POZOS HORIZONTALES DE GAS 1. Introducción Muchos reservorios de baja permeabilidad de gas están históricamente considerados como no comerciales debido a las tasas de producción bajas. La mayoría de los pozos verticales perforados en yacimientos de gas son estimulados mediante fracturamiento hidráulico y/o tratamientos de acidificación para alcanzar tasas económicas de flujo. Además, para agotar un depósito de gas, los pozos verticales deben ser perforados en estrecha separación eficiente para drenar el depósito. Esto requeriría un gran número de pozos verticales. En tales depósitos, pozos horizontales proporcionan una alternativa atractiva para agotar eficazmente depósitos impermeables a los gases y alcanzar altas velocidades de flujo. La técnica de perforación horizontal se remonta a los años 50, cuando se realizaron los primeros pozos horizontales en Rusia, y no es hasta 1970 que se obtienen las mejoras en la técnica de perforación direccional, constituyendo actualmente una tecnología de nivel avanzado y confiable. La perforación horizontal es una derivación directa de la perforación direccional. Con la aplicación de esta técnica se puede perforar un pozo direccionalmente hasta lograr un rango entre 80° y 90° de desviación a la profundidad y dirección del objetivo a alcanzar a partir del cual se iniciará la sección horizontal. Si un pozo horizontal es perforado paralelamente al plano de la arena aumenta el área de contacto entre el pozo y la formación; esto puede implicar que éste no sea totalmente horizontal. En realidad existen muy pocos pozos horizontales debido a que los yacimientos regularmente presentan buzamiento. Esto se refleja en un incremento de la productividad del pozo con respecto a un pozo vertical. Los Pozos Horizontales pueden proveer solución óptima en situaciones específicas donde es necesario lo siguiente:
Mejorarla recuperación y el drenaje del reservorio. Incrementar la producción en reservorios con solidados. Para espaciar y reducir el número de pozos en proyectos de desarrollo y de inyección. Control de problemas de conificación de gas/agua.
Los expertos en costos han acordado que los pozos horizontales se han convertido en un método preferido de recuperación de petróleo y gas de reservorios en la que estos fluidos ocupan estratos que son horizontales, o casi, debido a que ofrecen mayor área de contacto con la capa productiva que los pozos verticales. Si bien el factor de coste para para un pozo horizontal puede ser tanto como dos o tres veces mayor que la de un pozo vertical, el factor de producción se pueden mejorar tanto como 2 o 5 veces, lo que hace muy atractivo.
2. Objetivos
Conocer la aplicabilidad de los pozos horizontales. Reconocer los beneficios de los pozos horizontales. Comparar las ventajas y desventajas de pozos horizontales. Aprender a calcular tasas de producción.
3. Marco Teórico 3.1 Pozos Horizontales Se definen como pozos horizontales aquellos que son perforados paralelamente a los planos de estratificación del yacimiento (o hasta alcanzar 90 grados de desviación con respecto a la vertical), siempre y cuando se inicie la perforación desde superficie, debido a que cuando se comienza a perforar desde un pozo ya existente se denomina „‟Re -entry‟‟.
Él término „‟pozo horizontal‟‟ se refiere a pozos de 90 grados de inclinación con respecto a la vertical, pero también se denominan pozos horizontales aquellos con un ángulo de desviación no menor de 86 grados. Este presenta una fractura de conductividad finita donde la altura de la fractura es igual al diámetro de la sección horizontal del pozo. Esta técnica consiste básicamente, en penetrar en forma horizontal un estrato productor. Así se aumenta el área de exposición al flujo dentro del yacimiento, reduciendo a su vez la caída de presión entre el borde exterior del mismo y el pozo. El interés en los pozos horizontales ha sido acelerado debido al mejoramiento de la tecnología de perforación y completación. Esta ha permitido aumentar la eficiencia y economía en el recobro de petróleo. Los pozos horizontales aumentan la tasa de producción y mejoran el recobro en los yacimientos maduros comparado con los pozos verticales.
3.2 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 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
3.3 Ventajas 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.
3.4 Desventajas Algunas de de las desventajas desventajas que poseen poseen los pozos pozos horizontales horizontales con respecto a los verticales 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 Requieren fluidos especiales y libres de sólidos para prevenir el daño a la formación
3.5 Parámetros a considerar para la perforación de un Pozo Horizontal
Grado de Agotamiento del Yacimiento: La productividad que se logra con un pozo horizontal es de 2 a 5 veces más alta que la de un pozo vertical. Si el yacimiento se encuentra altamente drenado, la perforación de un pozo vertical no aumentaría la producción lo suficiente como para justificar económicamente el pozo. Sin embrago, un yacimiento agotado podría tener suficientes reservas como para justificar el aumento de los costos de la perforación horizontal en función de una mayor producción. No obstante, debe ser la evaluación económica la que indique finalmente la factibilidad del proyecto. Espesor del Yacimiento: Un pozo horizontal en un yacimiento de espesor delgado se comporta como un pozo vertical que intercepta una fractura de conductividad infinita con una longitud igual a la del pozo horizontal. El espesor de la arena objetivo debe conocerse para escoger el nivel óptimo de navegación dentro de esta. Permeabilidad Vertical: Para que un pozo horizontal presente una buena productividad, debe drenar de un yacimiento con buena comunicación vertical. Una baja permeabilidad vertical reduce la productividad del pozo, es por ello que este tipo de pozo no es conveniente en formaciones que presenten abundantes barreras lutíticas. Geología del Área: Es importante disponer de la mejor descripción geológica del área para obtener un pozo exitoso. Se deben tomar en cuenta los parámetros como buzamientos, presencia de fallas, cambios de porosidad y contactos Agua/Petróleo o Gas/Petróleo. El buzamiento estructural es un parámetro importante que debe considerarse en la planificación de la trayectoria de un pozo horizontal, ya que éste permitirá definir el ángulo óptimo con el cual se penetrará la arena objetivo. Igualmente la trayectoria del pozo debe
ajustarse a la inclinación del cuerpo arenoso a fin de garantizar una navegación óptima dentro del objetivo propuesto. Espaciado de los Pozos: en yacimientos altamente drenados la perforación de pozos muy próximos entre sí puede producir una rápida interferencia entre estos, mientras que en el caso de yacimientos con empuje de agua o gas el espaciado entre los pozos dependerá de la distancia mínima requerida para evitar la conificación de agua o gas entre dos pozos adyacentes.
3.6 Producción de Pozos Horizontales de Gas Joshi (1991) señala que los pozos horizontales son aplicables tanto en yacimientos de baja permeabilidad, así como en los reservorios de alta permeabilidad. Para el cálculo de la tasa de flujo de gas de un pozo horizontal Joshi introdujo el concepto de la “R'w” (radio efectivo del pozo) en la ecuación de flujo de gas. El radio efectivo del pozo está dada por:
Con:
Donde:
r‟w = radio efectivo del pozo [ft] L = longitud del pozo horizontal [ft] h = espesor [ft] r w = radio del pozo [ft] r eh eh = radio horizontal de drenaje del pozo [ft] a ½ del eje mayor de la la elipse de drenaje drenaje [ft] A = área de drenaje [acres] [acres]
Para un estado pseudoestable, Joshi expresa la ecuación de Darcy de un flujo laminar en las dos formas siguientes familiares:
Forma de la Presión-Cuadrada
Forma de la Pseudo-Presión
Donde: Qg = Tasa de flujo de gas, Mpc / día K = Permeabilidad, md. h = Espesor de la arena, ft r‟w = radio efectivo del pozo, ft r eh eh = Radio horizontal de drenaje del pozo , ft r w = Radio del pozo, ft S = Factor de daño T = Temperatura, ° R Pr = Presión promedio del yacimiento, psi Pwf = Presión de fondo fluyente, psi μg = Viscosidad a la presión promedio, cp z = Factor de compresibilidad a la presión promedio Ψr = Pseudopresión promedio del yacimiento, psi 2/cp Ψwf = Pseudopresión de fondo fluyente, psi 2/cp
4. Conclusiones Aunque la perforación perforación de pozos horizontales horizontales es sumamente costosa en comparación comparación con la de un pozo vertical debido a las altas tasas de taladro, el servicio direccional y las horas hombre. Los pozos horizontales alcanzan un incremento de producción que van desde 2 a 5 veces con respecto a un pozo vertical, reduce los problemas de arenamiento y conificación de agua y/o gas. Algo muy importante importante de los pozos horizontale horizontales s es disminuir: el numero de pozos pozos perforados perforados desde la superficie, el numero de taladros y/o plataformas, instalaciones y equipos, la cantidad de localizaciones y por lo tanto el área de afectación (principalmente en tierra) lo cual se refleja en un ahorro de tiempo, logística y transporte.
5. Bibliografía
http://www.horizontaldrilling.org/ http://www.buenastareas.com/ensayos/Pozos-Horizontales-e-Inyecci%C3%B3n-DeVapor/1546436.html http://mpge.ou.edu/research/documents/nosa.pdf Ahmed, Tarek “Reservoir Engineering” H A N D B O O K Third Edition Joshi, S., Horizontal Well Technology. Tulsa, OK: PennWell Publishing Company, 1991.
