Tópicos Especiales: Perforación Direccional Tema Nº 3. Perforación Multilateral Tema Nº 03. Perforación Multilateral
1
Se define como la tecnología que permite perforar a través de un solo pozo principal (que puede ser vertical o direccional) dos o más puntos de drenaje (hoyos laterales horizontales o inclinados, llamados también ramales), en múltiples capas o arenas pertenecientes a uno o diferentes yacimientos; lográndose de ésta forma la comunicación de mayor área de flujo con el pozo principal en superficie, lo cual incrementa el recobro de reservas remanentes de hidrocarburos.
Hoyo Madre: Es el hoyo principal del pozo multilateral. Unión: Es el punto por donde salen los laterales del hoyo madre. Lateral: Es el agujero que se perfora a partir del hoyo madre. Un pozo multilateral exitoso reemplazaría varios hoyos verticales y pueden reducir en conjunto la perforación y los costos, llevando consigo al aumento de la producción y proporcionando un drenaje más eficaz del yacimiento. Tema Nº 03. Perforación Multilateral
2
El primer pozo multilateral, perforado en el Campo de Bashkiria, Rusia, tuvo nueve laterales de un hoyo principal. Aumentó 5.5 veces la exposición a la zona de flujo y la producción por 17 veces .
Alexander M. Grigoryan
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
3
Ventajas: Gran
facilidad para perforar y completar la zona productora.
Mínimos requerimientos de completación, ya que la zona
productora queda a hoyo desnudo. Bajo costo de
completación y mantenimiento.
Desventajas: No tiene capacidad de aislamiento. Altamente dependiente de la estabilidad de No
la formación.
existe control de la zona productora.
No hay confiabilidad en sistemas comerciales disponibles para
garantizar capacidad de re-entrada en los laterales para trabajos futuros.
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
4
Ventajas:
Aplicable
tanto
en
formaciones
consolidadas
como
medianamente consolidadas.
Capacidad de re-entrada, aislamiento o selectividad de
producción para los laterales.
Es uno de los más usados a nivel mundial.
Desventajas:
Depende de la estabilidad de la formación.
Ofrece poca integridad hidráulica.
En aplicaciones de re-entrada, el procedimiento incorpora
riesgos asociados con la recuperación del whipstock.
Poca probabilidad de éxito en cualquier trabajo de re-entrada
o estimulación.
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
5
Ventajas:
Ofrece mayor integridad mecánica en la unión del lateral con el
troncal, que los niveles anteriores. Dirigido a formaciones no consolidadas (Mioceno).
Capacidad de re-entrada, aislamiento o selectividad de producción
para los laterales. La completación en el hoyo principal es convencional y en los laterales utiliza forro ranurado y empacadura inflable.
Desventajas:
En pozos de re-entrada, el procedimiento incorpora riesgos
asociados con la recuperación del whipstock.
No es apropiado en formaciones donde el empalme se somete a
una gran presión diferencial, ya que ofrece poca integridad hidráulica. No
garantiza un sello mecánico 100% efectivo.
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
6
Ventajas: Integridad hidráulica de alta presión en el empalme.
Dirigido a formaciones no consolidadas, aunque también puede
instalarse en las consolidadas. Capacidad de re-entrada, conectividad y aislamiento. Permite la producción conjunta o selectiva de
los laterales.
Permite acceso al brazo lateral para estimulación.
Desventajas:
Procedimiento de completación altamente laborioso debido a su
complejidad e incremento global del riesgo. Altos costos de completación.
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
7
Ventajas: Capacidad
de acceso a los laterales garantizada y es aplicable a
pozos existentes pero requiere una adecuada gerencia en su estudio y aplicación.
Excelente integridad en la unión y permiten completaciones
multilaterales en pozos que de otra manera no serían candidatos apropiados.
Desventajas:
Incremento de los equipos, sus costos y el incremento de
tiempo con el número de corridas de herramientas dentro del hoyo.
Presencia de tubulares dobles en la superficie incrementa la
complejidad de algún equipo de completación necesario de levantamiento o en la superficie. Tema Nº 03. Perforación Multilateral
8
Ventajas:
Ofrece integridad mecánica e hidráulica en la unión entre los dos pozos y es ideal para nuevos multilaterales. Aplicable para uso en plataformas costa afuera, completaciones submarinas, y en las regiones sensibles ambientalmente en el mundo.
Desventajas:
Se debe construir un hoyo de diámetro mayor para poder bajar la herramienta que incorpora el lateral prefabricado.
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
9
Número de
Pozo Nuevo o Existente
ensambladuras
Nuevo
1
Existente
2 etc
Tipo de Pozo
PA - productor con Levantamiento Artificial PN - productor con Levantamiento Natural
Tipo De la Terminación Sobre Embalador
Alesaje Simple
Alesaje Dual
IN - Inyector MP Multipropósito Alesaje Concéntrica
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
10
Conectividad
Accesibilidad NR - Ninguna Reentrada Selectivo
PR
La misma clasificación que la primera, Nivel de complejidad’. Cada ensambladura tendrá un indicador propio que pueden o no pueden ser iguales.
–
Control De Flujo NON
–
Ningunos
SEL
–
Selectivo
Reentrada por la terminación OR
TR
–
Reentrada a través de la tubería SEP - Separado
REM - Supervisión Remota RMC - Control y Supervisión Remota
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
11
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
12
Mejoran
la
producción
del
pozo,
Son
rentables
para
la
producción
de
horizontes múltiples delgados.
Costo de desarrollo total reducido.
Exponen mayor área de flujo.
Mantenimiento de alto potencial a bajo costo.
Mayor retorno sobre la inversión.
Dificultad en correr registros de producción. Dificultad en realizar pruebas de pozos.
La aplicación de cualquier tecnología nueva
conlleva riesgos económicos y alta complejidad
Menor impacto ambiental.
más fácil detectar una arremetida en
verticales que en configuraciones horizontales.
incrementando así su potencial.
Es
Proporcionan acceso a nuevos yacimientos a
técnica. Dificultad en alcanzar la integridad mecánica en la unión de los ramales con el hoyo principal.
Incremento en la posibilidad de colapso del
hoyo en las capas de arcilla o lutita a la altura de
través de perforaciones existentes.
la unión.
Mejora la eficiencia de barrido areal.
Al disminuir el abatimiento de presión se
perforado el segundo.
reduce la producción de arena.
Dificultad de verificar el primer ramal una vez
Incertidumbre geológica. Riesgos de falla de la junta.
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
13
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
14
FACTORES A CONSIDERAR EN LA PERFORACIÓN MULTILATERAL •
•
La ubicación del objetivo que desea alcanzarse, bien sea en tierra o costafuera, y la selección del tipo de pozo más apropiado: desviado, ultra desviado, inclinado u horizontal. El tipo de taladro requerido dependería de la trayectoria del pozo y de las condiciones y características de la columna geológica que se perforará, sus aspectos petrofísicos y la profundidad final.
•
La profundidad del objetivo guiará la elaboración del plan de perforación y las especificaciones e instrumentos para los siguientes aspectos de la perforación: Diámetro y tipo de mechas, Composición de la sarta de perforación, Tipos de fluidos de perforación y especificaciones de sus propiedades, Programa de desviación del hoyo. Punto de arranque y cambios de rumbo, inclinación y trayectoria, Programa de medición de todos aquellos parámetros que deben registrarse mientras se hace el hoyo, etc.
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
15
Características:
El ensamblaje del Sperry Latch es usado para hacer aterrizar y orientar el whipstock correctamente con el hoyo lateral o el liner lateral. El diseño se realiza para permitir la instalación fácil y recuperación posterior del whipstock.
Beneficios:
Aplicable para operaciones de workover en el lateral. El plan o diseño permite un movimiento fácil del whipstock de un latch coupling a otro sin tener que sacar el whipstock del hoyo.
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
16
Ventajas:
Aplicable a pozos existentes (reingreso) y a
pozos nuevos.
La geometría exacta de la ventana y el
control de la posición permite el reingreso lateral repetible para la vida del pozo.
Permite que la tubería existente este en
producción para bajar el límite económico.
Bajan los costos de la instalación y de
mantenimiento concerniente a otros sistemas nivel 4.
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
17
Inestabilidad del Hoyo Problemas durante la perforación de tramos laterales
Modelo Mecánico de Subsuelo
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
18
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
19
La geomecánica es de vital importancia para proporcionar un buen diseño de pozos multilaterales. Entre sus aplicaciones en el diseño de estos pozos tenemos:
Optimización de producción en yacimientos fracturados.
Estabilidad de pozos multilaterales.
Estudios de colapso y compactación.
Donde ubicar un pozo.
Calidad de arena/compactación.
Contacto de agua.
Relación entre fuerzas compresionales y la permeabilidad.
Fallas inducidas por el agotamiento de yacimientos.
Cambios de la permeabilidad direccional con el tiempo.
Medición de los esfuerzos de campos.
Colapso de Hoyo. Tema Nº 03. Perforación Multilateral
20
Definir los procesos para identificar variables que afectan la implementación de nuevas
tecnologías (Perforación de Pozos Multilaterales).
Definir y establecer prioridad y acceso a los objetivos económicos y técnicos de la
estrategia de pozos multilaterales, y definir el área de interés.
Analizar la disponibilidad de datos asociados al área objetivo. Factores Externos
Costo de la tecnología Calidad de la compañía de servicio local para proveer equipos y personal con experiencia. Nivel alrededor del mundo de las actividades técnicas dando integridad tecnológica en el avance y evolución de ésta tecnología en particular.
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
Factores Internos
Experiencia de los operadores en la nueva tecnología. Soporte financiero para proyectos tecnológicos. Mantener el orden en la gerencia de riesgos. Justificación de lecciones aprendidas. Transferencia de mejoras prácticas.
21
Organización y revisión de datos.
Selección de áreas para la perforación.
Selección de los lentes de arena.
Definición de espacios estratigráficos para la ubicación de pozos en el
yacimiento.
Definición de la dirección de navegación, longitud de sección horizontal y ubicación del punto de entrada.
Definir los criterios de diseño del pozo y proponer un número estratégico de
laterales para una evaluación crítica.
Selección de la conexión multilateral.
Definir el grado de riesgo.
Evaluar las opciones de diseño.
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
22
INICIO
12
DEFINIR VARIABLES QUE AFECTAN LA IMPLEMENTACION DE ML
FIN
VIABLE EL PROYECTO ML?
NO
NO SE REALIZA LA PERFORACION ML
SI DEFINIR AREA OBJETIVO Y PROPOSITO DEL MLW
8
NO
EL POZO ES
EL POZO ES DE REENTRADA
NUEVO? SI ANALIZAR DISPONIBILIDAD DE DATOS ORGANIZACIÓN Y REVISION DE DATOS EVALUAR INFORMACION DE PETROFISICA
NO
EXISTEN ZONAS PROSPECTOS? SI
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
8
1
23
1 EVALUAR INFORMACION DE GEOLOGÍA
8
NO
α<10°?
PROBLEMAS EN EL CONTROL DE LA PERFORACION
SI
8 NO
CONTINUIDAD EN LA ARENA?
PIERDE PRODUCCION Y PROBLEMAS EN PERF.
SI 2
NO SI
h>20 pies?
10
NO
SI
PERDIDA DEL OBJETIVO
NO Gp>0.15 lpc/pie? SI
ANALIZAR SI SE GARANTIZA OBJETIVO NO 8
SI
SE GARANTIZA?
VERIFICAR PROPIEDADES PETROFISICAS
K Y Φ BUENAS?
NO
2
FORMACION DAÑADA FORMACION CON BAJAS PROP. PETROFISICAS
Tema NºSI03. Perforación 3Multilateral
8
24
3 EVALUAR INFORMACION DE GEOMECANICA DETERMINAR DIRECCION DE ESFUERZOS SELECCIONAR AREAS DE PERFORACION Y LENTES DE ARENA SELECCIONAR FLUIDOS DE PERFORACION ADECUADOS DEFINIR DIRECCION DE NAVEGACION DEFINIR CRITERIOS DE DISEÑO DEL POZO ESTABLECER NUMERO DE LATERALES SELECCIONAR CONEXIÓN MULTILATERAL
FORMACION CONSOLIDADA
FORMACION NO CONSOLIDADA
4
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
5
25
4 ARCILLAS MIGRABLES
YAC. NAT. FRACTURADOS
BAJAS PROP. PETROFISICAS POZO CANDIDATO A ESTIMULACION
SE NECESITA BAJA INTEGRIDAD DE PRESION? 5
SI
NO
SE RECOMIENDA NIVELES 5,6
NO SE RECOMIENDA NIVELES 3,4
EL POZO ES NUEVO? SI SE RECOMIENDA NIVELES 1,2,3,4
NO
SELECCIONAR DE ACUERDOCOMPLETACION A MEC. PROD. Y PROPOSITO
CUENTA CON HABILIDAD DE TOMAR LA DECISION?
EL GRADO DE RIESGO ES DEFINIDO?
NO
SI PROCEDER A REALIZAR LA PERFORACION
SI
EVALUACION MAS PROFUNDA
6
NO
SI
8
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
ES NECESARIO HOYO SUPERFICIAL?
7
PERFORAR HOYO SUPERFICIAL
26
7 PROBLEMAS DURANTE PERFORACION?
SI
REGISTRAR PROBLEMAS
NO REVESTIR Y CEMENTAR HOYO SUPERFICIAL
6
ES NECESARIO HOYO INTERMEDIO?
NO
9
SI PERFORAR HOYO INTERMEDIO PROBLEMAS DURANTE PERFORACION? 9
SI
REGISTRAR PROBLEMAS
NO REVESTIR Y CEMENTAR HOYO INTERMEDIO DEFINIR ENTRY POINT BAJAR WHIPSTOCK RECUPERABLE A LA PROF. DE INTERES PERFORAR HOYO LATERAL
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
11 REGISTRAR PROBLEMAS SI PROBLEMAS DURANTE PERFORACION?
NO
10
27
11
10 COLOCAR EQUIPO PARA AISLAR HOYO INFERIOR
REPOSICIONAR WHIPSTOCK
SI HAY MAS HOYOS LATERALES? NO
DIFICULTAD PARA RECUPERAR PEZ?
RECUPERAR PEZ
RECUPERAR WHIPSTOCK
SI
NO
COLOCAR EQUIPO PARA AISLAR HOYO EN FUNCION DEL TAML
INVESTIGAR CAUSAS DE ATASCAMIENTO
COMPLETAR POZO ABANDONAR POZO PARA ESTUDIO POST-MORTEN HAY ALGUN PEZ EN EL FONDO? NO COLOCAR POZO A PRODUCCION Y/O INYECCION
SE CUMPLEN OBJETIVOS PROPUESTOS?
13
12
SI REVISAR PORQUE NO SE CUMPLIERON OBJETIVOS NO DECIDIR REACOND. Y/O REHABILITACION
SI POZO CON ÉXITO!
13
NO
SE RESTAURO PRODUCCION?
13
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
SI
28
El Campo Zuata (actualmente es el Campo Junín), esta ubicado dentro de la Faja Petrolífera del Orinoco, sus pozos producen principalmente por los miembros de la formación Oficina. Este caso consiste en comentar el inicio de las operaciones petroleras en esta área con el fin de desarrollar los yacimientos de crudo extra pesado y analizar los criterios de pozo diseñados para permitir la inyección de diluente, el cual disminuirá la viscosidad del crudo, mejorará su movilidad y aumentar la producción de estos pozos con una reducción de costos.
Características: Campo: ZUATA Localización: Sureste de Venezuela (FPO) Presión promedio: 700-900 lpc Temperatura: 120 ºF (49 ºC) Gradiente de presión: 0,418 lpc/pie Formación: Oficina Edad: Oligoceno Tardío-Mioceno Temprano Característica: Arenas no consolidadas
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
Las operaciones de perforación se iniciaron en Agosto de 1999 con un equipo de perforación de 500 HP de pozos estratigráficos verticales y hoyos superficiales. Un equipo de 900 HP comenzó la perforación de las secciones intermedias de 12 ¼” y luego las secciones horizontales de 8 ½” en Septiembre de 1999. El desarrollo de pozos multilaterales se inició en el 2000, y el estudio detallado se basó en el plan de desarrollo del campo con el fin de optimizar el recobro de petróleo y arena neta a lo largo del drenaje, y alcanzar la producción requerida inicial.
29
Hoyo superficial de 16” con revestidor de 13 3/8”.
Sección intermedia de 12 ¼” de manera vertical de 700 a 900 pies, y luego se construye hasta 75º con 5-6º/100 pies de tasa de desviación, seguido por una sección tangente de 150 pies para la instalación de BCP. La inclinación del pozo es incrementada a 90º en tierra con una tasa de 7-8º/100 pies. Revestidor de 9 5/8” y cementado hasta superficie.
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
Una sección horizontal de 8 ½” de 4600 pies es perforada a lo largo de la arena objetivo y luego se corre un liner ranurado de 7” y colocado a la profundidad deseada. Una empacadura en el liner es sellada en el anular entre el liner ranurado y el CSG de 9 5/8”.
30
Completar hoyo principal y el
lateral
con
liner
de
7”-
23lbs/pies, J-55.
Revestidor principal para la
salida del lateral de 9 5/8 ”40lbs/pies, J-55.
Perforar
hoyo
principal
lateral, con mecha de 8½”. La bomba BCP debe
y ser
colocada dentro de la sección tangente del CSG de 9 5/8 ”. La arquitectura de la conexión multilateral debe ser aplicable en el desplazamiento de la conexión sobre las capas productoras para el acceso de múltiples objetivos apilados. Capacidad de re-entrada lateral selectivamente para limpieza o estimulación con coiled tubing. Capacidad para correr una sarta de inyección de diluente en cualquiera de los dos laterales.
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
31
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
32
Tema Nº 03. Perforación Multilateral
33
