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www.pep.pemex.com “Este documento es para uso interno por parte del personal autorizado de Pemex Exploración y Producción. Ninguna
parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa autorización escrita
de la Dirección General de Pemex Exploración y Producción”.
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Octubre, 2014
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Contenido
1. Objetivos
2. Introducción
3. Antecedentes
4. Análisis de parámetros clave
5. Resultados
6. Conclusiones
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Objetivos
• Analizar la respuesta de un pozo horizontal con diferentes geometrías,
variando permeabilidades de fractura, 𝑘𝑣
𝑘ℎ , viscosidad del aceite, longitud
de la sección horizontal, rugosidad y gasto de aceite.
• Analizar el efecto en el perfil de aporte de la sección horizontal de cada uno
de los parámetros mencionados.
• Construir nomogramas para análisis rápidos y confiables de la respuesta
esperada de estos pozos.
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Introducción
Evitar la irrupción de agua en los pozos ha sido históricamente el mayor reto en la
operación de los campos del Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap (APKZM), los
cuales aportan casi 35% de la producción total de México. Aún cuando el manejo
de agua es un problema general de la industria, para el APKMZ, la limitada
infraestructura para el tratamiento de este fluido hace de su control un tema
absolutamente crítico, ya que tiene que cumplir con la calidad del crudo requerida
para exportación (corte máximo de agua de 0.5% y salinidad de 50 lb/1000 bls).
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Introducción
Para producir en ventanas
reducidas de aceite el APKMZ
ha analizado diferentes
geometrías de pozo, en este
trabajo se presenta el análisis
de pozos horizontales,
empleando modelos de
simulación de pozo y
yacimiento, mediante la opción
de “Well Segmentation”
disponible en el software
Petrel-Eclipse que permite
incluir el calculo de caídas de
presión por gravedad, fricción
y aceleración.
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Descripción del Modelo de Simulación
Con el fin de analizar correctamente los fenómenos de flujo pozo-yacimiento, se
diseño una malla tipo “Tartán”, con alto refinamiento en la zona vecina al pozo de
producción, donde se alcanzaron dimensiones de 10 m en el eje X, 2.5 m en el
eje Y y 2 m de espesor de capa.
Se usó como base la descripción de roca, fluidos, permeabilidades relativas y
presiones capilares del modelo del campo KU.
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Análisis de Parámetros Clave
El comportamiento de afluencia en un pozo horizontal en formaciones de alta
permeabilidad se caracteriza por la formación de un cono de agua en el talón
del pozo; este efecto ocurre principalmente por la caída de presión yacimiento-
pozo que se produce en el talón del pozo, atenuándose a través de la sección
horizontal debido a la fricción que se produce al circular el aceite a través del
pozo.
Una mayor
rugosidad o una
tubería de
producción más
pequeña
contribuirían a
incrementar este
efecto.
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Longitud de la Sección Horizontal: la longitud horizontal del pozo tiene efecto
directo sobre el potencial productor del mismo, analizando este parámetro en
términos del tamaño del cono de agua, con el fin de mostrar el impacto de esta
variable en la optimización de la producción. A continuación se presentan los
conos de agua formados por diferentes longitudes de sección horizontal abierta a
flujo para un mismo gasto de producción.
A medida que se
reduce la sección
horizontal abierta al
flujo, el cono de agua
se incrementa hasta
que eventualmente
llega al pozo.
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Analizando el influjo de aceite por cada 100 m con su correspondiente
comportamiento de presión, se hace evidente que la mayoría de la producción
proviene del talón del pozo, donde se presentan las mayores caídas de presión.
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Otro efecto importante es la mayor producción en la punta del pozo respecto a
sus segmentos vecinos; esto se debe a una mayor zona de drene, como se
ilustra a continuación.
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Simplificando aún más el análisis, la sección horizontal del pozo se dividió en 4
segmentos de igual longitud, de 250 m cada una, donde la condición ideal es
que cada cuarto de pozo produzca el 25% del gasto total del pozo, observándose
que los primeros 250 m de sección horizontal producen cerca del 60% de la
producción total.
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Para entender este fenómeno de flujo, se sensibiliza el gasto total de
producción del pozo horizontal, con valores de 5,10 y 20 Mbpd de aceite.
Observándose que a menor producción del pozo, la distribución del influjo en
la sección horizontal tiende a homogenizarse, debido a que la caída de
presión por fricción es menor.
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Producción Total de aceite, al incrementar la producción total del pozo, se
causa una mayor caída de presión en el talón del pozo, lo cual se va atenuando
a lo largo del pozo, provocando, que se tenga mayor porcentaje de la
producción del pozo proveniente de la región del talón del pozo.
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Permeabilidad de fracturas, altas permeabilidades de fracturas contribuyen a
distorsionar el perfil presión-producción del pozo. Cuando la permeabilidad de las
fracturas es alta, es más fácil obtener el aceite de la vecindad del talón que
traerlo desde la punta en términos de caída de presión. En este caso, una kf =10
Darcys hace que el pozo produzca casi 50% del fluido de los primeros 250 m de
sección horizontal, mientras que una kf =1 Darcy distribuye de forma más
homogénea el perfil de aportación del pozo para una producción de 10Mbpd.
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Kv (Darcys) Kv/Kh K´ (Darcys)
10 1 10
5 0.5 7.07
1 0.1 3.16
kv/kh, aún cuando el efecto no es tan dramático como en el caso de la kf en un
medio isotrópico, el incremento en la anisotropía (valores menores a uno de
kv/kh), contribuye a homogeneizar el perfil de producción de la sección
horizontal del pozo para un gasto de aceite constante de 10 Mbpd, la razón es
que el promedio geométrico de permeabilidades se va reduciendo conforme
incrementa la anisotropía, por ejemplo, si se asume kh=10 Darcys y kv de 10, 5 y
1 Darcy, la permeabilidad resultante es: K´=(kv/kh)1/2
Análisis de Parámetros Clave
kv (Darcys) kv/kh K´ (Darcys)
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A mayor anisotropía kv/kh mejor distribución del flujo de aceite del yacimiento a
la sección horizontal.
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Rugosidad, para analizar el efecto de la rugosidad sobre el perfil de aporte del
pozo se usaron tres valores de este parámetro, dos extremos y uno intermedio
(0.6, 0.06 y 0.0006 pg), observándose lo siguiente: valores altos de rugosidad
implican altas caídas de presión por fricción por unidad de longitud de
sección horizontal, esto distorsiona el perfil de aporte y ocasiona que cerca del
60% de la producción total del pozo se concentre en el talón.
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Viscosidad del aceite: esta variable comúnmente juega un papel vital en
cualquier sistema de producción de aceite. Para fines ilustrativos se realizo
sensibilidad a este parámetro con los valores siguientes: 2, 7y 12 cp.
El perfil de aporte del pozo se hace más uniforme con el incremento de la
viscosidad, lo cual convierte a los pozos horizontales en candidatos para
yacimientos de aceites pesados y extra-pesados.
Análisis de Parámetros Clave
Aporte porcentual por segmento
en función de viscosidad del aceite
𝜇𝑜 = 2𝑐𝑝 𝜇𝑜 = 7𝑐𝑝 𝜇𝑜 = 12𝑐𝑝
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Comparando el perfil de aportación de un pozo, con y sin dispositivos de control
de flujo ICD´s, las ventajas de las ICD´s son evidentes en formaciones de alta
permeabilidad, observándose una distribución más homogénea de flujo
yacimiento-pozo, este resultado es respuesta directa de la regulación del aporte
de fluidos a lo largo de la sección horizontal.
Análisis de Parámetros Clave
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Conclusiones
• Este estudio se analizó y caracterizó de forma efectiva el
comportamiento de flujo de los pozos horizontales permitiendo
optimizar su longitud horizontal en función de las propiedades roca-
fluidos del yacimiento.
• Se determinó que altos valores de: gastos de producción, permeabilidad
de fracturas, relación kv/kh y rugosidad disminuyen la uniformidad del
aporte de fluidos a lo largo de la sección horizontal de un pozo, mientras
que la viscosidad del aceite tiene el efecto contrario.
• La longitud de la sección horizontal de un pozo tiene un alto impacto en
sobre la conificación de agua.
• Mediante esta metodología de análisis, se puede optimizar la
configuración de dispositivos de control de flujo en la sección horizontal
abierta a flujo de un pozo, distribuyendo homogéneamente la entrada de
aceite al pozo.