INTRODUCCIÓN A menudo los ingenieros ingenieros son llamados para predecir la presión-producción presión-producción del comportamiento de pozos para determinar su capacidad productiva. Tener una idea de la tasa de presión permite al ingeniero evaluar varios escenarios de operación a determinar el plan de producción óptimo y diseñar e instalar la superficie y equipos de producción al subsuelo cuando sea necesario. Los pozos horizontales se han hecho populares para la producción en yacimientos de petróleo y gas en muchos países alrededor del mundo. Los objetivos de los pozos horizontales se encargaran de mejorar la producción de petróleo y gas, convirtiendo un aceite no comercial o en un depósito de gas comercial y controlar los problemas graves. Debido al hecho de que pozos horizontales pueden mejorar la recuperación del reservorio, deben tenerse en cuenta al planificar un plan de desarrollo del campo. Mientras que los pozos horizontales son generalmente más costosos que al perforar pozos verticales. Para determinar si un pozo horizontal es apropiado en un yacimiento, en particular se debe realizar un análisis económico. Con el fin de hacer esto, debe ser capaz de estimar la inversión y prevé la futura producción del pozo.
OBJETIVO Se tiene como objetivo estudiar el comportamiento de pozos horizontales de gas. Una variedad de depósito y las propiedades del fluido serán investigadas para determinar su efecto sobre el rendimiento. La tasa de presión generara datos que serán utilizados para desarrollar relaciones empíricas de rendimiento de flujo de entrada para pozos horizontales de gas. En resumen, el objetivo de este tema es estudiar el rendimiento de pozos horizontales de gas y las relaciones futuras de rendimiento para pozos horizontales de gas.
MARCO TEORICO Muchos reservorios de baja permeabilidad de gas están históricamente considerados como no comerciales debido a las bajas tasas de producción. La mayoría de los pozos verticales perforados en depósitos impermeables a los gases se estimulan mediante fracturación hidráulica y/o acidificación de los tratamientos para lograr precios económicos. Además, al agotar un depósito estancado de gases, los pozos verticales deben ser perforados a distancias cortas para drenar el depósito de manera eficiente. Esto requeriría un gran número de pozos verticales. En tales depósitos, los pozos horizontales proporcionan una atractiva alternativa para agotar eficazmente depósitos impermeables a los gases y alcanzar un flujo alto de las tasas. Joshi (1991) señala que los pozos horizontales son aplicables tanto en permeabilidad baja, así como en yacimientos de alta permeabilidad. En el cálculo de la tasa de flujo de gas de un pozo horizontal, Joshi introdujo el concepto del radio efectivo del pozo ¢ w r en la ecuación del flujo de gas. El radio efectivo del pozo está dada por:
Dónde: L= longitud del pozo horizontal, ft h=espesor, ft rw= radio del pozo, ft reh= radio de drenaje del pozo horizontal, ft a= eje de drenaje de la elipse, ft A= área de drenaje, acres
Métodos para calcular el área de drenaje horizontal y se presentan para un estado pseudoestable, Joshi expresa la ecuación de Darcy de un flujo laminar en las dos formas siguientes familiares:
Método presión cuadrática:
Dónde: Qg= rata de circulación del gas, Mscf/d k= permeabilidad, md s= factor de daño T= temperatura, ºR
Método de Pseudo presión
Efecto de la longitud del pozo Una forma muy interesante de ilustrar el efecto de la longitud del pozo horizontal es comparar el rendimiento de diferentes longitudes de pozo horizontal para una determinada permeabilidad del yacimiento.
Aplicabilidad de los pozos horizontales En los últimos años, algunos pozos horizontales han sido perforados alrededor del mundo con diferentes propósitos de aplicación. Estos propósitos van a variar dependiendo de las condiciones de acumulación de hidrocarburos en el subsuelo. Entre las aplicaciones más comunes se tienen:
Yacimiento de poco espesor de arena.
Yacimiento con problemas de Conificación y Canalización de agua y/o gas.
Yacimiento de gas no asociado.
Yacimiento de alta permeabilidad.
Yacimiento de baja permeabilidad.
La ventaja más importante de la perforación horizontal es que incrementa notablemente el retorno de la inversión. Esta tecnología requiere de mayor complejidad en las operaciones de perforación, completación y puesta en servicio de un pozo petrolero, si se le compara con un pozo vertical, pero el contacto entre la arena petrolífera y la tubería del pozo es mayor y por tanto, el índice de productividad de crudo aumenta, con el obvio beneficio que esto representa. Esto puede resultar en un incremento sustancial en las tasas de producción a una caída constante de presión, o a una reducción en la caída de presión a tasas de producción constantes. La reducción de la caída de presión es particularmente
beneficiosa en yacimientos propensos a la conificación y canalización con problemas de control de agua.
Ventajas que ofrece la perforación de los pozos Horizontales. Las principales ventajas que presenta un pozo horizontal con respecto a un pozo vertical son las siguientes Aumenta el índice de productividad de tres a cinco veces, para una misma caída de presión.
Incrementa el área de drenaje por pozos en el yacimiento.
Reduce la conificación y canalización de agua y/o gas.
Mayor petróleo producido por pozo al final de su vida, con la consecuente reducción del número de pozos requeridos para desarrollar un yacimiento.
Puede reemplazar hasta cuatro pozos verticales dentro de un mismo yacimiento.
Desventajas que ofrece la perforación de los pozos Horizontales. Algunas de las desventajas que poseen los pozos horizontales con respecto a los verticales son:
Altos costos de perforación, debido a que se requiere mayor tiempo de taladro que en un pozo vertical y el incremento del riesgo a presentar problemas operacionales.
Las barreras de permeabilidad vertical limitan la eficiencia de barrido vertical.
Las opciones de recompletación son limitadas, en los casos en que se desee controlar los problemas ocasionados por altos cortes de agua y/o altas relaciones gas/petróleo.
Requieren fluidos especiales y libres de sólidos para prevenir el daño a la formación.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES El rendimiento de los pozos horizontales de gas se ha investigado a través de análisis de los resultados de simulación para una variedad de propiedades de yacimiento. Los datos de rendimiento se generan en los supuestos siguientes: depósito tiene una forma rectangular, espesor del yacimiento es uniforme o constante, es desde el pozo entero, condiciones isotérmicas, no existe la solubilidad del gas en el agua, no hay reacción entre el depósito de fluido y la roca, y la fase de agua es inmóvil. 1. La forma de la curva IPR adimensional es independiente de la permeabilidad, del pozo de la longitud, el grosor de pago, área de drenaje, la anisotropía de permeabilidad y densidad del gas. 2. La forma de la adimensional IPR se ve afectada por la recuperación del reservorio o agotamiento. Este efecto es más pronunciado en las etapas inferiores de depósito de recuperación y parece ser menos significativo en las recuperaciones mayores que 30%.
BIBLIOGRAFIA http://ri.biblioteca.udo.edu.ve/bitstream/123456789/1557/1/07-TESIS.IP009.Q60.pdf (vista por última vez el 14/10/12) http://es.scribd.com/doc/20114904/Principios-de-Perforacion-Direccional-y-Horizontal (vista por última vez el 14/10/12) Libro: Tarek Amed, Reservoir Engineering HandBook, third edition.
