARA LA I N Y E C C I ~ N DE VAPOR
El procedimiento para la inyección de vapor en el proceso SAGD, se inicia con la
circulación de vapor dentro de ambos pozos, inyector y productor, para calentar el crudo
por conducción térmica, de forma de iniciar la comunicación vertical entre ainbos pozos.
Esta fi~se de circulación de vapor puede durar entre 1 a 2 meses, depenc-iendo de la
inyectividad inicial del vapor.
El procedimiento a seguir, para iniciar la inyección de vapor es el siguiente:
.- Se circula vapor de baja calidad (agua caliente), dentro de las tuberíris largas de
ambos pozos durante aproximadamente de 1 a 2 días, para calentar los pozos
gradualmente y curar el cemento. La inyección por las tuberías largas
proporciona una forma efectiva de calentar por completo ambos hoyos. La
presión inicial de inyección debe ser ajustada por debajo de la presión de
fractura. Algunos fluidos de la formación retornan por la tubería corta.
- Gradualmente se incrementa la calidad del vapor de forma de aumentar la tasa
inyección de calor dentro de los pozos. Las mediciones de temperatura en el
fondo del pozo, indicaran cuando el vapor ha alcanzado el extremo final la
sección horizontal. Una vez que tanto la sección vertical como la serción curva
del hoyo, sean llenadas con vapor, la presión de inyección puede ser
incrementada al nivel deseado. Debido a la baja tasa de inyección, la caída de
presión en los pozos será baja, y tanto la temperatura como la presion de fondo
deben ser aproximadamente igual en los cabezales de los pozos.
- La tasa de circulación de vapor en los pozos debe ser controlada de tal forma
que la temperatura de fondo sea aproximadamente constante a lo largo de los
pozos y que los fluidos que retornan a superficie, tengan un mínimo contenido
de vapor. Debido a que el proceso SAGD, aplica en formaciones no
consolidadas, existe el riesgo de producción de arena, por lo que es importante
reducir la velocidad del vapor con el objeto de minimizar cualquier daño a los
pozos y a los equipos de superficie.
Después de circular el vapor por un periodo de tiempo (el cusil debe ser
determinado de acuerdo al comportamiento del pozo), se aplica un diferencial de
presión entre el pozo inyector y productor, aumentando la presión (le1 inyector
para fomentar la producción del crudo hacia el productor. Se estima que la
presión del inyector debe ser entre 200 a 300 Kpa (30 a 45 psi), mayor que la del
productor.
El comportamiento de producción del crudo puede verificarse a través del
monitor del fluido de producción, y una vez que ocurra una producción
significante de crudo , se deja de circular vapor dentro del pozo inyector (es
decir, solo se inyectara vapor en el mismo), pero se continuara circulando vapor
en el pozo productor por 1 o 2 semanas adicionales. Debido a que la separación
entre el pozo inyector y productor no es uniforme a lo largo de su treyectoria, se
continua circulando vapor en el pozo productor para asegurar el ca!entamiento
adecuado del crudo existente entre ambos pozos, antes de llegar a una operación
normal del proceso SAGD.
Durante la ultima fase de circulación de vapor se debe elevar la presijn del pozo
inyector y productor (en varios cientos de kilopascales mas altos que la presión
hidrostática inicial) cuidando de no superar la presión de fractura de la
formación. Esto asegurara que los fluidos producidos serán levantados hasta la
superficie durante la operación normal del proceso SAGD.
Posteriormente, se detiene la inyección de vapor dentro del pozo productor, y se
intenta producir el crudo a través de la tubería larga del pozo, de forrria de iniciar
la operación normal del proceso SAGD. La razón de producir por la tubería
-- -
larga es la de obligar a que todos los fluidos que sean drenados via!en hasta el
extremo final de la sección horizontal y lleguen a superficie a traviSs de dicha
tubería. De esta forma se fuerza a que el fluido que es calentado y drenado
dentro de la cámara de vapor, independientemente de su ubicación (ya sea en el
extremo inicial o final de la sección horizontal), sea producido a superficie. El
intercambio de calor entre la tubería de producción y el anular asegurara, el
calentamiento del hoyo, tan rápido como sea posible, para maximizar su
rendimiento.
.- Si la conversión del proceso es exitosa, es decir, un flujo de producc:ión estable
en el pozo productor, se continúa la operación SAGD. Si la conversión no es
exitosa, se revierte el proceso, y se circula nuevamente vapor por pocos días
hasta intentar nuevamente el proceso de conversión con éxito.
.- Durante la operación normal del proceso SAGD, el vapor es inyectado tanto por
la tubería de producción como por el anular del pozo inyector b2jo presión
controlada. Aproximadamente entre un 10 a 25% del vapor es inyectado por la
tubería, mientras que el resto se inyecta por el anular.
.- Si la presión de fondo en el pozo productor es conocida, se dice que el pozo
productor se encuentra bajo un sistema entrapado de vapor controlatlo. Si no se
conoce dicha presión, entonces la temperatura de fondo del pozo productor debe
ser mas baja que la del pozo inyector, para evitar una coiiificación significativa
del vapor.
.- Después de un periodo prolongado de operación (1 año, aproxirr~adamente),
cuando la cámara de vapor este bien desarrollada, puede ser ventajoso utilizar
también la tubería corta para la producción de los fluidos. El beneficio de la
utilización combinada de ambas tuberías, radica en obtener un mejor drenaje en
el yacimiento.
3.9 LEVANTAMIENTO DE LOS FLUIDOS EN SUPERFICIE
Uno de los aspectos más importantes en la operación del proceso SAGD, es el
levantamiento de los fluidos producidos a una tasa adecuada. En los primero:; proyectos
ejecutados en el mundo bajo la tecnología SAGD, casi todos presc:ntaron un
comportamiento del proceso que estaba severamente limitado por un levantamiento
inadecuado, especialmente durante las operaciones iniciales. Cuando esto ocurre, el crudo
producido tiende a ser reemplazado por agua en lugar de gas y vapor, y por lo tanto, la
cámara de vapor no se forma o queda confinada a la parte superior del yacimiento.
Por consiguiente, es necesario levantar la producción a una tasa lo suficientemei~te alta que
permita la formación de la cámara de vapor. Si la tasa de inyección de vapor es muy alta en
comparación con la tasa de producción (entendiéndose por esto como la cantidad de líquido
producida, es decir, crudo y agua), originaria que la cantidad de crudo que es drenado en el
yacimiento es reemplazado por agua, por lo que no se formaría la cániara de v a p ~ r . Lo ideal
es que la tasa de producción esperada sea mayor a la tasa de inyección de vapor por un
margen (cantidad) que sea aproximadamente igual a la tasa neta de crudo producida, lo cual
permitiría que el volumen de crudo drenado en el yacimiento sea ocupado por e1 vapor. En
otras palabras, el desempeño de la cámara de vapor y de la producción del pozc será mejor
mientras la relación o tasa acumulada "liquido (crudo + agua) 1 vapor", sea mas alta.
El proceso SAGD convencional esta concebido para operar la producción mediante el
levantainiento natural de los fluidos. Igualmente, si las condiciones del pozo 13 requieren
(como una baja tasa de producción), puede ser necesario la utilización del le~antamiento
artificial con gas. Debido a esto, para ciertos diseños de pozos es necesario evaluar la
capacidad del levantamiento natural bajo este proceso, y modificarlos si la capacidad de
flujo se ve afectada.
Para lograr que la producción en un proyecto SAGD, sea por levantamiento na:ural sin la
utilización de una bomba, la presión en la cámara de vapor debe ser suficientem~nte alta en
relación con la profundidad del yacimiento. Por consiguiente, mientras mas soinero sea el
yacimiento, la producción del pozo debe ser diseñada bajo levantamiento natural (o con la
inyección adicional de gas). Esta técnica es menos atractiva, para yacimientos profundos,
ya que requerirían una altísima presión de operación en la cámara de vapor, resultando en
una pobre relación crudo - vapor. Por consiguiente la viabilidad del proceso SAGD esta
limitada para tales yacimientos.
Es importante resaltar, que en algunos casos específicos, se han utilizados bombas
mecánicas en el pozo productor para levantar los fluidos hasta la superficie, básicamente
cuando se han presentado problemas en el manejo inicial de la operaciones de a-ranque del
proceso o en periodos determinados durante la producción de los pozos.
3.10 FACTORES QUE AFECTAN LA PRODUCCION POR FLUJO NATIJRAL
Para la producción efectiva de un proyecto SAGD, sin la utilización de bombeo mecánico.
la cámara de vapor debe balancear la cantidad de:
- CAIDA DE PRESION CERCA DEL FONDO DEL POZO CAUSADA
POR FLUJO CONVERGENTE.
Esto depende de la tasa de producción, la longitud del pozo, la permeabilidad
del yacimiento y la viscosidad de los fluidos producidos. Esto deperde además,
de la temperatura de los fluidos que circulan dentro del pozo.
.- CARGA HIDROSTATICA CAUSADA POR EI, PESO DE LOS
FLUIDOS.
Esto depende de la £facción de gas que fluye en la sección ascendente del pozo.
Esta fase del gas es vapor. mezclado con gas no condensable. El gas no
condensable viene, en parte, del yacimiento y puede ser incrementado si
adicionalmente se inyecta gas en el pozo para ayudar a aliviar la columna y
promover el flujo. Si los fluidos producidos se encuentran a bajas temperaturas
(fiíos), el gas se convierte en un material altamente no condensable. Cuando la
producción se encuentra a altas temperaturas (caliente). la mayor cantidad del
flujo de gas esta formado por vapor. El problema esta compuesto por la
flotabilidad del gas, la cual produce que el gas ascienda más rápid2mente que
los fluidos que lo acompañan. Este deslizamiento es mas pronurciado si el
diámetro de la tubería es más grande y cuando el pozo es más vertica .
Otro efecto importante es el enfiiamiento de los fluidos por las perdidas de calor
a través del revestidor. Este efecto de enfiiamiento puede ser muy importante
cuando la tasa de flujo es baja. El mecanismo de perdida de calor ~nvuelve la
conducción y radiación del calor entre la tubería y el revestidor, además de la
conducción del calor dentro de los estratos de la formación. El enfiiamiento en
el hoyo es mayor cuando el flujo esta en el revestidor en lugar de estar
confinado a una tubería con gas en el anular. Esto disminuye con 121 tiempo a
medida que los estratos circunvecinos estén mas calientes.
El volumen de flujo de gas es igualmente afectado por la presión, la cual varía,
no solo por el efecto de carga hidrostática, sino también por la fricción de las
tuberías.
- CAIDAS DE PRESION POR LA FRICCION EN LAS TUBEIÚAS.
Estas son determinadas por el diámetro de las tuberías, la presencia de
obstrucciones (tales como sartas instrumentadas dentro de la tubería), la tasa de
flujo, así como por las condiciones y composición del flujo. Vario:; regímenes
de flujo pueden existir dependiendo de la tasa de flujo y las prop'xciones de
agua, gas y crudo. Otro factor importante es el cambio de viscosidad del crudo
por efecto de la temperatura.
- CONTRAPRESION EN EL CABEZAL.
Esta es ajustada controlando la presión en el separador, el cual funciona, como
el principal medio para ajustar la tasa de producción del pozo. Una presión en el
separador lo suficientemente alta detiene la producción mientras que una presión
muy baja en el mismo, resultaría en una producción excesiva de vapor. Sin
embargo, mucho del vapor producido proviene del agua que asciende del pozo.
- --- -
3.11 INFLUENCIA DE LOS PARÁMETROS DE PRODUCION
El proceso SAGD, es sensible a ciertos parámetros de producción que de rnanipularse
correctamente influyen en la eficiencia del proceso. A continuación se describen las
mismas:
3.11.1 INFLUENCIA DE LA TASA DE INYECCIÓN DE VAPOR
Inyectar vapor a una tasa intermedia, resulta en la formación de una cámara que
crece hacia arriba debido al efecto SAGD y se extiende hacia abajo debido a la
presión de empuje. La relativa extensión de este efecto depende directanente de la
tasa de inyección de vapor. Altas tasas obligan a la cámara ha extenderse hacia
abajo en el pozo productor rápidamente. En cambio con bajas tasas de inyección el
efecto predominante es el ascenso de la cámara, con lo cual, bajo estas c:ondiciones
es posible operar con una cámara de vapor que solamente abarca la parte superior
del yacimiento. Si esta condición es predominante, el crudo drenado hecia el pozo
productor, es forzado a circular a través de una región intermedia saturada de
petróleo. Esta operación, con una cámara de vapor separada por una distancia
considerable del pozo productor es indeseada, debido a que únicamente es
aprovechada una parte del principal potencial de drenaje del yacimiento y
adicionalmente las pérdidas de calor hacia los estratos son excesivas. Según esto, es
deseable que el vapor sea inyectado a una tasa que mantenga el vapor lo
suficientemente en contacto con la parte baja del yacimiento.
La tasa de inyección de vapor en condiciones de superficie, es aproximadamente
igual a la siguiente ecuación:
Q = (WOR) .......... (Ee.3.21) BLY
En donde, " WOR" es la relación agua petróleo y "Bw" es el factor volumétrico del
agua. La variable q, es la tasa máxima de producción de crudo, definida en la
ecuación 3.3.
:3.11.2 EFECTO DE LA TASA DE PRODUCCIÓN
El efecto de la tasa de producción puede afectar la eficiencia del proceso. Cuando la
rasa de producción es muy alta, el nivel del líquido calentado disminuye, debido a
que el drenaje por gravedad no puede compensar la producción. Si esto no es
controlado puede ocurrir comunicación o producción de vapor en el pozcl productor,
lo que obligaría al cierre del par de pozos con riesgos de daño en el hoyo.
Cuando la producción es muy baja, se incrementa el nivel del fluido encima del
pozo productor, afectando la forma general de la cámara, lo cual tiende a desarrollar
únicamente la parte superior del yacimiento. Debido a esto se reduce la capacidad
total de drenaje de la cámara y así mismo, se desmejora el balance de energía, ya
que lo fluidos (calientes) que no son producidos deben ser mantenidos igualmente a
altas temperaturas. Esto hace que el proceso se prolongue innecesariamerLte.
Si el crudo es removido muy lentamente, la eficiencia térmica es b,~ja, pero a
medida que se incrementa la tasa de remoción, la misma se increnienta hasta
iilcanzar un nivel optimo. A tasas muy altas, el vapor se desvía de la cámara y la
eficiencia cae nuevamente. Por consiguiente, la tasa fmal debe ser controlada para
prevenir desvíos significativos del vapor. Si la tasa es demasiado baja los líquidos
drenados se acumulan encima del pozo productor haciendo que el proceso se
prolongue innecesariamente.
3.11.3 EFECTO DE LA PRESION DEL VAPOR
El efecto de operar el vapor a presiones más altas se refleja en un aurnento de la
temperatura en la cámara de vapor, lo cual permite que el crudo drene más
rápidamente. Por consiguiente, cuando la presión es mas elevada, le. eficiencia
térmica también será la mas alta para ese momento. Durante este periodo de tiempo,
ima pequeña fiacción del calor inyectado se pierde en los estratos y en la porción del
yacimiento ubicada fuera de la cámara.
Sin embargo, existe un efecto contraproducente que contrarresta el mejoramiento de
la eficiencia térmica a una presión mas alta, el cual resulta del incremen.:~ del calor
requerido para elevar el sistema a la temperatura del vapor (la cual es mas alta,
simplemente, porque la temperatura del vapor es mas alta). Dicho result.3do es, que
la relación general "crudo - vapor", es prácticamente independiente de la presión de
vapor que se emplee, es decir, no se incrementa. No obstante, puede hal-er ventajas
cconórnicas significativas en operar a presiones más altas, ya que se obtiene una
producción en un menor periodo de tiempo.
3.1 1.4 EFECTO DE GASES NO CONDENSABLES
13ajo el proceso SAGD, es esperado que el vapor dentro de la cámara contenga
gases no condensables, particularmente metano y dióxido de carbono, los cuales son
emanados dentro del yacimiento. El crudo contiene gas en solución, los cuales al
calentarse se separan del mismo en fase gaseosa, mezclándose con el vzpor dentro
cle la cámara.
I,a acumulación de una pequeña cantidad de gases no condensables en el tope de la
cámara, es beneficiosa, ya que reduce las perdidas de calor hacia los estratos. Es
considerado que en la mayoría de los casos siempre existe suficiente cantidad de
gases dentro de la cámara, por lo que no es necesario inyectar gas adicional para
promover este efecto.
I3n algunas situaciones, para evitar una acumulación excesiva de gases, podría ser
necesario purgar el gas intencionalmente de la cámara, de la misma manera como es
purgado de los condensadores y equipos de superficie. Sin embargo, se cree que se
presenta suficiente purga de gas durante la producción para príwenir una
:icumulación excesiva.
1 3 dióxido de carbono es más fácil de remover de la cámara que el metano, debido a
que por su más alta solubilidad, es removido mas rápido por solución, en el agua
producida.
3.12 INFLUENCIA GEOMECÁNICA EN EL PROCESO SAGD
El método de drenaje por gravedad asistido con vapor, proporciona una geometría del
proceso en donde la respuesta geomecánica en un yacimiento de arenas no consolidadas,
influye en la eficiencia del proceso de recuperación del crudo. Este aspecto, es1.a enfocado
exclusi~~amente, bajo las propiedades y comportamiento de arenas no consolidadas, ya que
el mismo es el tipo de yacimiento bajo ,421 cual el proceso SAGD es desarrollado.
87
CAP~TULO 3 - El concepto geomecánico esta basado ba-jo el principio del esfuerzo efectivo, donde el
mismo controla el comportamiento de todo el medio poroso. Por consiguiente, cualquier
cambio del esfuerzo efectivo controlara la resistencia y la deformación de la formsción.
El concepto de esfuerzo efectivo considera que la presión de poro ayuda a contr;~rrestar el
esfuerzo mecánico soportado por el contacto entre los granos. La siguiente ecuación
describe el principio del esherzo efectivo:
Donde
U'= Esfuerzo efectivo.
Ot= Esfuerzo total.
p= Presión de poro.
Para resaltar como la respuesta geomecánica del yacimiento afecta el proceso !;AGD, es
necesario ilustrar algunos conceptos.
La figura No 26, presenta la respuesta idealizada de una arena sometida a una -srueba de
compresión. Dos aspectos del comportamiento "esfuerzo - deformación" son importantes
de resaltar dentro del proceso SAGD. 1) A medida que se aplican unas cargas efectivas
sobre la arena, se incrementa el esfuerzo cortante en el material. Una vez alcanzado el pico
del máximo esfuerzo, se reduce la carga necesaria para continuar con el desplazamiento de
los esfuerzos cortantes. 2) Al inicio de la cedencia del material, ocurre un proceso de
dilatacitin (ensanchamiento) y deformación volumétrica el cual al hacerse posi.:ivo resulta
en un incremento del volumen de la formación. Antes de alcanzar la falla del material por
esfuerzos cortantes, se debe superar la fuerza que mantiene entrelazados a los, granos de
arena, además de la resistencia a la fricción, en los puntos de contacto. Una porción de los
granos de roca se romperán en pequeños pedazos. Por lo tanto, la estructura de los granos
cambia permanentemente, por lo que el proceso no es reversible.
INCREMENTO DE LOS ESFCKRZOS EFECTIVOS CONFINADOS
i DEFORMACIOY :U(I:\L
- E auial.
C
- CONTRACClON
Figura No 26. Respuesta Esfuerzo Deformación de una Arena
El ejemplo ilustrado explica el comportamiento geomecánico de la formación bajo el
proceso SAGD. Cuando el yacimiento es sometido a cambios de temperatura o a presiones
de fluidos, ocurren dentro de la formación cambios de esfuerzos y deformaciones. La
propiedad del material con mayor influencia en el proceso SAGD, es la tendencia a la
dilatacitin bajo la aplicación de esfuerzos cortantes. La dilatación se refiere al proceso de
expansión del volumen del poro en donde los granos de arenas circunvecinos intentan
moverse (cruzándose mutuamente) dentro de la formación, bajo la acción de los esfuerzos
cortantes.
La principal relación entre el concepto de geomecánica y el proceso SAGD, ociirre cuando
al dilatarse la matriz de arena, se produce un incremento en la permeabilidad absoluta. La
siguiente relación, desarrollada por Torkike, describe la relación entre la dvformación
volumétrica y la permeabilidad absoluta:
Donde:
k: Permeabilidad absoluta.
ko: Permeabilidad absoluta inicial.
Ev: Deformación volumétrica.
q4(, : Porosidad inicial.
Aunque esta ecuación proporciona un medio sistemático para relacionar la deformación
volumétrica y la permeabilidad absoluta, se requerirán pruebas de laboratorios para
desarrollar una relación verdadera para determinar los cambios en la pei.meabilidad
asociados con la deformación de la arena. Por lo tanto, la inyección del vapor a d t a presión
y temperatura dentro de la formación bajo el proceso SAGD, induce cambios en los
esfuerzos, los cuales originan incrementos en la permeabilidad. Existen tres niecanismos
que actúan sobre los cambios de esfuerzos:
-REDUCCION DE LOS ESFUERZOS EFECTIVOS
Idas altas presiones del vapor reducen los esfuerzos efectivos dentro del yacimiento.
Esto no solo ocurre dentro de la cámara de vapor, sí no también en las zonas frías
fuera de ella. Las presiones son dirigidas a través de las arenas frías por rnedio de la
movilidad efectiva de la fase del agua, especialmente una vez que ha ~~currido la
tlilatación por esfuerzos cortantes debido que se produce un incremento en la
porosidad y, por lo tanto, en la saturación de agua aumentado la baja movilidad
inicial del fluido. Los surcos donde existe menor saturación de crudo dentro del
yacimiento, también actúan como conductos para la presión.
r l l reducirse los esfuerzos efectivos, se reduce la resistencia y la rigidez de la arena
petrolífera. Dada la anisotropía de los estados de esfuerzos en el yaciniiento, esto
resultara en una falla de la arena por esfuerzos cortante bajo altas presiones de
inyección.
- EXPANSION TERMICA
Ida expansión térmica ocurre cuando el yacimiento es calentado. Debiclo a que el
coeficiente de expansión térmica de los fluidos es mayor que el de los sólidos (en
este caso, los granos de la matriz), en algún momento los granos se desunirán. En
efecto, la expansión diferencial entre los fluidos de la formación y los sólidos
reducirán los esfuerzos efectivos (al reducirse la presión de contactcl entre los
granos).
En el proceso SAGD, las altas temperaturas del vapor inyectado elevan la
temperatura de la arena dentro de la cámara de vapor. La expansión térrica dentro
(le esta zona es restringida lateralmente, mientras que en formaciones someras si es
posible la expansión vertical. Esto es como consecuencia, de que a medida que se
incrementa el volumen de vapor dentro de la cámara se acumulan sobre la ella los
esfuerzos horizontales con mayor rapidez que los esfuerzos verticales debido a que
la sobrecarga de los estratos puede ser desplazada hacia arriba. Adicionalmente,
debido a la forma alongada de la cámara de vapor se incrementan sustencialmente
los esfuerzos paralelos a los de los pozos horizontales, a diferencia de los
transversales y los verticales. Esto incrementa, la anisotropía del estado de esfuerzos
del yacimiento, por lo tanto se incrementan los esfuerzos cortantes, lo cual puede
contribuir a que la arena falle por dichos esfuerzos.
EFECTO DE PRENSA TERMICA
La expansión térmica del yacimiento dentro de la siempre creciente cámara
de vapor, resultara en un desplazamiento vertical de la sobrecarga. La
cámara de vapor actila como una prensa térmica quc: desplaza
progresivamente la sobrecarga hacia arriba. Este efecto es mayclr a medida
que se incrementa el volumen de la cámara, ya que los esfuerzos verticales
se incrementan a través de la cámara de vapor. Esto es debido a que la
expansión de la arena también soportara un porcenta-je de la sobrecarga por
encima de las arenas frías, en cualquier lado de la cámara de vapor. El grado
de ocurrencia de este efecto, es parcialmente una función de la rigidez al
corte de la sobrecarga.
A medida que la cámara emplee más esfuerzos verticales, las arenas mas
Mas ubicadas en la parte saliente u hombro de la cámara de vapor, mitigaran
más sus esfuerzos, es decir, estarán sujetas, cada vez, a meno:; esfuerzos
verticales. La reducción del esfuerzo vertical en las arenas ubicadas fuera de
la cámara de vapor reduce aun más el esfuerzo mínimo. Estc reduce el
esfuerzo efectivo mínimo, y por lo tanto, la resistencia de la aren% trayendo
como consecuencia el aumento de la anisotropía del estado de e:;fuerzos en
el yacimiento. Este efecto puede resultar en la falla por esfuerzc~s cortantes
frente a la cámara de vapor. Este efecto será aun más grande :i existe un
corto espaciamiento entre diferentes pares de pozos sometidos al mismo
patrón de inyección de vapor, (si se incrementa el espaciamiento el efecto se
reduce). Igualmente, si el esíüerzo vertical en el yacimiento es el esfuerzo
mínimo, contribuirá igualmente a que la arena falle por corte.
-DILATACI~N INDUCIDA Y AUMENTO DE LA PERMEABILIDAD
La importancia de los esfuerzos cortantes es que producen la dilatación antes y
después de la falla por corte. La dilatación es causada por la rotación y
desplazamiento de los granos de la arena, lo cual resulta en la ruptura permanente de
su estructura. Este efecto incrementa la porosidad de la arena, con lo cual aumenta
la permeabilidad absoluta. Este incremento, relativamente pequeño de ht porosidad,
resulta en un incremento en la fase del agua, permitiendo la movilización de los
fluidos, y por consiguiente, el desplazamiento del crudo por vapor. Por lo tanto, el
aumento de la movilidad de los fluidos por la dilatación, permite la entrada de
fluidos calientes, mejorando la eficiencia del proceso SAGD.
Ein resumen, podemos decir, que la dilatación ocurrida por la acción de lo:; esfuerzos
cortantes, mejora la permeabilidad cerca de los hoyos y por consiguic:nte, en el
proceso SAGD. La dilatación se incrementa significativamente al morriento de la
falla, por lo tanto, los proyectos SAGD deben inducir la falla de la arena para un
bptimo desempeño geomecánico óptimo dentro del proceso. Ida forma más efectiva
cle asegurar esto, es operar la cámara de vapor cerca del esfuerzo mínimo total. De
esta manera, el esfuerzo efectivo, y por consiguiente, la resistencia d': la arena,
disminuirán. Debido a que casi todos lo yacimientos presentan estados d': esfuerzos
anisotrópicos antes de la inyección de vapor, el simple hecho de elevar la presión
asegurara la falla por corte. Durante la prolongación de la inyección de.1 vapor, se
añadirán al efecto los esfuerzos térmicos.
3.13 VARIACIONES DEL PROCESO SAGD
Fuera del proceso SAGD convencional, existen diferentes variaciones o métcldos que la
diferencian de su concepción original. A continuación, se explican brev1:mente las
diferentes variaciones del método SAGD:
- DRENAJE POR GRAVEDAD ASISTIDO CON VAPOR MEDIANTE UN
SOLO POZO (SW-SAGD)
Este método surge por la necesidad de recobrar el crudo en yacimientx de bajo
espesor, donde no es posible perforar dos pozos horizontales. Por consiguiente,
varia del proceso convencional, en que pretende desarrollar la cámara de vapor,
utilizando un solo pozo horizontal, el cual actúa al mismo tiempo como inyector de
vapor y productor de los fluidos. La inyección del vapor, se realiza al fin;il del pozo
mediante una sarta interna y la producción se lleva a cabo por el espacio anular.
1-Iasta el presente, ésta técnica ha mostrado algunas dificultades para la expansión de
la cámara de vapor. Esta técnica es conocida por las siglas en inglés SW-SAGD
(SINGLE WELL STEAM ASSISTED GRAVITY D W A G E ) . Ver figura No 26.
Figura No 26. SW - SAGD
CAPITIJLO 3
- EXTRACCIÓN DE VAPOR (VAPEX)
El método es una evolución del proceso SAGD, en el cual el vapor in:r.ectado es
reemplazado por un vapor de solvente hidrocarbonado, el cual debe estar cercano a
su punto de roció a la temperatura del yacimiento. El crudo es movilizado por la
disolución del vapor hidrocarbonado en el mismo. Otro efecto que ocurre dentro de
esta técnica, es que el crudo producido es drenado sin la presencia de asfáltenos,
particularmente con el propano. Entre los vapores hidrocarbonados que han sido
estudiados se encuentran el etano, el butano y el propano. Es conocida por sus siglas
en ingles VAPEX (VAPOUR EXTRACTION). Ver figura No 27
ámara 2 solvs
? Flujo c -E. - - - J
le petr sin asfálteno
óleo -
Figura No 27. VAPEX
- DRENAJE POR GRAVEDAD ASISTIDO CON NAFTA (NAGD)
Consiste en inyectar vapor de nafta en lugar de vapor de agua, combinando el efecto
térmico con el mecanismo de dilución de la nafta. La cámara de vapor de nafta se
expande como un pistón en vez de un triángulo invertido. Requiere de grandes
cantidades de inyección de nafia para producir las mismas cantidad de ciudo bajo el
proceso SAGD convencional, por lo cual es necesario su recirculación para hacerlo
CAP~TULO 3 - competitivo. Es conocido por sus siglas en ingles como NAGD (NAFTA
ASSISTED GRAVITY DRAINAGE). Ver figura No 28
- DRENAJE RAPIDO POR GRAVEDAD ASISTIDO CON VAPOR
Combina el proceso SAGD con la inyección alternada de vapor. Una vez aplicado el
proceso convencional se realizan estimulaciones periódicas eri uno o varios pozos
horizontales, espaciados cercanamente al pozo productor, para propagar ia zona de
vapor y aumentar la producción. Es conocido por sus siglas en ingles coino FAST-
S AGD. Ver figura No 29
Figura No 28. NAGD
- . - . - _-F-21
Figura No 29. FAST - SAGD
- DRENAJE POR GRAVEDAD ASISTIDO CON VAPOlR CON
E:STIMULACIONES INTERMITENTES EN EL POZO PRODUCTOR
(SAGD-ISSLW)
Consiste en realizar estirnulaciones intermitentes con vapor en el pozo horizontal
productor mientras se continúa la inyección en el pozo inyector SAGD Mejora la
tasa de producción debido a que la cámara de vapor es más larga y ancha. Solo
presenta pruebas de laboratorios. Es conocido por sus siglas en ingles como SAGD-
ISSLW (INTERMITTENT STEAM STIMULATION LOWER WELL). Ver figura
No 30
- DRENAJE POR GRAVEDAD MEJORADO ASISTIDO CON VAPOR (E-
SAGD)
Consiste en la utilización de múltiples pares de pozos espaciados lateral y
continuamente entre si, con el objeto de incrementar la presión en un pclzo inyector
a fin de crear un pequeño diferencial de presión entre las distintas cámaras de vapor
- --
existentes. Este diferencial crea un empuje adicional del vapor que xejora al
mecanismo de drenaje por gravedad en comparación con el que es obtenido con un
scblo par de pozos. Según una prueba de campo, se requiere inducir un diferencial de
presión aproximadamente de 70 psi. Es conocido por las siglas E-SAGD
(EINHANCED STEAM ASSISTED GRAVITY DRAINAGE). Ver figura No 31.
uctor iitente roductl Vapor or
- - ~
a . .= . e- -- . , - . - --.- ..: -. - . . - .. - ---=-- ' . -: : 2-----..~. - - - 7 7 1 . - ~...
Figura No 30. SAGD-ISSLW
,.~-- . .- - .. ... ~. - --- - . - - .- - .~ - - -- ~ - ~ -
Figura No 31. E - SAGD
- EMPUJE ASISTIDO CON GAS Y VAPOR (SAGP)
Consiste en mezclar una pequeña cantidad de gases no condensables ( I%), tales
como metano o nitrógeno, con el vapor de inyección a fin de reducir los
requerimientos de energía (cantidad de vapor) necesarios para calentar la Formación
y mantener la cámara de vapor. Debido a la acumulación de los gases no
condensables en la parte superior de la cámara, se disminuyen las pérdidas de calor
hacia el estrato superior. Este método es considerado para yacimientc's de bajo
espesor. Es conocido por las siglas SAGP (STEAM ASSISTED AND GP.S PUSH).
Ver figura No 32.
' lnwnccion ae vapor con no condansable -- - - - - _ ___A _.?T
Figura No 32. SAGP
3.14 HERRAMIENTAS PARA PERFORAR POZOS SAGD
Debido a que la tecnología SAGD, requiere que entre el par de pozos horizontales (inyector
y productor) exista una corta separación vertical entre las secciones horizontales de los
pozos, dicho objetivo no puede realizarse con herramientas convencionales de perforación
direcciunal, ya que las mismas registrarían lecturas erróneas (por interferencia magnética)
debido a la cercanía de la sarta de perforación con el acero de las tuberías de revestimiento
de uno de los pozos.
Desde el año 1993, se empezaron a desarrollar la tecnología de herramientas de pc:rforación
que permitieron en ese año, la perforación de los primeros pozos SAGD desde la superficie.
Dicha tecnología de perforación está basada en herramientas magnéticas.
Las herramientas magnéticas para perforación de pozos SAGD, permiten dett:rminar la
distancia y dirección de un pozo que esta siendo perforado con respecto a otro que sirve de
referencia. La determinación esta basada en la medición de señales magnéticas inducidas,
las cuales son emitidas desde un pozo de referencia. Por lo general, el pozo de re--krencia es
el pozo productor, ya que bajo esta configuración se facilita la perforación y geor avegación
del pozo superior. Sin embargo, es posible utilizar como referencia al pozo inyector, pero
esto añadiría mayores dificultades y riesgos innecesarios en las operaciones de perforación.
El método de medición más utilizado emplea una fuente electromagnética y los equipos que
la utilizan se denominan herramientas de rango magnético activo. Otro método esta basado
en la medición del estado general de magnetización residual que presenta la tubería de
revestimiento en el pozo de referencia y es conocido como método magnetostatico. Los
equipos que utilizan este método se denominan herramientas de rango magnético pasivo.
3.14.1 METODO DE RANGO MAGNETICO ACTIVO
Bajo este método las herramientas miden la distancia y dirección del pozo que se
esta perforando respecto a otro que se utiliza como referencia, utilizando un campo
magnético con orientación y magnitud definida. Las técnicas de rango activo
utilizan campos magnéticos inducidos artificialmente que pueden ser zctivamente
manipulados, ya que permiten el control sobre la geometría del campo magnético
creado, el tiempo de variación sobre la fi-ecuencia y control sobre la magnitud de la
señal. El tiempo de variación del campo magnético puede ser generado con imanes
o mediante electromagnetismo. Las mediciones son realizadas, por Ic general,
independientemente del campo magnético de la tierra. Todas las herraniientas de
rango activo requieren necesariamente acceso al pozo de referencia. Entre las
herramientas que funcionan bajo el método de rango magnético z~ctivo, se
encuentran:
HERRAMIENTA DE GUIA MAGNETTCA
Esta herramienta fue la primera utilizada para perforar pares de pozos
SAGD desde la superficie y fue desarrollada en el año de 1993 por la
compañía Vector Magnetics Inc. Es conocida a nivel mundial por las
siglas en ingles MGT (MAGNETIC GUIADANCE TOOL). La
herramienta incluye una fuente electromagnética (bobina eléctrica o
solenoide) de fondo que se utiliza en combinación con Jn sensor
direccional especialmente diseñado para aplicaciones de niediciones
magnéticas. Ver figura No 33.
El concepto operacional consiste en bajar y posicionar la herramienta
(MGT), dentro del pozo de referencia (pozo protluctor) mediante una
unidad de guaya eléctrica y desplazarla continuamente a lo lago de la
sección curva y horizontal del pozo, mediante un sistema de bombeo. La
herramienta genera un campo magnético el cual es medido por un sensor
direccional modificado. Esta señal, emitida por el pozo inferioi-, permite
guiar la perforación del pozo superior a la separación deseada. El sensor
direccional puede medir tanto la dirección como la distancia vertical y
horizontal, respecto al pozo de referencia.
La herramienta, a diferencia de los equipos dirí:ccionales
convencionales, no acumula el margen de error entre los valores de los
registros medidos ya que por el contrario, cada lectura que registra
brinda un valor independiente respecto a la separación entre los pozos y
sus coordenadas. Igualmente, al momento de tomar las lecturas, los
efectos de interferencia magnética, ya sean por el campo magnético
natural de la tierra, el magnetismo remanente de la tubería de
revestimiento o alguna influencia magnética de la formación, son
automáticamente corregidos.
La herramienta esta limitada aproximadamente a un rango dt: medición
de 30 m, debido a que a mayor distancia respecto al solenoide disminuye
la magnitud del campo magnético. Por consiguiente, el campo magnético
es proporcional a l/r3, donde r es la distancia con respecto al solenoide.
Incrementar la magnitud del campo magnético produciría un incremento
casi depréciale dentro del rango de detección del sensor direccional.
MGT Unidad
1 - - 7 de bombeo
* -2.'
\
Pozo Inyector con unidad MGT de bombeo
m-urn
Pozo Inyect
MGT tran L - - - -
IZO uctor
<e mpo -
Campo el de MGTe . .
1 nético II por
Figura No 33. Herramienta de Guía Magnética / MGT
SISTEMA DE MEDICION MEDIANTE IMANES ROTATORIOS
Aunque conceptualmente fue ideado en el año 1995, fue fina mente en
1999 cuando h e sacado al mercado por la insistente demanda de otro
método, que permitiera determinar distancia cortas entre los pozos. Esta
herramienta, fue igualmente desarrollada por la compañia Vector
Magnetics Inc, y su concepto es muy parecido al MGT, salvo ciertas
diferencias. Es conocida por las siglas en ingles RMRS (ROTATING
MAGNET RANGlNG SYSTEM). Ver figura No 34.
El sistema consiste en un tubo corto o sustituto, que contiene varios
imanes fijos. orientados transversalmente hacia el hoyo y que es ubicado
justo después de la mecha de perforación. Al girar la mecha eri conjunto
con el sustituto se genera un campo magnético debido a la rotación de los
imanes. Esta herramienta es combinada con un sensor direccional
(magnetómetro de múltiples ffecuencias), el cual es posicionado y
desplazado a lo largo del pozo de referencia (pozo productor), el cual
toma los registros a medida que la mecha y el sustituto la sobrepasan
mientras se perfora el pom superior.
Al igual que la herramienta MGT, el sensor que detecta la señal del
campo magnético, es bajado y desplazado en el pozo de referencia
mediante un sistema de guaya y bombeo, siendo posicionada a una
distancia aproximadamente igual al centro de la próxima pareja de
tuberías a ser perforada. Es decir, si por lo general se toma 121 registro
direccional cada tres tubos (9 metros1 90 pies), el sensor seria ubicado a
4.5 metros delante a la posición de la mecha ubicada en el pozo superior.
Figura No 34. Herramienta de Imanes Rotatoi-ios / RMRS
3.14.2 METODO DE RANGO MAGNETICO PASIVO
El método magnetostatico o de rango pasivo, opera midiendo la mcgnitud y
dirección del campo magnético presente en la tubería de revestimiento del pozo de
re~ferencia, para guiar la perforación del pozo superior. La medición rrgistra al
mismo tiempo el magnetismo residual del revestidor y del campo magnético de la
tierra, diferenciándolos a la vez. Debido a que las herramientas deben diferenciar el
magnetismo remanente del revestidor, se debe tener un conocimiento, lo rrias exacto
posible, del valor teórico del campo magnético de la tierra en el área de interés. Este
punto es uno de los aspecto más critico de este método, ya que los valores teóricos
del campo magnético de la tierra calculados por los modelos existentes no son
suficientemente exactos para asegurar una operación exitosa por esta vía.
Este método requiere por lo general entre 5 a 10 mediciones a lo largo de cada junta
dc: tubería de revestimiento, lo cual se traduce, en un mayor tiempo empl6:ado entre
la perforación y la medición de los registros. A continuación se detallan las
herramientas que operan bajo este principio.
SISTEMA DE RASTREO PARA POZOS PARALELOS
Este sistema fue desarrollado por la corporación petrolera SHIZLL, y no
esta disponible comercialmente, por lo que su utilización es exclusiva
para proyectos de esta empresa.
El sistema consiste en magnetizar alternadamente las conexiones de
acero de las tuberías de revestimiento antes de bajarlas al hoyo. La
magnetización crea un patrón de polos alternos sobre el revc:stimiento.
Asimismo, una herramienta de medición de registros direccionales
convencional detecta este particular patrón de campo magnético. Las
medidas de campo son posteriormente corregidas por el efecto d1:l campo
magnético de la tierra. Estas medidas corregidas son luego iitilizadas
para determinar la distancia lateral entre los pozos. La separació 1 vertical
es inferida de los registros de inclinación tanto del pozo inferior como
del superior. Las distancias relativas obtenidas, tanto lateral como
verticalmente, son utilizadas para el control direccional del segundo
pozo.
El sistema no requiere acceso a uno de los pozos, e igualmente no puede
ser utilizado en aquellos cuya tubería de revestimiento no ha sido
previamente magnetizada. Igualmente, es necesario correr un registro
giroscópico en el pozo que se perfora para reducir la incertidumbre
posicional al momento de alinear y ubicar el pozo inyector dcntro de la
tolerancia posicional requerida sobre el pozo productor. El sistema es
conocido por las siglas en ingles PWT (PARALLEL WELL
TRACKER). Ver figura No 35.
MAGTRAC
Desarrollado por la empresa Scientific Drilling Internacional, esta
herramienta utiliza netamente el método magnetostatico el c.la1 se basa
en las mediciones del magnetismo remanente presente en la sarta de
revestimiento, el cual sirve de referencia para perforar el pozo superior
C. se crea (Ver figura No 36). El magnetismo remanente de la tuberí-
durante su proceso de manufactura y su naturaleza es generalmente
aleatoria.
Debido a que el magnetismo remanente es mayor en tuberías de mayor
diámetro, la detección de la señal será mejor en pozos de refervncia con
diseño robusto. Teóricamente el rango de detección de la señal es de 6 a
8 metros, aproximadamente. Por lo general, se requiere de la corrida de
un registro giroscópico para asegurar que los pozos están posicionados
dentro del rango de detección de la señal. Al igual que el caso anterior,
con esta herramienta no se requiere del acceso al pozo de referencia.
Figura No 35.Herramienta de Rastreo para Pozos Para IelosIPWT
R E V 1 O B J E T I V O I
Figura No 36. MAGTRAC
13.4.3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS ENTRE LOS METODOS DE RANGO
ACTIVO Y PASIVO
Eri las tablas siguientes se describen las ventajas y desventajas, entre el método de
rango activo y pasivo. Igualmente se presenta, un cuadro comparativo entre las
herramientas existentes:
I RANGO ACTIVO I
1 señal (30 m). 1 referencia. I
VENTAJAS
- Mayor rango de detección de la
1 - Corrige los efectos de influencia 1 - Requiere de unidad de guaya y 1
DESVENTAJA S
-Requiere acceso al
1 magnética. 1 sistema de bombeo. I 1 -No requiere de registros 1 I 1 giroscópicos para posicionarse. ( I - Menor intervalo de tiempos para
1 realizar las mediciones. I ! l I 1
Tabla N" 3. Resumen de Herramientas de Rango Activo
RANGO PASIVO
VENTAJAS DESVENTAJAS
referencia. señal (> l3 m).
/ -Utiliza menos equipos / - El sensor debe estar ubicado 1 1 adicionales. 1 adyacente al revestidor objetivo.
1 -Mayores intervalos de tiempo 1 1 para realizar las mediciones.
- Requiere valores precisos del
1 campo magnético de la tierra. l I I I
Tabla No 4. Resumen de Herramientas de Rango Pa!;ivo
HERRAMIENTAS 1 MGT ( RMRS 1 PWT 1 MAGTRAC
Rango de Detección
Par SAGD Perforados
Acceso al Pozo Guía
Requiere Registro Gyro 1 NO / NO 1 SI 1 SI
N 4 0
S 1
Intervalos de Medición
Disponibilidad Comercial
1
SI
Tabla No S. Cuadro Comparativo entre las Herramientas Disponibles
9 m
S 1
12
NO
1
NO
9 m
S 1
5 m
NO
2 m
S 1
CAPITULO 4 -
DESCRIPCIÓN DE LAS AREAS DE ESTUDIO
4 INTRODUCCION
El plan de perforación de las parejas pozos horizontales para aplicar el método de
producción de drenaje por gravedad asistido con vapor, va a ser diseñado para dos áreas
específicas. La primera área es en el yacimiento Lagunillas inferior, bloque F-7,
perteneciente al proyecto térmico F-7, y que esta ubicado en el campo Tía Juan;~ Tierra. La
segunda corresponde al yacimiento Bachaquero 01, en la macolla No 4, ubicada en el
campo Lagunillas Lago. A continuación se describe la ubicación, así como las
características geológicas y de yacimiento para cada área en particular.
4.1 YACIMIENTO LAGUNILLAS INFERIOR DEL CAMPO TIA JUANA
151 campo Tía Juana Tierra, es una subdivisión del campo Costa Bolíva-, el cual se
cxtiende paralelamente sobre la costa oriental del Lago de Maracaibo c:n el estado
Zulia, y presenta una longitud aproximada de 95 ~ r n ~ con un área de 120 mil
l~ectáreas. Se encuentra dividido en varios subcampos: Cabimas, Tía Juana,
Lagunillas, Bachaquero y Mene Grande.
CAPÍTULO 4 - E1 área de Tía Juana, es un campo de crudo pesado que ha sido exp1ot:ido durante
largo tiempo mediante inyección alternada de vapor. Este proceso aunque es
efectivo, el recobro obtenido esta limitado a menos del 30%.
4.1.1 U B I C A C I ~ N GEOGRAFICA
El área a ser desarrollada dentro del campo Tía Juana Tierra bajo el proceso
SAGD, se ubica en el bloque geográfico F - 7, perteneciente al proyecto
térmico F - 7, el cual se encuentra ubicado al Centro-Oeste del campo Tía
Juana, limitado al Sur de los proyectos H-6, H-7 y 5-7, al Este del proyecto
APTJC y al Norte de los proyectos D-6 y E-8. Ver figuras 37.
Figura No 37. Ubicación Geográfica del Proyecto 1'-7.
4.1.2 DESCRIPCI~N G E O L ~ G I C A
La secuencia sedimentaria a ser penetrada está constituida de tope a base por
la formación La Puerta (Plioceno) y la Formación Lagunillas (constituida
por los Miembros Bachaquero, Laguna, Ojeda y Lagunillas Inferior) del
Mioceno. En la figura 38, se describe la columna geológica del yacimiento
Lagunillas inferior.
El miembro Bachaquero, que son arenas de granos medio a gruc:so con alta
saturación de agua. Laguna, fundamentalmente arenas glauconíticas con
intercalaciones de arcillas, cuyo ambiente deposicional €:S marino-
continental. El miembro Ojeda, se presentan lutitas con fama marina
intercaladas con capas de arenas y en Lagunillas Inferior se presentan arenas
petrolíferas no consolidadas, arcillas y lutitas carbonáceas.
La Formación Lagunillas, se desarrolló en un sistema de setlimentación
dominantemente fluvial, lo cual se evidencia por la lenticular dad de los
cuerpos individuales de arenas. Estas arenas son sueltas, pobremente
cementadas al aumentar el contenido de arcilla, con buena continuidad
lateral y relativa buena continuidad vertical.
El espesor promedio del Miembro Lagunillas Inferior es de 320 pies,
constituidos por paquetes de arenas que varían entre 60 y 80 pies, con
intercalaciones de arcillas de 10 a 30 pies de espesor.
Desde el punto de vista estructural, el área circunvecina a nivel del Miembro
Lagunillas Inferior, está representada por un monoclinal de dirección NO-SE
y buzamientos de 4 a 6 grados hacia el SO.
INTERCALACIONES DE ARE- NAS Y LUTITAS
A R E N I S C A S
Figura No 38. Columna Geológica del Yacimiento Lagunillas 1-nferior.
4.1.3 DESCRIPCI~N PETROFISICA
En cuanto a la calidad de la roca, las arenas que constituyen e1 miembro
objetivo tienen una porosidad que varia en el rango de 36 % y una
permeabilidad que oscila entre 5000 - 7000 md. En cuanto a la ciistribución
de los fluidos tenemos una saturación inicial de crudo 8445, con una
gravedad API 1 l o y viscosidades que oscilan entre 10000 - 30000 cps a 110
"F en el bloque F - 7, en el área circunvecina a la localizaciones. El espesor
de la arena neta petrolífera es de 140 pies.
CAPITIJLO 4 - 4.1.4 PRESION
La presión inicial del área fue de 700 psi, al tope de las arenas productoras
con un Datum de 1700 pies y actualmente se encuentra ubicado cn 282 psi.
La presión de fractura es estimada en 700 1pc (calculado por el método de
Eaton).
4.1.5 RESERVAS
El proyecto F-7 tiene un POES calculado de 935.4 MMbls: con unas
reservas recuperables de 156.7 MMbls, lo cual representa un 1 7 q ~ de POES.
La producción acumulada hasta Octubre del 2002 es de 14'7.4 MMbls
petróleo (94% de las reservas recuperables), quedando remanente 9.3
MMbls.
4.1.6 PLAN DE EXPLOTACI~N BAJO PROCESO SAGD
Dentro del proyecto térmico F-7, se tiene contemplado la perforación de 2
parejas de pozos horizontales (Productor 1 Inyector), para evaluzr la técnica
de SAGD. En la figura No 39, se puede observar las parejas de pozos
seleccionados, ubicados en el bloque F-7. Igualmente se przsentan las
coordenadas de los pozos.
Figura No 39. Localizaciones a Perforar en el Bloque E'-7.
Tabla No 6. Coordenadas / Localizaciones de Bloque F-7
4.2 YACIMIENTO BACHAQUERO 01 DEL CAMPO LAGUNILLriS LAGO
1 3 campo Lagunillas Lago dispone de una de las reservas de crudos Pesados, con un
petróleo original en sitio de aproximadamente 6.6 MMMBLS de crudo de 12" API
correspondientes al yacimiento Bachaquero - 01.
3ste yacimiento, ha sido extensamente desarrollado a partir del año 1971 con la
~~erforación de pozos verticales y recientemente horizontales rstimulados
cíclicamente con vapor. Como parte de este desarrollo, en el área se dis-?one de una
ii~fraestructura conformada en grupos de pozos, específicamente la Macolla No 4,
integrada por nueve pozos (perforados, revestidos y cementados con tubería de
revestidores de 9-5/8", 40 lbslpie, N-80, hasta una profundidad promedio de 1500
pies), la cual no fue concluida ni puesta en operación como producto de los bajos
precios del crudo a finales de los años 90. Los pozos presentan tanto para la tubería
conductora (de 32"), como para el revestidor superficie, cemento hasta la superficie.
Como parte de la estrategia tecnológica y en vista del escenario actual de altos
precios del crudo, se ha presentado una oportunidad para el desarrollo de la Macolla
No 4, a través de una prueba piloto para la evaluación de tecnologías de
recuperación térmica soportadas en inyección continua de vapor mediante el
proceso S AGD.
4.2.1 BREVE RESUMEN SOBRE LA MACOLLA 4
Desde el año 1991, como parte del desarrollo del yacimiento Bacliaquero-01,
se construyeron e hincaron dos grupos de pozos, que fueron denominados
como Macolla No 3 y Macolla No 4. Esto con el fin de extender la
explotación del área a través de pozos verticales y direccionales. inyectados
cíclicamente con vapor, el cual llevaba igualmente el objetivo (le presentar
una solución que permitiera descongestionar en superficie las áreas lacustres
a través de éste tipo de estructuras.
En el año 1991, se perforaron nueve pozos y puso en producciór la Macolla
No 3 ubicada en la parcela A242, la cual actualmente dispone de ocho pozos
activos que producen 464 BNPD y apenas han acumulado 2,8 MMBLS de
petróleo en nueve años de producción.
La Macolla No 4 quedó suspendida hasta el año 1997, cuando se perforan los
hoyos superficiales de nueve pozos hasta una profundidad promedio de
1500'. Estos fueron revestidos con tubería de 9-518" y cemen:ados hasta
superficie. Debido a los bajos precios del crudo en ese año se suspende el
proyecto, dejando instalada en el Lago de Maracaibo la plataforma con sus
nueve pozos y todas las facilidades de producción e inyección de fluidos. En
la figura No 40, se presenta la Macolla No 4.
Figura No 40. Macolla 4.
4.2.2 UBICACIÓN DEL AREA
El yacimiento Bachaquero - 01, se encuentra ubicado en la Costa Oriental
del Lago de Maracaibo, al sur de la ciudad de Lagunillas, conformado por
una porción en el Lago de Maracaibo, con un área aproximada de 95 Km2
(23500 Acres). Igualmente, el yacimiento se extiende al Este hacia una
porción de tierra con un área aproximada de 120 Km2 (Yacimiento Laguna).
La Macolla No 4 se encuentra ubicada al Sur-Oeste de la parcela A242, en
las coordenadas UTM ESTE: 249.877,63 y NORTE: 1.1 19.408,04. Ver
figura No 4 1.
Figura No 41. Ubicación Geográfica de la Macolla No 4.
4.2.3 DESCRIPCI~N GEOL~GICA
La estructura del yacimiento en ésta área es bastante simple, corresponde a
un homoclinal con rumbo aproximadamente N 40" O y buzamiento que
varía de 2 a 4 grados hacia el suroeste.
En el área no se observan anomalías que indiquen la presencia d r fallas, , lo
cual es beneficioso para la aplicación de procesos de inyección continua de
fluidos al no disponer de barreras entre pozos que limiten la eficiencia de
procesos de desplazamiento.
Estratigráficamente, el yacimiento Bachaquero-O1 está conform;ido por el
Miembro Bachaquero de la Formación Lagunillas de edad Mioceno. Se
encuentra subdividido en nueve (9) intervalos crono - estratigráficos (Ver
Figura No 42), los cuales poseen diferencias muy marcadas eii cuanto a
espesor, asociación de facies, calidad de roca-reservorio y en la distribución
de los fluidos. Dichos intervalos son denominados AA, BB, CCI, DD, EE,
FF, GG, HH y AP, de mayor a menor profundidad, siendo la Arena AP la
más prospectiva y continua, conteniendo aproximadamente uri 75% del
POES, con un espesor que oscila entre 150 y 200 pies de ANP. Para el resto
de los intervalos, los espesores de ANP promedio varían entre 20 :y 50 pies.
La estratigrafía del Miembro Bachaquero está influenciada por un
desplazamiento de sedimentos desde el suroeste, arrastrados poi. corrientes
fluviales hacia el noreste. Esto dio origen en general a la alineación de los
cuerpos arenosos en dirección suroeste-noreste.
El área de estudio muestra fundamentalmente los mejores de>.arrollos de
arena en los intervalos AP y HH, en cuanto a espesor y extensiím lateral se
refiere. Sin embargo, el intervalo AP contiene los mayores espesores entre
60 y 140 pies y presenta la mejor continuidad en el área, por lo cual, es
considerado como intervalo objetivo para este proyecto.
Los sedimentos del intervalo AP, corresponden a un apilamiento de canales
entrelazados que se constituyen en paquetes de arena de exce11:nte calidad
CAPÍTIILO 4
como roca yacimiento, separados por intercalaciones arcillosas 1;iminares a
delgadas cuya extensión lateral es generalmente limitada, permitiendo un
alto grado de ínter conectividad entre los cuerpos arenosos.
COLUMNA ESTRATIGRAFICA MIOCENO
rio
Figura No 42. Columna Estratigráfica del Yacimiento Bachaq uero - 01.
4.2.4 DESCRIPCIÓN PETROFISICA
Las propiedades petrofisicas promedio para el intervalo AP en el área donde
se ubica la Macolla No 4 son: porosidad de 32%, saturaciones de petróleo
inicial de 77% y permeabilidades en el orden de 800-2200 md, gravedad API
de entre 1 1 O - 12", y viscosidades entre 600 y 1000 cps.
4.2.5 PRESION
La presión original ha declinado producto de la extracción de fluidos desde
1400 psi a un Datum de 3000' hasta +/-860 psi según la presión promedio
del último levantamiento en el año 1998. Igualmente, se observaron
gradientes de presión dentro del yacimiento, registrando las prei,iones más
bajas (550 psi) hacia las áreas más desarrolladas y con 13 máxima
producción acumulada, que corresponden a las regiones del sureste de la
parcela A241, sur de la parcela A242 y norte de las parcelas A243 y A244.
En el área de la Macolla No 4 (parcela A242), la presión ha declinado hasta
niveles de 650 psi según el último levantamiento clel año 19'98, lo que
significa un factor de declinación de 16,5 psi/MMBLS. Según esie factor de
declinación, la presión estimada para el año 2002 es de 510 psi lo que
representa un agotamiento de un 60%.
Es importante destacar que las presiones medidas en el yacimiento
corresponden a todos los intervalos abiertos a producción de los pozos, por
lo que no se dispone de medidas de presión puntuales para lo:; diferentes
intervalos, pero por la alta comunicación vertical en yacimientos (le este tipo,
donde las lutitas poseen poca extensión lateral sin formar barreras verticales
eficientes internamente, se asume que las presiones en todas las arenas se
encuentran en el mismo orden de las presiones medidas.
122
CAPITIJLO 4 - 4.2.6 RESERVAS
El yacimiento Bachaquero - 01, posee un volumen de petróleo original en
sitio (POES) estimado 6621 MMBls de petróleo con una gravedad entre 1 lo
- 12" API, de alta viscosidad (600-1000 cps), con unas reservas rc:cuperables
estimadas en 1072,6 MMBls, lo cual representa un Factor de Recobro (m)
de un 16,2 %. Las reservas remanentes del yacimiento alcanza11 los 672,7
MMBLS lo que corresponde a un agotamiento de apenas un 37%.
La Macolla No 4 está ubicada en la parcela A242, la cual tiene un área
aproximada de 943 acres, un POES estimado de 390 MMBLS y unas
reservas primarias de 63 MMBLS. El contenido de petróleo para rsta área es
de 1652 Blslacre-pie. Esta parcela es una de las áreas más drenadas y
agotadas del yacimiento, con una producción acumulada de 52 FWBLS, lo
que presenta un consumo de 82,3 % de las reservas. En la zon;t de interés
para este estudio, en un área aproximada de 270 acres vecina a la Macolla No
4, se estimó un POES de 11 1,7 MMBLS y unas reservas recuperables de
18,l MMBLS. Si consideramos igualmente la producción acumiilada de los
pozos del área (15,98 MMBLS) resultan únicamente unas reservas
recuperables por producción primaria de 2,l MMBLS aproxiinadamente,
para un agotamiento del 88%.
El agotamiento del área se evidencia igualmente en la alta decliriación de la
presión y la baja productividad de los pozos, condiciones que la hacen
candidata a procesos de recuperación térmica.
CAP~TIJLO 4 - 4.2.7 PLAN DE EXPLOTACIÓN BAJO PROCESO SAGD
Se observaron dos zonas prospectivas para el desarrollo a través del proceso
SAGD. Una en dirección E-O, donde el espesor promedio de arena neta
petrolífera es de 90 pies, con excelente continuidad vertical y lateral y con
lutitas locales de poco espesor. La otra zona visualizada de dirección NO-
SE, presenta un espesor promedio de arena neta petrolífera de 9 pies y con
las mismas características estratigráficas expuestas anteriormc:nte. En la
figura No 43 se presentan las vistas de planta con la dirección de los pozos..
Así mismo, se presentan las coordenadas respectivas de los pozo:;.
Figui
I
-a No 43. Pozos a Perforar en la Parcela A242 / Macolla
Tabla No 7. Coordenadas / Localizaciones de la M:icolla No 4.
MACOLLA 4 Ubicación de Pozos
Tabla No 8. Tabla con la Posición de los Pozos en la Macolla. 4
CA-PITULO 5 -
CONSIDERACIONES PARA PERFORAR Y COMPLETAR P02,QS SAGD
5 PLANIFICACI~N Y PERFORACI~N DE LOS POZOS
La planificación y perforación de la pareja de pozos horizontales (productor e iiiyector), es
el aspecto más crítico para poder explotar un yacimiento bajo el prciceso SAGII, debido a
los riesgos de colisión que involiicra la alineación y perforación paralela de los pozos
horizontales, bajo una separación vertical que oscila entre 4 a 1 O metros.
A continuación, se presentan las prernisas para la planificación de los pozos, así como el
procedimiento de perforación. Dicho procedimiento será descrito bajo la utilización de la
herramienta direccional "MGT", debido a que es el sistema utilizado en más de un 90% de
los casos históricos existentes en el mundo, y por la experiencia con la que cuenta el autor
con este sistema de navegación.
5.1 FACILIDADES DE SUPERFICIE
Para perforar la pareja de pozos, es necesario preparar un arreglo de bombeo en
superficie que incluye, los siguientes equipos (Ver Figuras No 44 y 45):
- Equipo de bombeo y tanque.
- Sistema de guaya monoconductora y cabria portátil (mástil).
- Cabezal de circulación y tee de flujo.
- Equipo MGT.
CAP~TULO 5 -
- Sistema de registros direccional compatible (MWD modificado).
- Cabina de control.
Este arreglo permite ubicar la herramienta en las posiciones requeridas durante la
perforación del pozo inyector de vapor. Adicionalmente, es necesario utilizar una
copas de goma (de contra flujo) en la parte superior de la herramienta, para facilitar
el desplazamiento de la misma por la acción del bombeo.
MASIIL DEL MGT
UNIDAD DE BOMBEO
7 POZO IF FICADO El CTRO).dAGh
ELEClROMAGNETICO
2
Figura No 44. Equipos Utilizados con Herramienta MGT
plr 1
Figura No 45. Software y Equipos Complementarios del MC;T
-- - - -- - - -
5.2 ESPACIAMIENTO DE LAS LOCALIZACIONES EN SUPERFICIE
Es recomendable que los pozos sean planificados con una distancia mínima de
separación en superficie de 20 metros, entre cada par de pozos. Estos es
básicamente por dos razones:
- Evitar interferencia magnética del pozo productor mientras se inicia la
perforación del pozo inyector.
- El acceso al pozo productor debe ser posible todo el tiempo que dure la
perforación del pozo inyector. Se debe montar la cabria portátil encima del
cabezal del pozo productor, de tal manera que la herramienta h1GT pueda
ser bajada al pozo para el control de la perforación tiel inyecto]-. Mientras
mas pequeña sea la distancia de separación entre los dos pozos, más difícil
será el acceso adecuado al productor mientras se perfora el inyector.
5.2.1 TIPOS DE ESPACIAMIENTOS DE LAS LOCA1,IZACIOFIES
Existen tres alternativas o arreglos posibles de las localizaciones en siiperficie,
que han sido utilizados para aplicación de la técnica SAGD:
- Pozos alineados en la misma dirección, lo cual sinlplifica la
perforación direccional, por lo que los pozos terminan siendo una
estructura de dos dimensiones, es decir, no presentan giro:; o cambio
de dirección. Ver figura No 46.
- Pozos paralelos entre si. Esta configuración desemboca en una
trayectoria de tres dimensiones para cada po:co, es decir, hay que
alinear el punto de superficie con las coordenadas de forido, por lo
que cada trayectoria presentara giros o cambios de dirección. Ver
figura No 47.
- Pozos transversales o paralelos modificados. Consiste en clesfasar los
pozos en superficie a cierta distancia. Al igual que el arreglo anterior,
se obtiene una trayectoria direccional de tres dimensiones. Ver
figura No 48.
En general, aunque existen parejas de pozos perlbrados b a j ~ todas las
configuraciones, lo más recomendable es utilizar la configuración de
pozos transversales o paralelos, ya que mediante los mismos se reducen
la posibilidad de que los pozos se intercepten, ya que solamente
convergerían hacia el final de la sección de constn~cción. Igualmente, en
caso de una posible falla de respuesta del ensamblaje de fondo utilizado
durante la construcción de la curva, estas configuraciones
proporcionarían un mayor margen de seguridad, para evitar la colisión
entre los pozos.
CAP~TULO 5 -
POZO PRODUCTOR
Figura No 46. Arreglo de Pozos Alineados
POZO PRODUCTOR
Punto de Entrada
Figura No 47. Arreglo de Pozos Paralelos o Desalinezidos
POZO I /
CAPÍTULO 5 - --
NYECTOF Pozo Inyect 3r
Pozo Producior - - -
Punto de Entrada ?TI
Figura No 48. Arreglo de Pozos Transversales o Paralelos Modificados
5.3 PERFORACIÓN DEL POZO PRODUCTOR
La perforación horizontal del pozo productor, es realizada con las herramientas de
perforación direccional comunes y por consiguiente su constr~icción es similar a la
de un pozo horizontal convencional. Sin embargo, la trayectoria resultante de dicho
pozo, determinara finalmente la trayectoria del pozo inyector, Ira que fung ~rá de guía
para su construcción. De aquí, la importancia de mantener un estricto control
direccional durante la perforación tanto en la sección de construcción cDrno en la
sección horizontal del pozo. Cualquier cambio o irregularitfad en la irayectoria
resultante, influirá directamente en la construcción del pozo inyector, y más aun, en
el desarrollo de la cámara de vapor bajo el proceso SAGD.
Uno de los aspectos mas importantes de la perforación direccional del pozo
productor, es el mantener un estricto control de la profundidad de enirada y de
navegación dentro de la arena, ya que dicha sección deberá ser perforada lo mas
cercano posible a la base de la formación. Esta distancia de separación vertical
oscila entre 3 a 5 metros.
El perfilaje del pozo con herramientas de garnrna ray y de reeistividad únicamente
podrá realizarse durante la perforación del pozo productor (tanto en la sección de
construcción como en la sección horizontal), ya que la herramienta MGT no es
compatible con dichas herramientas. Por lo tanto, el pozo inyector no puede ser
perfilado.
Una vez perforado y revestido el pozo, debe ser completado transitoriarnente, por
una tubería de 2-7/8", a lo largo de toda la longitud del pozo. Esto es necesario por
dos aspectos:
- Se debe correr un registro giroscópico a lo largo de todo el pozo horizontal.
Esto con la finalidad de recalcular el registro direccional total del pozo, ya
que el giroscopio tiene un margen de error mucho bajo que t:1 obtenido
durante la perforación por la herramienta de registros direccion;iles MWD
(es decir, la separación calculada usando métodos de registro convencionales
está sujeta a errores acumulativos que exceden las tolerancias SAGD). De
esta forma se asegura una mayor precisión de la verdadera ubicación del
pozo productor. Para desplazar la herramienta giroscópica debe contar en su
extremo, con una copa de goma para el diámetro de la tubería utilizada, que
sirva de contrapresión, para facilitar el desplazamiento de la herramienta a lo
largo del pozo, mediante un sistema de bombeo. En caso de ncl realizar la
corrida con el registro giroscópico, se tomara como referencia el registro
obtenido con la herramienta MWD. En la figura No 49, se presentan los
CAP~TULO 5 - márgenes de error, vertical y lateral de las herramientas de registros
direccionales convencionales.
- La herramienta "MGT" será bombeada y desplazad;^ igualmente por el
interior de dicha tubería (2-7/8"), para dirigir la perforación del pozo
inyector.
Una vez finalizada ambas operaciones, se debe sacar la tubería de 2-7/8", y
proceder a completar el pozo con las tuberías de producción correspon(lientes.
Incertidumbre Tipica de Coordenadas-Extension di? 1000'
Lateral Vertir al Requerida: + 2 rt 1 m
Al final del pozo: VWD: f 30 + A m
k 1 0 +
Separación calculada subtrayendo las coordenadas de los pozos # 1 y 2 mediante regiritros convencionales
Figura No 49. Margen de Error de Herramientas Convencioiiales
5.4 PERFORACI~N DEL POZO INYECTOR CON HERRAMIENTA MGT
Antes de iniciar la perforación, se debe haber analizado previamente el registro
direccional obtenido durante la corrida del giroscopio en el pozo productor, de
forma de realizar cualquier modificación o rediseño en la trayectoria del pozo
inyector planificada inicialmente.
Antes de iniciar la perforación del pozo inyector, se debe bajar la herramienta MGT,
dentro del pozo productor y será activada cuando la incertitlumbre entre ambos
pozos requiera su utilización, de forma de servir de referencia y guía en la
perforación del inyector.
5.4.1 PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA LECTURA DE LOS
REGISTROS
- Se posiciona la herramienta MGT en el pozo productor, hasta la
profundidad deseada donde se realizara la medida.
- Se posiciona el censor MWD en el pozo inyector y se coloca eri modo de
grabación. Se apagan las bombas del taladro.
- La herramienta MGT, es energizada positivamente y el MWD mide y
almacena la información del campo magnético generado.
- Se invierte la polaridad del MGT (negativo) y el MWD mide y almacena
nuevamente la información del segundo campo magnético generado.
- Las bombas son nuevamente arrancadas y la información almacenada en
el MWD, es enviada superficie, en donde un programa especializado se
encarga de calcular la posición direccional del pozo inyector.
- El resultado obtenido es utilizado para continuar con la perforación del
pozo inyector.
El registro obtenido, es función de la ubicación de la herramienta MGT
en el pozo productor, es decir las coordenadas ya conocidas de este pozo
sirven para establecer la ubicación del punto e11 cuestión del pozo
inyector. Ver figura No 50.
Erd Vw. P
End
rmirdy Veda Rct MD MWC
I View of Wells. FileName: saqdl. 3091 ODft r i - /m
add M E & d e
9 1311
ID m WeU 095 7311
Figura No 50. Posición Relativa del Inyector Respecto al Productor
5.4.2 CONSIDERACIONES OPERACIONALES EN LA SEOCION DE
CONSTRUCCI~N
- La perforación de la sección de construcción del pozo inyector, se inicia
convencionalmente, hasta aproximadamente alcanzar un ingulo de
inclinación que oscile entre 40 a 45 grados, cuando la misma c:s detenida
para proceder a activar en el pozo productor la herramienta IVIGT. Esto
se realiza básicamente por seguridad, ya que a medida que SE: desarrolla
la inclinación de la sección de construcción, las herramienta la
interferencia afecta progresivamente a la herramieqta MDW iitilizada en
el pozo inyector, lo cual incrementa el grado de incertidumbre con
respecto al pozo productor. En todo caso, el punto real de la sección de
construcción donde comienza la interferencia magriética dependerá del
diseño de la trayectoria, el espaciamiento de los pozo en supl:rficie, la
proximidad entre los pozos y de las incertidumbres de los estudios
relativos a la colocación del pozo (Elipse de incertidumbre).
Una vez iniciada el control con la herramienta MGT, se utilizaran a las
coordenadas que emite la herramienta MGT para completar el resto de la
sección de construcción. Los registros actuales del MWD, se usaran
únicamente para confirmar referencialmente la dirección del ~ o z o , pero
no de forma definitiva ya que el azimuth puede ser afectado por la
interferencia magnética del pozo vecino.
La herramienta MGT, se correrá en esta sección detrás del censor de la
herramienta MWD modificada, para incrementar la precisiór! total del
sistema y minimizar cualquier error de posición. Esto es porque el error
es mas grande cuando la inclinación del MGT y del hí\VD son
diferentes, por lo cual, posicionando el MGT en el pozo produc:tor detrás
del MWD en le pozo inyector, los ángulos se estrechan mas.
Durante la perforación la separación de los pozos será monitoreada y
controlada hasta que los pozos converjan hacia el +-mal de la sección de
construcción y deben ser alineados posicionalmente dentro de la ventana
operacional especificada para la sección horizontal. Ver figura No 51.
Sec 1 on View. Bearing: 1n3.
400 me: sagdl
Figura No 51. Control en Tiempo Real de la Sección Cuma
5.4.3 CONSIDERACIONES OPERACIONALES EN LA SI3CCION
HORlZONTAL
- Antes de iniciar la perforación de la sección horizontal se debe definir la
ventana de tolerancia tanto vertical como lateral, que se utilizará para la
perforación de dicha sección. Por lo general se utiliza un radio de
tolerancia de un metro.
- Se debe sacar la sarta de perforación fuera de la tubería de revestimiento,
aproximadamente unos 10 metros para asegurar que la interferencia
magnética en el MWD es lo suficientemente baja, para no producir una
saturación de los magnetómetros, antes de iniciar las variac:iones del
campo magnético con el MGT.
--
- La herramienta MGT es posicionada y bombeada delante de la
herramienta MWD. Al emitirse el campo magnético, el MWII detectara
las coordenadas en la cual se encuentra el MGT en el pozo productor
para guiai- la perforación del inyector. El MGT mide la distancia relativa
como una regla, para determinar el desplazamiento horizontal (derecha o
izquierda), desplazamiento vertical (arriba o abajo), desplazsmiento de
profundidad (adelante o atrás) y desplazamiento radial, entre otros. Ver
figuras 52.
- Una vez conocido estos parámetros se procederá n realizar el control de
la navegación. Estos parámetros deben ser medldos y analizados por
cada tubería perforada, por lo que el tiempo de perforación de esta
sección es el aproximadamente el doble en compar;ición bajo
condiciones convencionales.
.-.m A 9 MGTIMWD
fim CI' n m
mto Derecha (+) Izquierda (-)
J5W iplazarniento Vertical 1
Desplazar Later
niento al
Línea cero Representa Poslcidn . .. 'el pozo productor.
plazamiento Vertical
Distancia Ra
-- --
Figura No 52. Control en Tiempo Real en la Sección Horizontal
5.5 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DE LA TRAYECTORIA DE
LOS POZOS
Para el diseño de la trayectoria de parejas de pozos horizontales SAGD, se deben
tomar las siguientes consideraciones:
- La trayectoria de los pozos se debe diseñar con una tasa de construcción
no mayor a 12"/100'. Esto por recomendaciones y experiencia de campo
para arenas no consolidadas. Diseñar la trayectoriii para tasa:; mayores.
traería como consecuencia posibles problemas de amastres y torque para
el control direccional de los pozos, y mas aun, dificultaría la corrida de la
tubería de revestimiento dentro de los mismos.
- Entre la trayectoria de los pozos, debe existir un separación mínima de
12 a 15 metros en un ángulo de inclinación que oscile entre 40 a 45".
Esto se hace por preservar el margen de seguridad d e cono de
incertidumbre de la herramienta MWD, ya que hasta ese. punto se
perforara el pozo inyector con herramientas convencionales.
- Una vez tomado el registro giroscópico, se deberá recalcular la
trayectoria definitiva del pozo productor y rediseñar la trayectoria del
pozo inyector.
- La sección horizontal debe ser lo mas plana posible, es decir, se debe
procurar que la profundidad vertical verdadera (TVD) tanto del punto de
entrada como del punto final de dicha sección, sean iguales o con un
diferencial muy bajo. Por lo tanto, la sección horizontal no debe buzar ni
hacia arriba, ni hacia abajo.
- Es recomendable que la longitud de la sección horizontal, no 'ea mayor
de 500 metros (1640 pies), ya que longitudes mayores ocasionarían
mayores caídas de presión, y mas aun, ocasionaría mayores dificultades
para establecer la uniformidad de la cámara de vapor en longitudes de
mayor extensión.
- Se recomienda una tolerancia variación vertical de un metro (1 m) de
radio y de dos metros (2 m) de radio de variación lateral.
5.5.1 SIMULADOR PARA EL DISENO DE Lri TRAYECTORIA
"COMPASS"
Este programa permite diseñar la trayectoria diri:ccional de los pozos,
así como determinar los parámetros direccionales requeridos de
acuerdo a la geometría del pozo por todos los métodos de cálculos
existentes (Método de balance tangencial, Método de ángulo
promedio, Método de radio de curvatura y Método cle mínima
curvatura). Igualmente el programa permite determinar la cercanía o
separación de un pozo respecto a otro cercano (plano de an:icolisión).
El diseño de la trayectoria es planificada de tal forma que dos o mas
coordenadas de un pozo (ya sean de fondo o de superficie) puedan
ser unidas y alineadas mediante una línea, lo mas suave :y uniforme
posible, para minimizar altos problemas torquc: y arrastre durante su
ejecución.
5.6 CONSIDERACIONES PARA LA COMPLETACI~N DE LOS POZOS
En la fase de completación de los pozos, y por tratarse de formaciones no
consolidadas, para garantizar la estabilidad del hoyo los pozos, estos son
completados, a hoyo abierto mediante tubería ranura o mediante rejillas
(convencionales o preempacadas). Igualmente es necesario contar con un análisis
histórico de producción de los pozos vecinos al área de interés, para determinar la
factibilidad de realizar un empaque con grava. Este ultimo aspecto es
extremadamente importante de determinar para la aplicación del proceso SAGD, ya
que de ocurrir producción de arena en el pozo inferior, la integridad del pozo
superior podría verse afectada, ya que el forro del pozo inyector podría ceder,
causando problemas de producción.
J'ara definir el tamaño de ranura de la tubería, es necesario realizar un análisis del
tamaño del grano de formación para prevenir la producción de arena durante la vida
productiva del pozo.
5.6.1 DETERMINACI~N DEL TAMAÑO DE GIUNO PROMEDIO
DE LA ARENA DE FORMACIÓN
Las técnicas de muestre0 y el análisis granulométrico de la arena de
formación son muy importantes para definir el tamaño de las ranuras del
forro ranurado y rejillas así como, para seleccionar la grava de empaque,
para las diferentes técnicas de control de arena.
El tamaño promedio de la arena de formación DSOformación se calcula
generalmente mediante análisis granulométricos obteiiidos del tamizado de
muestras de arena provenientes de:
- Muestras de núcleos convencionales.
- Muestras de pared.
- Muestras obtenidas mediante achique.
- Muestras producidas.
De todas estas, las muestras de formación más representativa es la que se
obtiene a partir de núcleos convencionales, sin embargo, no se encuentran
fácilmente disponibles debido al costo de las oper;iciones de toma de
núcleos. Debido a esto, cuando no se dispone de muestras de arena de
formación, se aproxima el valor de tamaño promedio de la formación
mediante las ecuaciones de Coberly, así como la de Blick y Civan:
Coberly:
pprom = D50formac6n/6.5 ........ (Ec. 4.1 )
Blick y Civan:
............... pprom = [ 3 2 * ~ / ~ ] O . ~ (Ec. 4.2)
Combinando Coberly, Blick y Civan, tenemos:
.................... Dsofornlacion = 6.5* [32*~/(p]O~ (Ec. 4.3)
Donde:
D50formaci6n: Tamaño de grano promedio de la formación, pin.
K : Permeabilidad, mD.
cp: Porosidad, %.
pprom : Tamaño de poro promedio, pm.
5.6.2 FUNDAMENTOS DE EMPAQUES CON GRAVAS EN POZOS
HORIZONTALES
Los empaques con grava en pozos horizontales son operaciclnalmente
similares a los empaques con gravas verticales, sin embargo, requieren una
especial atención para mantener la estabilidad del hoyo durante la corrida de
los equipos y mientras la grava es depositada en el espacio anular.
En los empaques en pozos horizontales el transporte de la grava si: dificulta
debido a que la gravedad no facilita en proceso, a diferencia de los pozos
verticales. La eficiencia del empaque y la secuencia de cleposición
disminuyen cuando aumenta el ángulo de inclinación (le los pozos. Cuando
se realizan empaques con gravas en pozos que presentan ái~gulos de
inclinación menor a 45", la secuencia de empaque ocurre de abajo hacia
arriba. Cuando la inclinación del pozo supera aproximadamente los 60°, la
secuencia de deposición se torna mas aleatoria, ya que la grava se encuentra
en una posición transitoria, entre caer al fondo del intervalo o perrianecer en
la parte superior del mismo por el lado inferior del hoyo.
Por esta razón los trabajos de empaques con grava en pozos horizontales
deben ser diseñados con tasas de bombeo lo suficientemente altas para
asegurar el transporte de la grava con el uso de salmueras de baja densidad o
fluidos ligeramente gelificados, mientras se mantiene el control er la perdida
de fluidos, para evitar la formación de puentes en el anular que se forma
entre la rejilla y el hoyo abierto.
El método básico para el proceso de empaque con grava en pozos
horizontales se rige por dos etapas. En la primera, la lechada c fluido de
transporte y grava) es bombeada a través de la tubería hasta llegar a una
sección de mayor área de flujo por debajo de la t:mpacadura, lo cual
disminuye la velocidad de flujo y la grava comienza a depositarse en la parte
inferior del hoyo formando dunas que aumentan en alíura disminuyendo el
área disponible de flujo y aumentando la velocidad de la lechada,
rápidamente se genera una condición de equilibrio en la cual la velocidad en
la parte superior de la duna es suficiente para erosionar el tope de 1;i misma y
prevenir un taponamiento prematuro por el crecimiento descontrolado de la
duna. En este punto, la duna comienza a propagarse hacia la parte inferior
del hoyo originando lo que se ha denominado onda alfa. La onda alfa
continua su propagación hasta llegar al final de la rejilla o al final de la
tubería lavadora (lo que ocurra primero), donde el fluido de acarreo entra a
la rejilla y es circulado hacia a fuera del pozo, iniciándose la segunda etapa
del proceso.
En esta segunda etapa denominada onda beta, la grava de empaque llena el
área anular remanente sobre la ya depositada onda alfa. La onda beta se
propaga desde el final del intervalo hacia arriba. Como la graka llena el
anular externo de la rejilla, el fluido de acarreo es dirigido hacia un área
restringida en el anular rejilla - tubo lavador para ser circulada hacia fuera
del pozo. Como la onda beta continúa avanzando la distancia recorrida por el
CAP~TULO 5 - fluido en el anular rejilla tubo lavador aumenta gradualmente, originando un
incremento sostenida en la presión de bombeo en superficie. Cuando la
sección superior de la rejilla es cubierta con grava ocurre un incremento
violento de la presión de bombeo, indicando que el desplazamiento de la
grava se ha completado, finalizando el proceso de empaque.
La figura No 53 muestra la secuencia de deposición de la grava eii un pozo
con 80" de inclinación.
Figura No 53. Secuencia de Deposición de la Grava en pozo con 80°
CAP~TULO 5 - 5.6.2.1 PREMISAS PARA REALIZAR EL EMPAQUE
Para la realización de empaques con gravas en pozos horizontales en
forma efectiva y productiva es necesario dar cumplimiento a las
siguientes premisas:
- Mantener la estabilidad del hoyo durante la fase de perfilración y
completación de pozo
- Utilizar fluidos compatibles con la formación, limpios y que cumpla con
los requerimientos de la presión hidrostática.
- El lodo utilizado para la perforación de la sección horizontal, debe ser un
lodo cuyo agente primario de puente0 sea tal que permita coritrolar las
pérdidas de filtrado en la formación, que pueda ser removido fácil y
efectivamente por el fluido producido o tratamientos químicos y fluidos
de completación antes o durante el proceso de empaque con grava.
- Los fluidos que se utilizan para el empaque con grava pueden sí:r de base
agua o aceite. Los fluidos de base agua son por lo general los preferidos,
y se consideran mas flexibles que los sistemas de base aceite. Hoy en día,
la salmuera es el fluido de acarreo de grava que se considere. como el
mas apropiado para este proceso.
- Mantener una tasa de retorno de fluido que equivalga a no rnenos del
40% de la tasa total de bombeo. Si la pérdida de fluido es demasiado
elevada (por ejemplo, el fluido de acarreo de grava se filtrs: hacia la
formación en lugar de circular hacia fuera del pozo), la velocidad que
-- -- - -- -
lleva el fluido que se dirige hacia fuera de la rejilla resultará insuficiente
para propagar la onda alfa, lo que hace que la onda se detenga. 13to pone
fm al proceso de colocación del empaque con grava.
- La tasa de bombeo aplicada durante la colocación del empaque con grava
debe ser suficiente para crear una velocidad de flujo entre 1 y 1; pies por
segundo en el espacio anular entre el hoyo y la rejilla, con el fin de
erosionar el tope de la duna y propagar la misma hasta el final del
intervalo de completación.
- Mantener la concentración de la grava por debajo de 1 lblgal de fluido de
acarreo.
- Asegurarse que la relación diámetro externo de la tubería de lavado /
diámetro interno de la rejilla oscile entre 0,75 y 0.80. Restringiendo el
espacio anular, obligando al fluido de acarreo a cirt:ular y transportar la
grava por el anular hoyo rejilla, para garantizar 13 propagación de la
duna. La tubería de lavado ancha genera un espacio anular tubería de
lavado 1 rejilla que es limitado. Por otra parte si la relación diámetro
externo de la tubería de lavado / diámetro interno de la rejilla es
demasiado pequeña, la duna de grava se detendrá prematuramc:nte en la
parte superior del intervalo de completación, lo que ocasionará un
"taponamiento prematuro". Si la relación diámetro externo de la tubería
de lavado / diámetro interno de la rejilla es demasiado alta, podría
pegarse la tubería de lavado y las presiones de bombeo podrían aumentar
durante las etapas finales de la colocación de la grava.
CAP~TULO 5 - - Mantener un relación de altura de duna entre 0.7 y 0.8 veces el diámetro
del hoyo.
- Diseñar para un espesor de empaque de 0.75 a 1 .O pulgada enti-e el hoyo
y diámetro externo de la rejillas o tubería ranurada.
5.6.2.2 SELECCIÓN DEL TAMAÑO DE LA GRAVA DE EMPAQUE
Se han publicado diversas técnicas que permiten seleccionar el tamaño de
arena de empaque con grava para controlar la protiucción de arena de
formación. La técnica mas empleada en la actualidad fue desarrollada por
Saucier:
DSograva = 5.5 * D50fomación, . . . . . . .(Ec. 4.4)
Donde:
DSOgrava: Tamaño promedio de la grava de empaque, pm.
El trabajo de Saucier parte de la premisa básica de que el control óptimo de
la arena se logra cuando el tamaño medio de arena del empaque no es más de
seis (6) veces mayor que el tamaño medio de los granos dc: arena de
formación (D50).
5.6.2.3 SELECCIÓN DEL TIPO DE GRAVA DE EMPAQUE
La selección del tipo de grava para realizar el empaque, esta determinado por
dos características primordiales, la profundidad del pozo y la posibilidad de
inyección de vapor.
5.6.2.3.1 EMPAQUES EN POZOS SOMEROS INYECTORES
DE VAPOR
Para pozos empacados en yacimientos someros que serán
estimulados con la inyección de vapor, se recomienda el uso de
gravas sintéticas. Debido a el efecto negativos que presenta el
proceso de inyección de vapor en algunos minerales como (:1 cuarzo y
sílice, comúnmente presentes tanto en el yacimiento como c:n la grava
natural utilizada para empaques. Estudios de laboratorio y campo han
demostrado que la grava natural y arena de formación pueden ser
disueltos rápidamente en la corriente de vapor, el cuarzo y otros
minerales silíceos poseen baja solubilidad a temperatura ambiente,
pero a elevadas temperaturas normalmente alcanzadas durante la
inyección de vapor, estos minerales se degradan con mayor rapidez
especialmente los silíceos que son los que constituyen principalmente
la matriz de la roca. La disolución por efectos del vapor no ocurre
solamente a nivel del yacimiento sino también en el empaque, el cual
se encuentra constituido en su totalidad por granos de cuarzo los
cuales se mantienen inalterables a PH menores de 9.5. La grava
CAPITULO S - sintética presenta una mayor resistencia a las altas temperaturas
generadas durante la inyección de vapor (600°F). Underdown y Das,
evaluaron el comportamiento de diversos tipos de materiales al ser
sometidos a altas temperaturas y variaciones del PH, obser~ando que
las gravas sintéticas presentan una perdida de peso de 3.59ó a un PH
de 11 a 600°F. mucho menor en comparación al obtenido con grava
natural Ottawa de 46.1% de perdida de peso a un PH de 11 y una
temperatura de 540°F.
5.7 COMPLETACIÓN DE LA TUBERÍA DE PRODUCCION
Los pozos SAGD, son completados con sartas dobles de tuberías de producción
dentro de cada pozo horizontal, de las cuales una abarca toda la longitucl del pozo
(sarta larga de producción) y otra alcanza hasta la sección curva del mismo (sarta
corta de recirculación). Respecto a este punto, es necesario hacer una serie de
sensibilidades para determinar el diámetro optimo de las tuberías para garantizar
que los fluidos que se encuentran en el fondo del pozo puedan ser producidos en
superficie por flujo natural, a pesar de las caídas de presión que se originarían en la
sarta larga de producción, que abarca toda la longitud del pozo. Por corisiguiente,
antes de definir los diámetros de los hoyos del pozo, es fundamental haber definido
previamente el diámetro óptimo de la tubería de producción. Por lo tanto, mientras
mayor sea el diámetro de la tubería de la tubería menor serán las caídas de presión.
De aquí la tendencia de que los pozos SAGD sean de diseño robusto.
Igualmente, debe existir suficiente holgura entre la tubería de producción y las
tuberías de revestimiento del pozo, ya que durante la bajada de las sartas dobles de
producción en cada pozo, hay colocarles censores de presión y temperatura. Debido
a esto, la corrida de las sartas de producción instrurnentada debe ser muy cuidadosa,
ya que cualquier mala operación durante la bajada de los mismos, puecien causar
daños irreversibles en los censores, lo cual afectaría el control y monitoreo del
desarrollo del proceso SAGD. Los censores solo son colocados en la sarta larga de
producción.
Por lo general, los sensores incrementan el diámetro externo de la sarta de
producción en aproximadamente 112 pulgada.
5.7.1 SIMULADOR L-SAGD
Para la simulación del diámetro óptimo de la tubería de proclucción se
utilizara el simulador L-SAGD, el cual es un programa que modela el
levantamiento de fluidos en pozos horizontales bajo el niétodo de
producción de drenaje por gravedad asistido con vapor.
El simulador predice los perfiles de presión, temperatura y calidad del vapor
a lo largo de toda la tubería de producción de un pozo productor SAGD,
tanto para levantamiento natural como para levantamiento artificial mediante
inyección con gas (gas 13). El programa fue desarrollado por el Instituto de
Cálculo Aplicado (ICA) de la Facultad de Ingeniería de la Univt:rsidad del
Zulia.
El simulador es una adaptación del modelo propuesto por Roger. F4. Butler,
S. Bharatha y C.-T. Yee en un trabajo publicado en la, bajo el nombre de
"Producción de Pozos SAGD por Levantamiento Natural y Artificial con
gas, en enero del año 2000. El trabajo esta basado en los principios
fundamentales de conservación de masa, cantidad de niovimiento y energía
para flujo multifásico (agua, petróleo y gas) en tuberías.
La simulación se puede realizar con o sin deslizamiento entre la:; Fases de
líquidos y gas. En caso de seleccionarse la simulación con deslizamiento se
pueden escoger entre dos correlaciones de flujo multiElsico: Begs & Brill o
Hagedorn & Brown. El agua en el fondo del pozo puede estar saturada en
cuyo caso se debe introducir la calidad de vapor, o por el contrario se puede
encontrar sub enfriada para el cual se debe introducir dicha temperatura.
5.7.2 SIMULADOR WELLCAT
Esta aplicación permite realizar simulaciones térmicas para los diferentes
escenarios del subsuelo, así como también el análisis de cargas 1, esfuerzos
tomando en cuenta el posible deterioro de las propiedades mecánicas dado
por ese perfil térmico, a continuación una breve descripción de lcis módulos
que integran la aplicación.
Módulo Perforación: esta herramienta provee un análisis térmico transitorio
y de flujos en las operaciones de perforación. Las simulacion~~s incluyen
temperaturas de cementación, fondo del hoyo, circulación del lodo, etc.
Módulo Producción: esta aplicación permite la simulación térmica en
operaciones de producción, tales como: circulación de fluidos, inyc:cción de
líquido y gas, producción de fluido, cierre de pozo, tratamiento con geles
reactivos, forzamiento con cemento, tapones de cemento y operaciones de
levantamiento artificial con gas.
Módulo Revestidores: analiza las cargas en los revestidores, simula el
comportamiento de integridad y pandeo bajo condiciones de carga y
temperaturas complejas. Desde este módulo puede hacer un enlace con los
módulos de Perforación y Producción para analizar casos ya estudiados en
los mismos.
Módulo de Tubería de Trabajo, Producción o Inyección: analiza el
comportamiento de pandeo, movimientos, cargas e integridad del diseño en
la Tubería de trabajo bajo complejas condiciones de carga y tempei-atura.
Módulo Múltiple de Sartas: analiza la configuración de revestido- y tubería
de producción en un solo enfoque. Tomando las simulaciones térmicas desde
los Módulos de Perforación y Producción en conjunto con las concliciones de
cargas en los módulos de Revestidores y Tubería de Trabajo, determina la
presión de expansión de los fluidos atrapados en los espacio:; anulares,
también como el movimiento del cabezal del pozo y cada sm.a sujeta a
cambios de cargas (Térmicas, Presión y cargas aplicadas).
Para esta condición de estudio; los módulos a emplear están en
correspondencia con: Producción y Tubería de Trabajo; esperando conocer
con los mismos los perfiles de temperatura y cargas generadas en pozos con
inyección de vapor en pozos horizontales del área de Tierra Este Pesado y
Lagunillas Lago.
5.8 INSTRUMENTACI~N DE LA COMPLETACION
A fin de monitorear y controlar la evolución del proceso SAGD, se utiliza11 sensores
de presión y temperatura en diferentes puntos de la tubería cle producción. En la
figura No 54, se presenta un diseño de pozos instrumentados para pozos S 4GD.
5.8.1 PREMISAS PARA EL DISEÑO
La selección e instalación del sistema de sensores permanentes a lo largo de
la tubería de producción, debe ser tratado como un caso particular, a fin de
garantizar la máxima funcionalidad y el cumplimiento tie los requerimientos.
Para ello, es necesario considerar las condiciones del proceso.
Se deben establecer las características principales del proceso que se
requiere registrar y10 controlar, haciendo énfasis en aque los datos
requeridos para especificar y dimensionar la solución. Esto puede incluir
información acerca de: el yacimiento, rangos máximos y mínimos de
temperatura y presión de fondo esperadas, condiciones de superficie,
características de los fluidos a producir 1 inyectar, características de los
fluidos de perforación y del cemento, servicios disponibles, nétodo de
producción, etc.
Según esto, las condiciones del proceso SAGD, determinaran cada uno de
los parámetros para el diseño del pozo y por ende definición de las premisas
de diseño para sistema de censores permanentes, entre las cuales
encontramos lo siguiente:
- ESPECIFICACIONES DEL POZO
De acuerdo con el propósito que se persigue a1canza.r con el pozo, ya sea
el inyector o el productor.
- ESPECIFICACIONES DE LA COMPLETACI~N
El tipo de completación está relacionado con el propósito del pozo y con
el método de producción seleccionado para las condiciones y el estado de
vida del yacimiento. Una vez determinado el diámetro de la tubería de
completación, se debe considerar en el diseño de pozos nuevos, todos
los accesorios que disminuirán el espacio anular por el alqjamiento
como: protectores, conexiones de la tubería, líneas eléctricas, líneas
hidráulicas, empacaduras, porta censores.
- FLUIDOS DE TRABAJO
La apropiada selección del tipo y composición del fluido de
completación es vital para garantizar una adecuada instalación y
funcionamiento de los censores de fondo, ya que los fluiclos pueden
producir daños al cable y al propio censor, lo cual impediría obtener las
lecturas correctas de las variables medidas.
5.8.2 PROCEDIMIENTO DE INSTALACION
En la instalación de sistemas de censores, es necesario disponer de
información clave para garantizar el éxito de la operación:
- CANTIDAD DE TUBERÍA
Disponer del inventario de tubos disponibles para la completación del
pozo, que deben ser medidos, identificados y ordenados por el equipo de
trabajo para determinar en que tubo sé ubicaran los sensores.
- PROFUNDIDAD DE CADA SENSOR
La profundidad de diseño permitirá calcular la cantidad de cable y
accesorios requeridos para la instrumentación del pozo.
- PESO Y PROPIEDADES DEL FLUIDO DE COMPLETP,CION
Las propiedades y características del fluido de completacióri del pozo
son analizadas para determinar el impacto que tendrán en el sistema de
sensores. Se debe especificar con la debida anticipación las
características de los fluidos, con el fin de garantizar la inkgridad del
sistema.
A continuación se describen rasgos generales de los procedimientos de
instalación de sensores permanentes de fondo para pozos productores e
inyectores:
1. Revisar la corrida de la completación para kerificar la
profundidad de instalación del sensor de foiido.
2. Revisar la existencia en sitio de cada uno de los elementos y
accesorios (flejes, protectores, colgador, cabezal, etc.)
involucrado en la operación, además de verificar el tipo y
características de los mismos.
3. Revisar la integridad de los equipos (sensores / cable) antes de su
instalación y traslado a la planchada.
4. Instalar el mandril del sensor en la tubería de producción para dar
inicio proceso de completación.
5. Posicionar el cable de tal manera que en ningún mornento sufia
corte por cuña. Se debe fijar un protector en la primera conexión
directamente arriba del sensor para luego comenzar a bajar la
completación.
6. Correr el cable con tensión, durante toda la coml)letación y
colocar los accesorios requeridos.
7. Debido a que el sensor lleva un cable de transmisiCln desde el
fondo hasta superficie, no es conveniente someter la tubería de
producción a rotación, ya que esto podría causar daño en el cable
con la consecuente pérdida de la señal del sensor.
8. Durante la instalación de sensores en la tubería de producción, se
deben instalar dos flejes de acero inoxidable en cada tubo y un
protector de cuello que puede estar coloca~lo en cada conexión o
espaciado hasta 500 pies. En los pozos horizontalcs se debe
colocar un protector de cuello en cada tubo, en la sección
desviada. Los flejes que se utilizan son bandas de acero
inoxidable, cuyo tamaño puede variar de acuerdo al tipo de
aplicación.
9. Cuando se instalan los sensores en la tubería de producción, en
pozos horizontales, es recomendable utilizar centralizadores, para
evitar que durante la bajada de la tubería en la secció? desviada,
el cable de transmisión sufia algún daño por roce o fricción
contra el revestidor, ya que la tubería siempre se apoya sobre la
sección más ba-ja del pozo.
10. Efectuar mediciones continuas de presión y temperatura durante
la completación, además de variables que garanticen la integridad
del sistema.
11. Pasar el cable por el colgador de la tubería para salir por cabezal.
(Sección Brida / Bonete).
12. Adquisición de datos de fondo después de elaborado el
dispositivo de salida de cable, para garantiza- correcto
funcionamiento de la herramienta de fondo.
Figura No 54. Diseño de Pozo Instrumentadcn SAGD
5.9 DISENO DEL CABEZAL DEL POZO
El cabezal de un pozo a ser explotado bajo tecnología SAGD, debe sor diseñado
para condiciones de alta temperatura (roscado térmico) y para concliciones de
trabajo mayores a las presiones máxima de operación. Debido a la completación de
sarta doble de este tipo de pozos, se debe tener un arreglo para un colgador de doble
orificio, a fin de colgar tanto la tubería larga como la corta desde la swerficie del
pozo. Así mismo, debe contar con orificios de salida para los sensor,es, con un
ángulo aproximado de 45", de forma de preservar la integridad de los mi:;mos. En la
figura No 55, se presenta una vista superior de un cabezal con un colgador doble.
Figura No 55. Colgador Dual
5.10 CONSIDERACIONES GEOMECANICAS
Uno de los aspectos más importantes para el éxito de un proyecto SAGD, es el de
perforar los pozos con un mínimo de problemas tanto para el control de la dirección
como lo relacionado a la estabilidad del hoyo. De allí que uno de las fases de
planificación más importantes para el éxito de la perforación sea la de establecer la
ventana operacional de pesos de lodos a ser utilizados durante la construi:ción de un
pozo. Esta ventana operacional establece los pesos de lodo mínimos (colapso
inferior) y máximos (fractura) a ser utilizados para la perforación de las secciones
inclinada (construcción) y horizontal de un pozo.
El análisis de estabilidad se efectúa mediante la adquisición a nivel de canpo de dos
conjuntos de parámetros básicos, la resistencia mecánica de la roca y la estimación
de campo de esfuerzos. En general, el primero de este conjunto de pai-ámetros se
expresa mediante un conjunto de variables conocidas como resistencia a la
compresión uniaxial (UCS o Co), ángulo de falla (q) y las constantc:~ elásticas
(módulo de Young E, coeficiente de Poisson v, y módulo de corte, K). El segundo
conjunto de parámetros está constituido por los parámetros de esfuerzo vertical
(Sv), esfuerzo horizontal máximo (SH), esfuerzo horizontal mínimo, (SKI, dirección
de uno de los esfuerzos horizontales y presión de poro (Po), los cuales parámetros
en su conjunto definen el llamado régimen de esfuerzos de un yacimiento.
En general se sabe que, en regímenes de esfuerzos normales donde Sv > Ski > Sh, la
perforación exitosa de pozos horizontales requiere de pesos de Iodos s~periores a
los empleados durante la perforación de pozos verticales. Esto se debe
fundamentalmente a que en tal régimen, un pozo horizontal experimenta toda la
sobrecarga de los sedimentos suprayacentes y por lo tanto, requiere de un mayor
peso de lodo o presión a fin de sostener las paredes del hoyo durante la perforación.
El análisis de estabilidad consiste en determinar los pesos de lodos necesarios para
sostener las paredes de un hoyo en función de la profundidad y la traq.ectoria del
pozo. Igualmente, conocidos los parámetros geomecánicos del área, es importante
conocer la separación vertical mínima que deben tener los pozos entre si (productor
e inyector), para no afectar la integridad de los mismos, por efecto de 12. alteración
de los esfuerzos originales de la formación durante la perforación.
Así mismo es importante determinar la orientación o dirección optima d(: los pozos
y como es su influencia en el diseño del peso del lodo de perforación. 13n general,
para formaciones bajo un campo de esfuerzos normal (o sea, que el esfuei.zo vertical
es el máximo esfuerzo) lo recomendable es orientar la dirección de los pozos
CAP~TULO 5
Iiorizontales, paralelo a la dirección de los esfuerzos mínimos. Sin embargo, no
existirá diferencia en perforar los pozos horizontales, en cuanto a la estabilidad de
hoyo, si ambos esfuerzos horizontales (máximos y mínimos) son iguales, aunque
esto es dificil que ocurra en la naturaleza. A pesar de esto, si la diferencia en entre
dichos esfuerzos es muy pequeña se pueden hacer sensibilidades para dererminar en
cuanto afectaría en una u otra dirección, la orientación de los pozos para el diseño
del peso del lodo de perforación.
5.10.1 SIMULADOR BSTAB MODEL
Este simulador fue desarrollado en 1994, por la compañía Maurer
Engineering Inc, y permite modelar la estabilidad del hoyo, exclusivamente
en pozos inclinados y horizontales, basado en valores geomecánicos de la
formación.
El simulador tiene como opciones realizar los cálculos bajo los (criterios de
falla por colapso de Mohr Coulomb y de Drucker -- Prager. El programa
permite graficar el rango del peso del lodo de acuerdo al ángulo del pozo
para que el hoyo no colapse, asi como la distribución de lo:; esfuerzos
alrededor del niismo. Los métodos de cálculo del programa, son mediante el
método elastoplastico (método de elemento finito), el método elástico lineal
y mediante esfuerzos dependientes de los módulos elásticos.
5.1 1 CONSIDERACIONES PARA LA CEMENTACION
La lechada para la cementación del revestidor intermedio en pozos SAGD, debe se
especialmente diseñada para evitar fallas relacionadas con el aislamiento zona1 del
sistema formación / cemento / revestidor, por lo que dicho fluido debe presentar
entre sus principales características compatibilidad con el lodo de perforación,
capacidad para soportar los cambios drásticos en la resistencia a la compresión por
efecto de los choques térmicos (altas temperaturas) ocasionados por la in:rrección del
vapor y resistencia a la retrogresión del cemento. Por consiguiente, dicha zona debe
ser cementada hasta la superficie para crear un sello completo a los largo del anular
del pozo.
Estas consideraciones son necesarias tomarlas en cuanta, ya que en caso contrario el
cemento puede fallar entre otras cosas por el efecto de las altas temperaturas del
proceso de inyección de vapor, en la matriz del cemento. Por otro lado, los
problemas de incompatibilidad entre el lodo de perforación y la lechada del cemento
inducen problemas de canalización y formación de rnicros anillos, los cuales van en
detrimento del sello anular.
Así mismo, la lechada de cementación para pozos sometidos a inyecció.1 de vapor,
debe de disponer de materiales cementantes capaces de resistir temperaturas
superiores a los 200°C (400°F). Adicionalmente, en muchos casos se requiere que
estas lechadas tengan baja densidad para cubrir zonas no consolidada:, con ba-jos
gradientes de fracturas y alta permeabilidad.
En resumen, la calidad del cemento localizado en el espacio anular entre el
revestidor y la formación, afecta el proceso de recuperación del crudo, dentro de lo
cual podemos resaltar las principales causas de fallas de cemen1.o:
- Canalización debido a incompatibilidad del cemento con el fluido de
perforación.
- Micros anillos alrededor del revestidor debido al encoginiiento del
cemento durante el fraguado.
- Inestabilidad del cemento al choque térmico, lo cual produce perdida de
adherencia y comunicación de zonas.
Todos estos problemas afectan el proceso de inyección de vapor, dismiriuyendo la
transferencia de calor hacia el yacimiento y permitiendo la perdida de calor hacia
zonas de baja presión.
5.11.1 DISENO DE LA LECHADA PARA POZOS TERMICOS
Lo deseable es diseñar lechadas que desarrollen alta resistc:ncia a la
compresión a bajas densidades, baja permeabilidad y estabilidad térmica
frente a altas temperaturas.
El cemento debe ser estabilizado para preservar su adecuada resistencia y
baja permeabilidad durante los cambios cristalinos que comienzari a ocurrir a
temperaturas por encima de los 110°C (230°F). Otro factor. que debe
considerarse es la debilidad de las formaciones no corisolidadas, -?ara lo cual
se recomienda el uso de harina de sílice en cantidades que oscilan entre un
-- -
35 - 40% adicional al peso del cemento, como una medida para estabilizar la
resistencia a la compresión.
La incorporación al cemento de harina de sílice previene la forniación del
alfa silicato dicálcico hidratado (a-C2SH), asociado a la baja resistencia a la
compresión y alta permeabilidad, lo cual conduce a la degradacitin térmica
del cemento a temperaturas que exceden los 110°C (230°F). La cantidad de
sílice agregada determina una relación calcio / sílice de 0.8, lo cual
corresponde con la proporción necesaria para la formación prefi:rencial de
las fases Tobermorita (C6S6HS) y Xonotlita (C6S6H), las cuales le infieren al
cemento buenas propiedades tanto mecánicas como de adherencia. De esta
forma se puede obtener una buena adherencia del cemento tanto a la
formación como al revestidor, prestando especial atención a la preparación y
colocación de las lechadas, a fin de garantizar la producción de
hidrocarburos de manera eficiente.
5.12 CONSIDERACIONES GENERALES DE DISENO PARA POZOS
HORIZONTALES
A continuación se detallan una serie de consideraciones que son requeridas en
general para la construcción de pozos horizontales y que por consiguiente aplican
para el diseño y construcción de la pareja de pozos SAGD.
5.12.1 DISEÑO DE REVESTIDORES
Actualmente, el revestidor intermedio en los pozos horizontale:; de radio
medio (que son por lo general, el tipo de pozos horizontales en los cuales se
clasificaría a los construidos en formaciones someras), es asentado al final
de la sección de construcción del pozo, lo cual ha sido posible por el
desarrollo progresivo de nuevas tecnologías de Iodos de perforacicín que han
permitido mantener inhibir las zona lutiticas inestables en la sección de
incremento de ángulo. Sin embargo la profundidad de asc:ntamiento
dependerá de las formaciones que son penetradas asi como de los problemas
esperados en el hoyo.
El revestimiento de la sección de construcción se realizara por dos
consideraciones básicas:
- Para proporcionar la integridad a dicho hoyo debido a la presencia de
zonas lutitas inestables encima del yacimiento.
- Reducir los riesgos potenciales de pega por tubería, durante la
perforación de la sección horizontal, y mas aun, si se requiere
perforar dicha sección deslizando el ensamblaje de fondo y la sarta
de perforación en general.
El revestidor puede ser asentado, ya sea el tope de la forniación o en
el punto de entrada del yacimiento.
Para pozos SAGD, lo mas recomendable es asentar el revestidor
dentro de la formación (punto de entrada), una vez que el pozo este
alineado tanto en dirección como en inclinación, y asi facilitar la
navegación en la sección horizontal, evitando tener que construir
ángulo dentro de la formación objetivo.
Respecto al punto de asentamiento del obturador del forro ranurado o
rejilla, por lo general se realiza a una profiindidad en donde la
inclinación del pozo oscile los 70".
5.12.1.2 SIMULADOR STRESS CHECK
Este programa permite diseñar la arquitectura mecánica del pozo, de
acuerdo a los diferentes casos de carga a que es sometida la tubería
de revestimiento del pozo. Los casos de cargas a 10:: que son
expuestos los revestidores son colapso, estallido y teiisión. Los
revestidores deben ser diseñados para resistir dichas cargas tanto
durante las fases planas de perforación del pozí) como durante la fase
de producción del mismo.
5.12.2 DISEÑO DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
El diseño del fluido de perforación en la construcción de un pozc horizontal
juega un papel fundamental para el éxito de su ejecución.
Los aspectos más críticos que deben considerarse en la sección de
construcción son el control del pozo, la estabilidad del hoyo y la limpieza del
mismo. Asi mismo, en la sección horizontal la reducción al (daño de la
formación, es el aspecto de mayor prioridad.
En general, las características principales que deben prevaleclzr para el
diseño de fluidos de perforación en pozos horizontales son la esta.ilidad del
hoyo, lubricidad, control del filtrado, daño a la formación y la lirnpieza del
hoyo.
En la mayoría de los casos existentes de perforación horizontal en
formaciones de arenas no consolidadas, se utilizaii sistemas de lodos
poliméricos en la sección de construcción y Iodos sa.linos para la sección
horizontal.
Los sistemas poliméricos proporcionan básicamente propiedades de
inhibición y lubricidad, mientras que los sistemas salinos ofrecen entre su
principal ventaja un daño muy bajo a la formación.
5.12.3 HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN
Tanto en los pozos inclinados como horizontales la hidráulica de perforación
juega un papel determinante para garantizar la limpieza de la mec.ha y sobre
todo garantizar el buen acarreo de los ripios de perforación a través del
anular hasta la superficie, ya que este ultimo aspecto es mas critico bajo la
geometría de estos pozos que en los verticales.
Cuando los pozos alcanzan inclinaciones por encima a los 45" tanto los
ripios de perforación como los sólidos del lodo tienden a acumularse en la
parte baja del anular del hoyo, especialmente en condiciones estáticas de
flujo. Esta acumulaciones crean camadas de sólidos y ripios, los cuales a su
vez ocasionan problemas operacionales en el fondo del hoyo durante la
perforación. Dichos problemas son básicamente altos valores de torque y
arrastre especialmente en los viajes de tubería sin rotación o sin circulación.
Igualmente, es latente el riesgo de un atascamiento de tubería por empaque o
pega mecánica.
Por consiguiente, a medida que se incrementa el ángulo de incl nación del
pozo, asi mismo se incrementa la concentración de ripios y sólido:; en el lado
bajo del hoyo, lo cual es mucho mas acentuado en pozo horizortales. Bajo
estas condiciones, se recomienda que para ángulos de inclinación menores a
45" se diseñe una hidráulica de perforación bajo un régimen de flujo laminar,
ba-jo las cuales se produce una mejor limpieza del hoyo. Asi rismo, para
ángulos superiores a 55 O el régimen de flujo turbulento ofrece una mayor
limpieza en el hoyo que bajo un régimen laminar, aunque bajo ambas
condiciones se puede operar. Para pozo entre 45 a 55 de inclinación ambos
regímenes de flujo presentan comportamientos parecidos de limpieza en el
hoyo, por lo cual se puede utilizar cualquiera de los dos.
Bajo ambos criterios, es recomendable incrementar la velocidad anular hasta
donde sea permisible, ya que igualmente esto contribuye a la limpieza del
hoyo, para cada uno de los regímenes dentro de sus respectivos rangos de
inclinación. Esto se puede lograr aumentando el diárnetro de la tubería de
perforación.
Para el caso del flujo laminar, es recomendable mantener el puiito cedente
del lodo de perforación lo mas alto posible, para ayudar a la limpieza del
hoyo.
Respecto al régimen de flujo turbulento, es deseable que el lodo de
perforación presente baja viscosidad ya que inducen turbulencia al flujo. Asi
mismo, el aumento la densidad del lodo sin variar sus otras pnpiedades
reologicas contribuye a la limpieza del hoyo, asi como a mantener su
estabilidad. Por encima de 45" de inclinación el incremento de las
propiedades reologicas no contribuye a la limpieza del hoyo.
Cualquier indicio de baja eficiencia en la limpieza del hoyo debe ser
remediado incrementando la tasa de flujo, en lugar de realizar carribios en la
reología del lodo o variar el régimen del flujo.
Para proporcionar una tasa de flujo óptima que garantice la lir~pieza del
hoyo y de la mecha, se debe seleccionar el diámetro de los chorros o
boquillas, para óptimas condiciones hidráulicas. Para esto se debe 1 tomar en
cuenta dos consideraciones:
- Verificar la caída de presión que ocasiona del motor de fondo.
- Para formaciones no consolidadas, se deben seleccionar diimetros de
boquillas que minimicen la erosión del hoyo. Es recomeridable, que
la velocidad de salida de las boquillas no exceda los 300 piels.
5.12.4 MECHA DE PERFORACIÓN
En la perforación direccional con sartas de perforación con motor de fondo,
lo mas recomendable es la utilización de mechas tricónicas tanto para la
sección de construcción, como para la horizontal, ya que ofrucen mejor
control y manejo operacional de la sarta de perforación. El hecho cie utilizar
mechas policristalinas (PDC) en combinación con motores de fondo para
alto torque y bajas revoluciones, ocasionan problemas para orientar y
controlar el motor, debido al torque reactivo resultante y a la mayor
agresividad de corte de este tipo de mechas. Igualmente, puede restringir la
tasa de penetración de la mecha por la relación torque 1 peso, pudiendo
detener la rotación sistema rotor - estator del motor de fondo.
Adicionalmente, y aunque en la actualidad existen diseños especiales de
mechas PDC para operar con motores de fondo, por experiencia de campo,
lo mas recomendable es utilizar mechas tricónicas.
5.12.4.1 DISENO DE LA MECHA
En general, para operaciones direccionales las ~~rincipales
características que debe presentar la mechas tricónicas son:
Sello en los cojinetes.
Protección en el calibre.
Preferiblemente, de insertos de carburo de t mgsteno.
Calibre corto.
5.12.5 ENSAMBLAJE DE FONDO Y SARTA DE FERFORACION
Una de las diferencias mas notables entre la perforaci0n vertical
convencional y la direccional 1 horizontal, es la configuración de la sarta de
perforación. En los pozos verticales se utiliza normalmente un ensamblaje de
fondo compuesto por la mecha, barras de perforación (DC'S;', Tubería
pesada (HWDP) y tubería de perforación (DP) hasta la superficie. Así
mismo, el tamaño y número de las barras y la tubería pesada de~enden del
diámetro del hoyo y del peso requerido sobre la mecha, teniendo como
criterio de diseño el mantener el punto neutro de la sarta de perforación en
las barras o en la tubería pesada. Este método es completamente jmpractico
para pozos direccionales y horizontales, ya que a medida que se iicrementa
la inclinación del hoyo los componentes de mayor peso no contribuyen al
suministrar el peso sobre la mecha utilizable, básicamente por su mayor
rigidez, lo cual incrementa significativamente el torque y arrastre dentro del
pozo.
En líneas generales, las barras de perforación están limitadas a pozo de bajo
ángulo con tasas de construcción menores a 5"/100', teniendo en cuenta que
se deben utilizar el menor numero posibles, requeridos para el control
direccional.
En pozos horizontales, lo convencional es utilizar en la sección de
construcción tubería pesada, tubería de perforación o una combinación de
ambos hasta el punto del desvió del pozo. El objetivo de esto es inhibir el
pandeo de la tubería y reducir lo mas posible el efecto de arrastre. El
ensamblaje de fondo estaria complementado con la mecha, el motor de
fondo y la herramienta de sensor direccional (M'IVD). En la sección
horizontal, se utiliza tubería de perforación y es complementado con tubería
pesada en la sección curva hasta alcanzar el punto de inicio del desvió.
5.13 EVALUACION ECONOMICA
Al igual, que cualquier proyecto de inversión, es necesario realizar una evaluación
económica del proyecto a ejecutar con el objeto de determinar la tasa interna de
retorno de la inversión y por consiguiente su rentabilidad.
La evaluación económica se realizara comparando los resultados entre uri proyecto
con un par de pozos horizontales bajo la tecnología SAGD y un pozo horizontal
producido por inyección alternada de vapor. Para el cálculo del prorióstico de
producción de petróleo asociada a la evaluación económica para cada caso, se
utilizaran dos simuladores. La evaluación económica será realizada mediante una
hoja de cálculo bajo el programa Excel.
5.15.1 SIMULADOR ANALÍTICO SAGD
Es un programa matemático que permite predecir la producción de Petróleo
en pozos que son explotados bajo esta técnica de recuperación secundaria,
con la finalidad de diagnosticar su comportamiento, y determinar
anticipadamente la factibilidad de aplicación de éste proceso. Por
consiguiente, el programa calcula el potencial de producción de petróleo en
yacimientos donde éste proceso pueda llevarse a cabo, permitiendo de esta
manera seleccionar las áreas más prospectivas para su aplicación.
5.15.2 SIMULADOR PARA INYECCIÓN ALTERNADA DI': VAPOR
EN POZOS HORIZONTALES
Es un programa matemático que permite pronosticar la producción en pozos
horizontales que estén sometidos a Inyección Alternada de Vapor, y a su
vez, permita pronosticar áreas prospectivas, de tal forma que oriente sobre la
aplicabilidad de este método de producción en diversas las áreas.
CAI'ITULO 6 -
DISEÑO Y RESULTADO DE LAS SIMUL,ICIONES
6. INTRODUCCION
A continuación se presentaran los resultados de las simulaciones realizadas para respaldar
los diseños propuestos para la perforación y completación de los pozos horizont~.les SAGD,
tanto para el área de Tía Juana Tierra como para el campo Lagunillas Lago. Lo:. resultados
de las simulaciones serán primeramente analizados, para posteriormente presentar el
programa general de los pozos.
6.1 SIMULACIONES GEOMECÁNICAS
6.1.1 CAMBIOS DE ESFUERZOS ENTRE LOS HOlYOS
El siguiente análisis fue realizado únicamente para el campo Tía
Juana Tierra, ya que no se disponía de datos geomecánicos para el
campo Lagunillas Lago. Para la realización de la sirrulación, se
calcularon los esfuerzos horizontales máximos y mínimos, basados
en el gradiente de sobrecarga para el campo Tía J ~ a n a , y fue
complementado con datos de un estudio geomecánicos realizado en
el bloque C-7, el cual se encuentra a unos 3 Km, respecto al área de
interés.
El objeto de la simulación fue determinar hasta que punto 9 magnitud,
los esfuerzos que se originan durante la perforación (le un pozo
inyector, afectaría la integridad de un pozo productor durante su
construcción, de forma de determinar la tolerancia de separación
vertical mínima requerida entre ellos.
El resultado obtenido, presenta que el esfuerzo radial y el cortante, se
estabilizan a una distancia aproximada de 10 veces el radio de un hoyo
perforado, es decir que los esfuerzos no se alteran en cualquier punto
ubicado a una separación superior a la mencionada por encima de la
cara del hoyo. Si tomamos en cuenta que son dos pozos ~orizontales
alineados y paralelos, esto implica que la distancia con 1;i cual no se
esperaría alteración del campo de esfuerzos, seria c ~ a n d o estén
separados 20 veces el radio del hoyo. Basados en esta distancia, se
garantiza que los cambios de esfuerzos que se originarían durante la
perforación del pozo inyector, no afecten In integridatd del pozo
productor. Ver Tabla No 9.
Tabla No 9. Separación Vertical Mínima
La simulación fue realizada para un campo normal dz esfuerzos
(sv>S~>Sh), y por tratarse de datos obtenidos en un estudio realizado
en un área vecino a la zona de interés, se asumió como condición la
isotropía a nivel de los esfuerzos; ya que al tratarse de áreas muy
someras, estas presentan muy bajas variaciones en cuanto a la
magnitud de los esfuerzos horizontales. El calculo fue realizado bajo el
criterio de falla de Morh - Coulomb, mediante el método de calculo
elastoplástico lineal (elemento finito).
A continuación se presentan los parámetros utilizados para los datos
geomecánicos utilizados así como los resultados obtenidos.
Curr~
All Azimi
C:\BSTAR\DalaName.bsi Page 2 o1 3
ent Model : Elastoplastic Model
ythal Anale M e w n d East of North
í Hole Geornstry --
Vertical Deplh (11)
Incl. Angle (deg.]
1 Ainulhal Angle [d
r Aock Properties - / Poissonf Ratio :
1 Pore Prcssute (ps
1 Bioi's Poroelastic
- Tensile Failure P.
Tensile Slrenglh (
- - -
il
Parameter
-- In-Situ Stresses -- --- - ---
Vertical Stress (psi)
Mínimum Horizonlal Stress [psil
11 1 Azimuthal Angle o1 Max.Hoiiz. Ctiess
1 Not Applied 4 I
Figura No 56. Datos Geomecánicos Utilizados (1)
: Elasto
losure : (p
I Model iplastic Model - Calculation Type - . -- - - --
(r Stability 3iehole Pra si)
C Stable Range Disk Name for Temporary Data (C--2) .. ~ - ~ - -- ~- .- .- ~- -- ~
parameter+ of Elartoplas,ic Model .. . . - - - . - - - . - - -
Figura No 57. Datos Geomecánicos Utilizados (2)
Limited Plastic Strain :
Elastic Modulus (
1000
800
600 Pressure -
(P si> 400
200
0 - 1.05 2.99 4.93 6.87 8.80
0.01
27000
Figura No 58. Distribución de los Esfuerzos en la Cara del Hoyo
- - - . - -. - . - - - - - . -~ ~ ~ ~-
I><irrimr?tr-rs of I , 1 : = , 3 , 1 r e Drpencii-.nt rlri--.tic M i > d i ~ l i ~ r ; M o d c l
Modulus-Stress Relalion - --
C 1 C 2 E-E0 ' (1 +A ' P31-B -- E=E1 -(El -EO]'exp(-D'p3Ip-
EO (PS~I m: 1:; ::;; pot ~ p p l i e d 31 A 11 /psi) Plot Applied B Not A lied D (l/psi] Not Applied
Figura No 59. Tolerancia Mínima Entre los Pozos Horizontales
6.1.2 INFLUENCIA EN LA ORIENTACIÓN DEL P02,O
Se realizo una simulación para determinar la influencia de la orientación
del pozo respecto a la dirección de los esfuerzos horizontales (máximos
y mínimos), en la estabilidad del hoyo durante la perforación. El
resultado obtenido demuestra que el pozo es mas estable cuando es
perforado en dirección del esfuerzo horizontal míriimo, ya q~ e requeriría
una densidad del lodo de perforación de 9.9 lpg, para evitar el colapso
del hoyo en la sección horizontal. Si por el contrario, el pozo es
orientado en dirección del máximo esfuerzo horiz,ontal se requeriría una
densidad de lodo de 10.46 lpg. Sin embargo, y a pesar de que es una
practica recomendada el orientar los pozos en una dirección cercana o
igual al esfuerzo horizontal mínimo, para el caso de formaciones
someras de arenas no consolidadas, este factor no es lirnitativo, siempre
y cuando (como es este caso) la diferencia entre lo:; esfuerzos
horizontales sea lo suficientemente baja que permita operar dentro de
rangos de densidades de fluidos de perforación comunes, para el área
prospectiva.
El calculo fue realizado bajo el criterio de falla de Morh - Coulomb y el
método elástico lineal con revoque perfecto. En las siguiente:; graficas se
presentan los datos utilizados y los resultados obtenidos.
I Current Model : Linear-Elastic With Perfect Mud Cake
I A l l Azirnuthal A n q l e Measu red E a s t of North
Hole Geometry - -
Vertical Depth [ít]
Incl. Angle [deg.) From :
To :
Azimuthal Angle [deg.)
Rock Properties -
Poisson's Ratia :
Pore Pressure [psi]
~ In-Situ Stresses - - - --
E[ 1 Vertical Stress [psi)
Maximum Horizontal Stress [psi]
Minimum Horizontal Stress fpsi]
r-1 Azimuthal Angle of Max.Ho*iz. Stress !-- . - --
- ~ -~ .--p.- --a- ~ -----
0.43
250
7 1
Biot's Poroelastic Parametw :
Tensile Failure Paran
Tensile Strength [psi]
ieter -
l
-7 r Comptessive Failure Paiameters - -- y-, I
Cohesive Strength [psi]
Frictional Angle [deg.] 2 8
Figura No 60. Simulación en Dirección de Sh
Figura No 61. Ventana Operacional en Dirección de Sli
Current Model : Linear-Elactic With Perfect Mud r -b- 1 All Azimut
- Hole Geometry --
Vertical Depth [ft]
Incl. Angle [deg.)
Azimuthal Angle [deg.]
- Rock Properties
ha1 Angle Measured East of Nort -
Azimuthi IL
In-Situ Stresses -- - --
pE- 1 Vertical Stress [psi]
Maximum Horizontal SIres:: [psi]
Minimum Horizontal Strest [psi]
pq 56 a l Angle of Max.Hariz. Stress
- . PP. - -
1 1 1
Biot's Poroelastic Parameter : 1 no< Applied
r Tensile Failure Parameter -- 7 r Compressive Failure Piiramelers -
Cohesive Strength [psil Tensile Strenglh [psi]
Frictional Angle [deg.]
Figura No 62. Simulación en Dirección de SH
Figura No 63. Ventana Operacional en Dirección de S13
6.2 SIMULACION DE LAS TRAYECTORIAS DE LOS POZO!$
6.2.1 CAMPO TIA JUANA TIERRA
El diseño de la trayectoria obtenido para los pozos horizontales fue
realizado con el método de calculo de mínima curvatura ya que es el
modelo matemático mas sencillo y mayormente utilizado.
El perfil de los pozos es de tres dimensiones, ya que presentan un
giro (cambio de dirección) desde el punto de superficie para poder
alinear los pozos con la dirección resultante del punto de zntrada y de
fondo, y por consiguiente suavizar el perfil resultante. L;i trayectoria
de las dos parejas de pozos horizontales fue diseñado con una tasa de
construcción que no supera los 12"/100 pies, y fueron orientados en
dirección casi paralela a los esfuerzos horizontales mínimos.
CAPÍI'ULO 6
Adicionalmente dicha dirección coincidía con el rurnbo de los
estratos, lo cual permitió que la sección horizontal no buzara ni hacia
arriba ni hacia abajo. La separación vertical de los pozos esta
planificada con 5 metros (16.4 pies) de separación, desde el punto de
entrada hasta la profundidad final de los pozos. En aml~os casos la
sección horizontal no supera los 500 metros de longitud.
A continuación se presentan los diferentes planes direccionales
obtenida para cada pareja de pozos, así como su respectivns gráficos:
Figura No 64. Plan Direccional Loc: ULON - 1 (Productor) / Par # 1
II[D irid Aiil RD +ki'S +El\\! DIS 1 Fm ITO Tu$ tr di? dtg i~ it ft dtgi100fi iqilll0íi dig/lM)fi llq O0 [i,IiS [iN 6 0 -89,9 .N,9 0,Oll 0,OO O,00 ii,01)
#0,0 OJO l,N 4 0 0 ,196 .8ilj O,liU 0,OO 0,00 964 81i7,l 36,3! ?8fd /$A,/ 8 3 .40j 10,li 10,17 0110
807J 3SJ2 2'ijU 783j 8 4 445 OJO OJO OJO 1613,5 8?,N l(iP$l 12flOJ 5218 .34?,3 l0jO 5,55 .lO,li -?$,a5 P.El.lT. 8iOQ H,ci4i 1$E,!i5 1260 l1!0,3 .1443,4 OJO Ojo OJO o,!!1) P.FIII
Figura No 65. Plan Direccional Loc: ULON - 2 (Inyector) / l'ar # 1
QArJC1iQQ -2- -2. u- zE -* -..-...-.-.-
c.-. o-. .-.-. c. .
Figura No 69. Perfil Direccional Loc: ULNS - 2 13 Par SAGD # 2
248-
496-
S
6.2.2 CAMPO LAGUNILLAS LAGO
Al igual que el caso anterior, la trayectoria de los pozos horizontales
fue diseñada con una tasa de construcción menor de 12'/100 pies, y
una separación vertical de 5 metros. Así mismo, la secciCn horizontal
resultante fue de 1000 pies (305 m), lo cual no supera los 1640 pies
(500 m) de longitud limite recomendada. En las graficas se presentan
1 9 2 ~
- 1 x.o.p(@ son- 1
los resultados obtenidos con sus respectivos gráficos.
S 8 744- 9
W~sr(-)/E'lsI(+) fl/ \
8 .- 992- 2
S ~ S T . VERTIGII. 5 M 7 c: \
123F \- .............. .......................................... a.... ......................................................................................................................................... .............
1487-
m m
l I I l 1 l I I O 248 496 744 992 1239 1487 1735 1983
Vertical Secfion af 114,53" /fl/
- - -
Figura No 70. Plan Direccional Loc: LL - 3541 (Productor) Par # 1
Figura No 71. Plan Direccional Loc: LL - 3535 (Inyector) I'ar # 1
MD lncl Atim TVD +N4 W ídesi ldd m ni, : .. .. 1 > . 1 1 . . . ,. [,! 1 , 1 ( 1
1 , a * - - .- ..., .; :: 1 t!!,l ::?1:,4 1 .'3? 1 [Cm! 1 ] ;l.: ' 2 ' ' . , 1 11; v:::
.L, .,:
4ic:l , "E^': 1 9 . J . . . 1 . 1 [ 1
MD , lncl Ift) i (de!)
1.9-3.0 1 0.E 2.13.5 ! 26,; 32V,5 : 9 i j - --
1 . ~ 3 7 . 0 91,i
Figura No 72. Plan Direccional Loc: LL - 3542 (Productor) Par # 2
Azh (de!) 00 3199 8 2 37.8
) MD 1 lncl 1 Ai im 1 TVD 1 +N;$ 1 +E 44 1 DLS 1 Buili 1 Turn / m
TVD ' +N-S
Figura No 73. Plan Direccional Loc: LL - 3537 (Inyector) I'ar # 2
/ft) I~~r3.0
+PJN (ft) O4
.Pl.7 al
l i 3 i , 5
IY 013
DLS Ideg:lOMtl
0.0 5.5 10.5 @,ü
?.10?.7 j 4Q.6 lali,5 ?:l.S 2814.3 , ?:1J
(ftl O.Oi1 K.0.P 3.8 TRA'f.IIIIiIRL .M2 ENTRYPCIKT
. -. .- - . 1691.0 FIM?L P,!I JT
Euild 1 T"rn (deg'l03ft) - (deg.lOOftJ
0.P 0.5 9J - -. 0.0 ,
049 0.O 5.5 0.00
Figura No 74. Perfil Direccional Pozos LL - 3541 / 3535 Par SAGD # 1
Figura No 75. Perfil Direccional Pozos LL - 3542 / 3537 Par SAGD # 2
6.3 SIMULACION DE LEVANTAMIENTO NATURAL SAGD
El propósito de esta simulación fue el definir el diámetro de 1;i tubería de
producción (sarta larga) a utilizar, de forma que garantice la producción de los
fluidos del pozo por levantamiento natural. Esta simulación es tieterminante
para definir el diseño general de un pozo SAGD, ya que su resultado establecerá
el diseño de revestidores y la completación del pozo horizontal.
6.3.1 CAMPO TIA JUANA TIERRA
La simulación se realizo únicamente con el pozo prclductor (loc.
ULNS-2) por ser el mas critico, ya que es el que presenta mayor
profundidad, y por consiguiente, el de mayor longitud. Se realizaron
las respectivas simulaciones para cada pozo productor, e\,aluando dos
opciones. La primera, utilizar tubería con diámetro de 3-112" y la
segunda con 2-718". La primera opción definiría ur: diseño de
revestidores del pozo con diámetro grande, mientras que la segunda,
definirá un diseño de revestidores con diámetro pequeio. Para la
simulación, se tomo en cuenta la tasa de crudo esperada de 500 Blsld.
En las siguientes tablas, se presentan las variables ma:; resaltantes
utilizadas en ambas simulaciones.
Tabla No 10. Datos Simulación Diseño Granlje
,PRODUCCION
Tabla No 11. Datos Simulación Diseño Pequeño
Tasa de Flujo de Agua (Bbl) Relacion Petroleo / Agua (m3/m3) Relacion Gas / Petroleo (scf / BIS) Tiempo de Operación (Dias) Presion Deseada en el Cabezal (Psi)
Las simulaciones arrojaron como resultados que para anibos diseños
es factible el manejo de producción esperada. Para la tubería con
diámetro de 3-1/2", se requeriría una presión mínirra de fondo
1 O00 0.5 60
365 1 O0
TUBERIA ID Tubind (Plg) OD Tubing (Plg) ID Revestidor (Plg) OD Revestidor (Plg)
2.992 3.5
8.921 9.625
TRAYECTORIA Long. Seccion Horizontal (Mts) Long. Seccion Vertical (Mts) Radio de Curvatura (Mts)
420 183 200
CONDlClON FONDO DEL POZO Presion de Fondo Fluyente (Psi) 31 O
fluyente de 3 10 lpc, para transportar los fluidos hasta la superficie los
cuales llegaran con una presión de 110 Ipc en el cabezal. En
contraste, para la tubería con diámetro de 2-718" se necesitaría una
mayor presión de fondo la cual no debe ser menor de 450 lpc, de
forma que los fluidos sean producidos en a superficie cori 105 Ipc (en
el cabezal). Evidentemente, debido a la menor área de: flujo de la
tubería de 2-7/8", se requiere una mayor presión de fondo para que el
flujo multifasico sea producido por flujo natural.
En las siguientes figuras se presenta la predicción del perfil de
presión obtenidos los largo de la tubería de producción. En los
anexos se presentan los soportes de este análisis, así como los perfiles
de temperatura y vaporización fracciona1 del agua, en la tubería de
producción.
Figura No 76. Perfil de Presión 1 Tubería de 3-112"
Presión
105 ipc EN SUPERFICIE
m f
-1.000 1 1 1 1 I 1 O0 200 300 .!O0 500
psi
Figura No 77. Perfil de Presión 1 Tubería de 2-718"
6.3.2 CAMPO LAGUNILLAS LAGO
Para el caso de este campo se tiene como limitante el hecho de que
los revestidores de superficie, cuyo diámetro es de 9-5/8", fueron
previamente bajados y cementados en todos los pozos d ~ , la Macolla
4, a una profundidad promedio de 1500 pies. Esta restricción
obligaría necesariamente a seleccionar una tubería de producción de
2-7/8", debido a la poca holgura existente impide la utilización de
una tubería de producción de 3-112". Se espera manejar un volumen
de crudo de 850 Blsld durante el primer año del proyxto, el cual
declinara progresivamente al cuarto año a unos 200 Eilsld. En las
siguientes tablas, se presentan las variables mas resaltanies utilizadas
para las simulaciones en cada pozo productor.
IPresion de Fondo Fluyente (Psi) 1 10101
Tabla No 12. Datos Simulación Pozo Productor LL-3541
Tabla No 13. Datos Simulación Pozo Productor LL-3542
Las simulaciones arrojaron como resultado que es posible manejar en
ambos pozos la producción de crudo esperada, pero req~iriendo una
mayor presión de fondo fluyente. El primer pozo productor simulado
(LL-3541) requeriría una presión mínima de 1010 lpc, para producir
los fluidos en superficie a 150 Ipc, mientras que en el segundo pozo
productor (LL-3542) necesitaría 1250 lpc de presión de fondo
fluyente, para que los fluidos alcancen la superficie con una presión
de 174 Ipc.
Esta mayor presión de fondo requerida para producir lo:; fluidos por
flujo natural, se debe a que el pozo es mas proflndo y por
consiguiente, de mayor longitud. Esta característica o r gina que se
presentan mayores caídas de presión a lo largo del recorrido del
fluido dentro de la tubería, aunado a la restricción en términos de área
de flujo que ofrece un diámetro de 2-718". El calcc.10 tomo en
consideración una relación agua / petroleo de 2 BlsBls. Igualmente,
la presión de fractura del área es estimada en 1800 lpc, el cual fue
calculado por el método de Eaton, para un gradiente de fractura de la
formación de 0.667 a 3000 pies de Datum.
A continuación se presentan los perfiles de presión a 10 largo de la
tubería de producción obtenidos en la simulación. En los anexos se
presentan el reporte completo de esta simulaciones.
174 ipc EN SUPERFICIE 4
-1.500 1 I 1 1 1 I 1 U 250 500 750 1.000 1.250
psi
Figura No 78. Perfil de Presión /Tubería Pozo L1;-3542
Presión
150 ipc EN SUPERFICIE 6
psi
Figura No 79. Perfil de Presión 1 Tubería Pozo L1,-3541
~ . ~ S E L E C C I Ó N DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIEN'TO Y DE
PRODUCCION
Para el diseño de la tubería de revestimiento y de producción , se realizaron las
simulaciones para que la tubería de revestimiento soportara los casos de carga
por tensión, colapso y estallido, bajo las cargas de perforación de vació total, y
a su vez soportara la exposición a estimulaciones con inyecciones de vapor a
alta presión y temperatura.
El resultado obtenido, presenta que para la tubería de revestimiento y de
producción seleccionada en ambos campos, no presentaría problemas en su
integridad bajo la acción de los diferentes casos de carga seleccionados. Los
factores de diseño utilizados fueron: 1.1 (colapso), 1.1 (tensión), 1.6 (estallido) y
1.25 (cargas triaxiales).
6.4.1 CAMPO TIA JUAN TIERRA
Basado en los resultados de simulación del método de producción
SAGD, por flujo natural, se decidió seleccionar uri diseño de
revestidores de diámetro pequeño, porque seria económic:amente mas
rentable, en términos de costo de la inversión. A continuación se
presenta el resumen del resultado obtenido. La simulaci6n se realizo
únicamente, para el pozo productor UNLS-2.
Production Casing I sm , 26.40 Ibmtfl, N-80 BTC, NEO 80-1629 2.34 3.10 2.8;
", 15.50 Ibmlfl, N-80 513 HYD 1420-3008 8;'5 7.00 4.3í
String
Production Line
Figura No 80. Diseño de Revestidores Seleccionados
Suríace Casing '- -"- 40.50 Ibmlfl, J-55 BTC, J-55 80-200 1 . 5 17.76 3.1í 1 Y
Connection OD~WeightlGrade
Figura No 81. Diseño de la tubería de Producción
MD Intetval (fl)
D e p i y D ) l ODNeighUOrade 1 Connection
6.4.2 CAMPO LAGUNILLAS LAGO
En la grafica anexa, se presenta el resumen de la tubería de
revestimiento seleccionada para los pozos de este campo. La
simulación fue realizada tomando las características de la trayectoria
y puntos de asentamientos del pozo LL-3542.
Minirnum Safety Factor (Abs) 8iirst 1 ~ o l l a ~ s e l ~ x i E 7
Min murn Safety Factcr (Abs) Burst 1 Co lapse 1 Axial 1 Triaxial
80 l m/R, J-55 513 HYDRILL + 1C0.00 C5 11.9C BB 5.49 8 5
W3 Ibrnhi, N-80 BTC, N-80 80-3302 6.250 A 2.54 1.49 Production Casii
Production Liner i0 Ibmlfl. N-80 513 HYD 3075-4502 4.825 3.99 3.15 3.51 3 61
Figura No 82. Diseño de Revestidores
Slring
Suríace Casing 9 M", 40.00 Ibrnlft, N-E0 BTC, N-80 80-1500 8.750 P 2.28 4.61 5.56 2.81
Connection ODMeight/Grade
Figura No 83. Diseño de Tubería de Producción
1 ODWieightJGrade
6.5 EVALUACI~N ECONOMICA
A continuación se presentan los resultados de la evaluiición econtimica de los
proyectos para cada campo en particular considerando la producción esperada
para cada caso en particular por campo. La evaluación fue realizada para el caso
de campo Tía Juana Tierra, considerando 2 pozos horizontales bajo el proceso
SAGD en comparación con 1 pozo horizontal explotado por inyección alternada
de vapor. Para el campo Lagunillas Lago, se consideraron 4 pozos horizontales
MD lntenal (ft)
bajo el proceso SAGD y 2 pozos horizontales bajo inyección alternada de vapor
80 2 7/8', 7.90 Ibm/fl. J-55 533 HYD - 100.00 C 6.1 3 88 4.19 88
Connection
Drif Dia. Un)
ktinimum Safety Frctor (Abs) Bursl 1 Collapse 1 Axial 1 Triaxial
Minimum Saiety Factor [Abs) Burst 1 ~ol lapsl ,-
CAPÍTULO 6 - 6.5.1 CAMPO TIA JUANA TIERRA
Para este campo, se evaluaron las opciones de un discño pequeño
(diámetro menor) de pozo SAGD, comparándolo con u110 de diseño
grande tradicional (diámetro mayor). Estos valores fueron
comparados con un pozo horizontal bajo inyección iilternada de
vapor
El resultado obtenido señala, que para ambos casos analizados la
opción del diseño pequeño SAGD, es el mas atractivo sc:guido por el
diseño SAGD de diseño grande. Aunque para todas las opciones el
tiempo de pago es igual, debido al mayor recobro d: crudo, las
opciones bajo el proceso SAGD, ofrecen un mayor rc:torno de la
inversión. Ver tabla No 14.
1 VALoR P R M NETO 0 (M$) 472.17 1 365.93 1 216.90 1
INDICADORES H=ONONIICOG
INVERSlON TOTAL (N$)
Tabla No 14. Indicadores Económicos / Campo Tía Juana 'Tierra
GRANDE PE:QuO\IO 900
6.5.2 CAMPO LAGUNILLAS LAGO
En los resultados obtenidos para este campo, ambas alternativas son
rentables económicamente. Aunque la opción de IAV, ofrece
levemente un mayor retorno de la inversión, esta requiere un tiempo
de pago un poco mayor a la opción SAGD. Así misino, el valor
presente neto, es mucho mayor para el caso SAGD, que para la
opción de IAV, lo cual lo hace mucho mas atractivo.
INDICADORES ECONOMICOS I SAGD
TIEMPO DE PAGO (ANOS) 1 2.4 1 2.6 1
INVERSION TOTAL (M$)
VALOR PRESENTE NETO (VPN) (M$)
TASA INTERNA DE RETORNO ITR) I%)
Tabla No 15. Indicadores Económicos / Campo Lagunillas Lago
6.6 DISENO GENERAL DE LOS POZOS
A continuación se presentan los diseños generales para los pozo iorizontales,
con sus respectivas consideraciones de perforación. En los anexos, se presenta
un programa general de perforación para pozos SAGD, el cual es alAicable para
todos los casos considerados, tomando en consideración las diferencias de
diámetro de las herramientas direccionales que se utilizarían. Igualmente se
presentan en dicho anexo los ensamblajes de perforación recomendados.
2,500
398.44
19.15 19.44
6.6.1 CAMPO TIA JUANA TIERRA
Para este campo se selecciono un diseño de pozo de diámetro
pequeño (tanto para el inyector como el productor), ya que cumple
con los requerimientos de diseño de perfoi-ación y pi-oducción; e
igualmente en términos económicos es mas rentable. A continuación
se detalla el diseño general el cual es igual para todos los pozos
horizontales a ser explotados bajo el proceso SAGD en este campo:
El hoyo superficial seria de 12-114" de diámetro, para
asentar un revestidor 10-3/4", 40.5 lbslpii:, J-55. B I T
a 200' de profundidad. Dicho revtstidor será
cementado hasta la superficie, por sc:r un pozo
térmico.
El hoyo intermedio seria perforado con un diámetro de
9-718" para bajar un revestidor intermedio de 7-5/8",
26.4 lbslpie, N-80; el cual sena asentado en el punto
de entrada de la arena objetivo, aproxinladamente a
90" de inclinación, o en el ángulo de inclinación final
de la sección de construcción. El revestidor será
cementado hasta superficie, con lechada térmica.
La sección horizontal, será perforada cor hoyo de 6-
112". Dicho hoyo no será íimpliado, ya que por
experiencia en este campo, el porcentaje de lavado de
los hoyos horizontales en el campo Tía Juana es de
aproximadamente 20%. El pozo será completado a
hoyo abierto con un forro ranurado de 5-1/2", 15.5
lbslpie, N-80 con 0.015", 292 ranuras 1 pie. La junta
de conexión del forro debe ser lisa (CS Hyd, 533 Hyd
o STL).
La sección horizontal no será empacada c3n grava, ya
que el alto costo de esta operación hace inviable
económicamente el proyecto en este campo. Sin
embargo, según la experiencia que tiene el autor en
esta área, y a la respuesta histórica de producción de
los pozos horizontales perforados en estc: campo, las
completaciones con forros ranurados utilizadas en
pozos horizontales para el control de arena, no se han
presentado problemas de arenamiento. Igilalmente los
pozos SAGD perforados en 1997, en dicho campo, no
presentaron problemas en dicho aspecto.
El forro ranurado será colgado a 70" de inclinación
con un colgador hidráulico de 5-112" x 7-518".
El cabezal del pozo debe ser de roscado termico, de 7-
5/8", con un colgador de doble orificio para tubería de
producción de 2-718" (J-55, 7.9 lbslpie, 533 Hydrill) y
2-318" (J-55, 7.7 lbslpie, 533 Hydrill:~, capaz de
manejar una máxima presión anticipada en superficie
de 500 lpc.
Para el perfecto control del proceso SAGD, la tubería
de producción de cada pozo inyector y productor,
deber5 ser instrumentada con I; sensores
convencionales de temperatura (tc:rmocuplas),
ubicados en los extremos inicial, medio y final de la
sección horizontal. Así, mismo se colocara en la
tubería de producción de cacla pozo productor dos
sensores de presión (capilares), ubicados 11 inicio y al
final de la sección de horizontal. Adicionalmente, se
colocara en cada pozo productor un sersor de fibra
óptica, a lo largo de toda la longitud de la tubería de
producción, para obtener un perfil total de temperatiira
en toda la longitud de los pozos, en tiempo real.
En las figuras No 84 y 85, se presenta el diseño general de las
parejas de pozos horizontales SAGD.
2- 3/am
- 1-
VISTA SUPERIUR COLGADOR DE 7-5/a" x 2-7/8' x 2-3/8".
Figura No 84. Colgador Doble Tía Juana 'Tierra
POZO PRWlXTOR POZO IkiXCiOR P f i @ @ ~ C C i W ~ O R
REV. 103iiU4.5Ylpe
6 0 5 W e J - % @ W i
.3B',7.7 Its@e, J55 NE. CIRCULACION
TUE 2.7B',79 Lb+e, J.55, C! W. [S. HOR12OHIALI
FORRO RANURADO H I I Y O 6 1 R S 1 w 1 1.12', 15,5 LbsP'e,O.Old' , CS H Y O .
Figura No 85. Diseño General Pozos SAGD / 'ría Juana
6.6.2 CAMPO LAGUNILLAS LAGO
A continuación se presentan dos aspectos, que tuvieron que ser
considerados para el diseño de los pozos en la Macolla 4, y que
requirieron un estudio adicional, que garantizara la integridad del
proceso SAGD, en áreas costa afuera del Lago de Maracaibo:
1. AISLAMIENTO TERMICO DEL LECHO MARINO
Para el diseño de los pozos horizontales en la hlacolla 4, se
realizo un estudio donde se evaluaron las opciones de
aislamiento térmico del anular que existe entre 21 revestidor
intermedio de 7", y el de 9-5/8", dado que por
consideraciones ambientales, el mantener una inyección
continua de vapor por un largo periodo de tiempo, podría
tener repercusiones en el ecosistema marino. El análisis dio
como resultado el utilizar un fluido aislante, desarrollado por
INTEVEP cuyo nombre comercial es GEL - INT, el cual
posee excelentes propiedades para impedir la conducción
térmica. De este análisis se concluyo lo siguiente:
El lecho marino cuya longitud abarca aproximadamente 80
pies del anular existente entre el revestidor de 7" y el 9-5/8",
será aislado térmicamente por medio del uso de 1,9 Bls de
Gel-Int, los cuales serán colocados en dicho espacio anular,
posteriormente al precalentamiento de los pozos.
Las temperaturas esperadas en la superficie exterior del
revestidor conductor de 24"de los pozos de la I\4acolla 4, se
encuentran por el orden de 116°F (46,6"C) en contacto con el
aire a velocidades promedio de vientos de 2 rnlse;;. Por debajo
del Lago la temperatura superficial del revestidor se encuentra
por debajo de este valor. En los anexos se presentan los
soportes de este análisis.
2. DISENO MODIFICADO DEL CABEZAL DEL
POZO
EL diseño del cabezal del pozo, debe ser térmico modificado
con un diámetro de 8-5/8", con una unión soldada al
revestidor de 7", de forma de que permita la factibilidad de
elongación del revestidor y evite posibles daños a los cables
de los sensores de la tubería de producción. En los anexos se
presenta el análisis de este diseño. La presión anticipada en
supet-ficie será de 2000 lpc.
A continuación se describe el diseño general para un pozo horizontal
bajo el proceso SAGD para dicho campo, el cual aplica para cada
pozo productor e inyector.
Se bajara un revestidor intermedio de 7", 23 ll,s/pie, N-80;
dentro de un hoyo 8-1/2", el cual será asentado en el punto de
entrada dentro de la arena objetivo a 90" de inc'inación o en
el ángulo final de inclinación con que se termine la sección
de construcción. El revestidor será cementado con una
lechada térmica, hasta alcanzar un tope teórico dl: cemento de
80 pies. Una vez perforado, completado y precalentado los
pozos, se bombeara 1.9 Bls de fluido aislante Ccel-INT, para
cubrir los 80 pies, que corresponden al lecho narino en la
zona.
La sección horizontal del pozo será perforada con un
diámetro de hoyo de 6-1/8", para posteriormenti: ampliarlo a
7". El hoyo horizontal será completado con rejillas térmicas
preempacadas de 5-1/2", 15.5 Ibslpie, N-80, 0.09", conexión
lisa (533 Hydrill, CS Hyd o STL)
Dada la experiencia en el área de problemas de arenamiento
en los pozos de dicho campo, la sección horizontal será
empacada con grava sintética, especial para altas
temperaturas.
El colgador del cabezal del pozo será de doble orifico de 8-
5/8", para una sarta doble de producción de 2-71'8'' (J-55, 7.9
lbs/pie,) x 2" (J-55, 3.25 lbs /pie,). La junta de conexión para
ambas tuberías de producción debe ser lisa (531; Hydrill, CS
Hydrill o STL).
CAPITULO 6
En las figuras No 86 y 87, se presenta el diseño g'xeral de las
parejas de pozos horizontales SAGD ubicados en la Ivíacolla 4.
l
VISTA SUPERIOR COLGADOR DE 8-5/a" x 2-7/8' x 2"
Figura No 86. Colgador Doble Lagunilla!i Lago
REV. 9-5/8" 40 U@ic N-80 aisrn'
- P. @4102'
OLGADOR @70a. TUE. 2-718",79 Lbsipie, J-55, CS. Hyd.
CENSOR DE TEMP.
NOYO 6.1B" PMPLlADO @ "
5-12", 15,5 LbslPie,D.U", CS HYD. EMPACADO CON GRAVO SlNTETlCA
v. I ,.'U,
B. AISLANTE 19 Blr DE GEI
Figura No 87. Diseño General Pozos SAGD / Lag. Lago
CONCLUSIONES
1. Se establecieron los criterios generales para realizar un diseño optimo tanto de la
completación como de la perforación de pozos horizontales bajo el método de
producción no convencional de drenaje por gravedad asistido con vapor.
2. La metodología aplicada y las consideraciones técnicas utilizadas, según la información
disponible en los casos de estudio para cada uno de los campos, son ejerrplos claros a
seguir, si se desea aplicar esta tecnología de producción a otras áreas prosp1:ctivas.
3. Debido a las características generales de producción del método SAGD, es necesario
contar con un diseño que ofrezca suficiente área de flujo para manejar altos volúmenes
de flujo multifasico (agua, petróleo y gas), de forma que el diseño seleccionado del
pozo garantice la producción por flujo natural ó en su defecto por 11:vantamiento
artificial por gas.
4. Para el campo Tia Juana Tierra, la selección de un diseño para un par de pozos SAGD,
con tubería de producción de 3-112" (definido en este trabajo como diseño de diámetro
grlinde), es correcta, ya que garantiza la condición de producción por flujo natural
requiriendo presiones relativamente bajas de fondo fluyente, la cual es siiministrada a
través del pozo inyector. Sin embargo, dada las características de esta área de estudio en
particular, como una profundidad vertical de apenas 1200 pies (365 m) en promedio, lo
cual origina trayectorias con longitudes cortas en los pozos horizontale:; analizados,
permite que la producción del flujo multifasico sea manejado con una tubería de 2-718"
(definido en este trabajo como diseño pequeño) sin requerir altas presiories de fondo
fluyente que puedan poner en riesgo la presión de fractura de la formación estimada en
800 Ipc. Debido estas condiciones particulares, es completamente viable la selección de
un diseño diámetros pequeños para pozos SAGD en dicho campo.
5. Para el caso del campo Lagunillas Lago, a pesar de no existir experiencias en el mundo
de pozos costa afuera bajo tecnología SAGD, las características de los pozos ubicados
en la Macolla analizada, ofrecen restricciones que no son superables. El tiecho de que
los pozos tengan un revestidor superficial de 9-518" impide manejar la opción de
utilizar tubería de producción de 3-1/2", ya que por la escasa holgura intenia que ofrece
un diseño de pozo bajo estas características, no seria posible utilizar la sarta dual,
requerida para la fase de precalentamiento de los pozos. Esto obligó a seleccionar una
tubeiía de producción de 2-718".
6. La presión en el cabezal del pozo, para las áreas bajo estudio, puede oscilar entre 100 a
14.5 Ipc.
RECOMENDACIONES GENERALES
En base al análisis efectuado en las áreas bajo estudio del presente trabajo, se pueden
establecer las siguientes recomendaciones:
1. Para el diseño optimo de la perforación y completación de pozos hori:contales bajo
la tecnología SAGD, es necesario disponer de un modelo estáticc (geológico,
sedimentologico, petrofísico, geomecánico, yacimiento, etc) con alto grado de
certidumbre.
2. Los pozos SAGD, deben ser diseñados respetando una distancia mínima de 20
veces el radio de los hoyo , de forma de no afectar la integridad del pczo productor
cuando se esta perforando el inyector.
3. Se debe mantener una ventana de tolerancia tanto lateral como vert-cal de +/- 1
metro, entre el pozo productor e inyector, manteniendo 5 metros de separación entre
los pozos.
4. Las trayectorias deben ser diseñadas con una tasa de construcción iio mayor de
12°/100'.
5. La longitud de la sección horizontal no debe ser mayor de 500 metros. Esto además
de originar mayores caídas de presión dificulta el buen control de la cámara de
vapor.
6. Al diseñar y seleccionar la tubería de producción, se debe asegurar que el pozo
productor maneje la máxima presión esperada en el pozo bajo el proceso SAGD,
con una relación agua petróleo que oscile entre 1.8 a 2.5 Bls/Bls.
7. La presión de inyección debe ser aproximadamente 30 psi (0.2 Mpa), :nayor que la
presión de fondo fluyente requerida en el productor.
8. Es necesario, conocer la presión de fractura de formación, a fin de ajus:ar la presión
de fondo fluyente en el pozo productor, la cual es suministrada por el inyector.
9. Los pozos SAGD, deben ser completados con sartas dobles, ya que es necesario
para lograr la comunicación térmica de los pozos, durante la fase de
precalentamiento.
10. Siempre que se considere aplicar un proyecto de explotación de c u d o bajo la
tecnología SAGD, por primera vez en un campo, este debe ser maiiejado como
proyecto piloto.
11. Los proyectos de producción por el método SAGD, se deben llevar a cabo al menos,
con 2 parejas de pozos, espaciados a una distancia de 100 a 150 m.
BIBLIOGRAFIA
1. Sada D. Joshi. (1991). HORIZONTAL WELL TECEINOLOGJ'. Pennwell
Publishing Company.
2. Roger M. Butler. (1991). THERMAL RECOVERY OF OIL GAS AND
BTTUMEN. Prentice - Hall.
3. Sube Bharatha, Roger Butler and Chi-Tak Yee (1996) SAGD STUDY, EAST TIA
JIJANA FIELD, C-7 PROJECT. Gravdrain Inc.
4. Tracy L. Grills P. Eng. (2002). MAGNETIC RANGING TECHNOLCIGIES FOR
DRILLING ASSISTED GRAVITY DRAINAGE WELL PAIRS AND UNIQUE
WELL GEOMETRIES. A COMPARISON OF TECHNOLOGIES. SI'E - 79005
5. Humberto Mendoza, Jose Finol, Roger M. Butler (1999). SAGD, PILOT TEST m
VENEZUELA. SPE - 53687.
6. M. J. Economides, L. T. Waters, S. Dunn-Norman (1998). PETROLEUM WELL
CONSTRUCTION. John Wiley & Sons.
7. J..Peden. (2000). HORIZONTAL AND MULTILATERAL WELLS: ANALISIS
AND DESIGN. OGCI Training, Inc.
8. B1' (1991). HORIZONTAL WELL TECHOLOGY MANUAL
9. S. D. Joshi (2003). COST 1 BENEFITS OF HORIZONTAL WELLS. SI'E - 83621.
10. R.M. Butler (1994). HORIZONTAL WELLS FOR THE REC0VER.Y OF OIL,
GAS AND BITUMEN. Petroleum Society of the Canadian Institute of Mining,
Metallurgy and Petroleum. Monograph No 2.
l l . R . W. Cade. (1993). HORIZONTAL WELLS: DEVELOPMENT AND
ABPLICATIONS. Joshi Technologies International.
12. Eriergy Information Administration (1993). DRILLING SIDEWAYS. .4 REVIEW
OF HORIZONTAL TECHNOLOGY AND ITS DOMESTIC APPLICATION.
U.S Department of Energy.
13. T. Carr and P. Gerlach. (2001). UPDATE ON HORIZONTAL DRILLING IN
KANSAS. CURRENT STATUS AND CASE HISTORIES. Kansas Geological
S~irvey.
14.Bíiker Oil Tools (1995). TECNOLOGIA DE COMPLETACIOriES PARA
FORMACIONES INCONSOLIDADAS.
15. R.M. Butler, S. Bharatha, C.-T. Yee (2000). NATURAL AND GAS - LIFT IN
SAGD PRODUCTION WELLS. Journal of Canadian Petroleum Technology.
Volume 39, No 1.
16. R. Chalatumyk and J. Don Scott (1995). GEOMECHANICS ISSUES (3F STEAM
ASSISTED GRAVITY DRAINAGE. SPE-30280.
17.P.M. Collins, M.R. Carlson, D.A. Walters and A. Settxi (2002).
GEOMECHANICALS AND THERMAL RESERVOIR SIMULATIONS
DEMOSTRATES SAGD ENHACEMENT DUE TO SHEAR DILATION. SPE -
78237.
18. M. Carlson (2003). SAGD AND GEOMECHANICS. Journal of Canadiiin Petroleum
Technology. Volume 42, No 6.
19. C. Palmgren and N. Edmunds (1995). HIGH TEMPERATURE NrlPTHA TO
REPLACE STEAM IN THE SAGD PROCESS. SPE-30294.
20. C,4NADIAN NATURAL RESOURCES LIMITED. Issue number 2:. November
200 1.
21. L. Herrera, H. Mendoza (2001). CONTROLLABILITY AND 0BSEF:VABILITY
ISSUES FOR SAGD INTELLIGENT CONTROL IN VENEZUELA. SPE-69699.
22. R. Hay, T. Grills (1997). PLANNING AND DRILLING A MODERN SAGD
WELL PAIR.
23. K.'T Elliot and A.R. Kovscek (1999). COMPUTER SIMULATION OF SINGLE
WELL STEAM ASSISTED GRAVITY DRAINAGE. U.S Department c)f Energy.
24. Sperry Sun Drilling Services Brochure (1996). STEAM ASSISTED GRAVITY
DIUINAGE.
25. Scientific Drilling Brochure (2003). MAGTRAC.
26. A.F. Kuckes, R.T Hay, J. Mcmahon, A.G. Nord, D.A. Schilling, J. Morden (1996)..
NI3W ELECTROMAGNETIC SURVEYINGíRANGING METHOD FOR
DIULLING PARALLEL HORIZONTAL TWIN WELLS. SPE-27466.
27. T.L. Grills (2002). MAGNETIC RANGING TECHNOLOGIES FOR DRILLING
STEAM ASSISTED GRAVITY DRAINAGE WELL PAIRS ANI) UNIQUE
WELL GEOMETRIES - A COMPARISON OF TECHNOLOGIES. SPE - 79005.
28. P. Egermann, G. Renard and E. Delamaide (2001). SAGD PERFORMANCE
O PTIMIZATION THROUGH NUMERICAL SIMIJLATIONS:
METHODOLOGY AND FIELD CASE EXAMPLE. SPE-69690
29. A.K. Signghal, S.K. Das, S.M. Leggitt, M. Kasraie and Y. Ito (1996). SCREENING
OF RESERVOIR FOR EXPLOTATION BY APPLICATION OF STEAM
ASSISTED GRAVITY DRAINAGE 1 VAPEX PROCESSES. SPE - 37144.
30. K. Karkamer and B.B. Maini (2003). APPLICABILITY 01' VAPOR
EXTRACTION PROCESS TO PROBLEMATIC VISCOUS OIL RESERVOIRS.
SPE - 84034.
31. J. Cody, S. Youn, A. Riddy and S. Gittins (2001). IMPLICArTIONS OF
mSERVOIR COMPARTMENTS ON THE DESIGN AND EXECLJTION OF
TI-IE CHRISTINA LAKE RECOVERY PROJECT. Rock The Foundation
Convention. Canadian Society of Petroleum Geologist. Page No 066-2.
32. OPTI CANADA LONG LAKE PROJECT (2000). Technical Informaticln.
33. A. K. Singhal, Y. Ito and M. Kasraie (1998). SCREENING AND DESIGN
CRITERIA FOR SAGD PROJECTS. SPE - 50410.
34. A.R. Vásquez, M.S. Sánchez, M. Blundun, H. Mendoza (1999). MECHANICAL
AND TERMAL PROPERTIES OF UNCONSOLIDATES SANDSi AND ITS
APPLICATIONS TO THE HEAVY OIL SAGD PROJECT IN THE TIA JUANA
FIELD, VENEZUELA. SPE - 54009.
35. M. Blundun (1997). EVALUACION GEOMECANICA. PROYECTO C-7,
YACIMIENTO LAGUNILLAS INFERIOR, CAMPO TIA .JUANA. hIARAVEN
S.A
36. J.L. Salas, A. VELÁSQUEZ (1998). TÉCNICA DE PERFORACIÓN DE POZOS
HORIZONTALES APLICADOS AL METODO DE DRENAJE POR
GRAVEDAD ASISTIDO CON VAPOR. Trabajo Presentado en el XI Congreso
Latinoamericano de Perforación.
37. J.L. Salas (1997). INFORME FINAL DE PERFORACIÓN / POZOS SAGD..
CAMPO TIA JUANA. MARAVEN S.A.
38. Marcos Fernández (2000). INFORME FINAL DE PERFORACIÓN / POZOS
SAGD CAMPO LAGUNILLAS TIERRA. PDVSA.
39. Haston Engineering (1998). HORIZONTAL RE-ENTRY AND CORlPLETION
OI'ERATION.
40. R. Kerr, J. Birdgeneau, B. Batt, P. Yang, G. Nieuwenburg (2003). THE LONG LAKE
PROJECT - THE FIRST FIELD INTEGRATION OF SAGD AND
UPGRADING. SPE - 79072.
41. Instituto de calculo aplicado de la Universidad del Zulia (2002). MANUAL DE
USUARIO DEL PROGRAMA DE LEVANTAMIENTO SAGD.
