Terminacin de Pozos horizontales en el Complejo Antonio J. Bermdez

Autores: Luis A. Jurez Celis. (881) 24193; luis.angel.juarez@pemex.com ; Direccin=Ranchera Cumuapa 2da. Seccin, Cunduacan Tabasco, Mxico. Rafael Guerrero Altamirano. (881) 56040; rafael.guerrero@pemex.com ; Direccin=Ranchera Cumuapa 2da. Seccin, Cunduacan Tabasco, Mxico.

Categora principal: Desarrollo y Optimizacin de la Explotacin de Campos

Categora secundaria: Sistemas de Produccin y Comercializacin de Hidrocarburos

Resumen

Este caso muestra el resultado de la aplicacin de terminaciones avanzadas en pozos

horizontales en el campo Samaria del Proyecto Antonio J. Bermdez, para incrementar

la vida productiva; esto resultado de la integracin y combinacin del anlisis de las

variables que impactan el aporte del pozo y por consiguiente en el diseo de

terminacin del pozo.

Debido a la complejidad del yacimiento heterogneo y fracturado, as como la

distribucin actual de fluidos, existe un gran potencial por aplicar terminaciones

avanzadas en pozos horizontales para optimizar la recuperacin de aceite. Se concluye

que a travs de la generacin de un diseo de liner con controladores de flujo, cedazo y

empacadores hinchables (terminacin avanzada), se ha logrado mitigar la irrupcin

temprana del agua en los pozos productores del campo Samaria, alcanzando una

produccin segura y estable con una marcada tendencia a una mayor vida productiva

que alcanza hasta 3 veces ms comparado con los pozos de otra arquitectura, lo cual

ha permitido que el plan de desarrollo para el campo contine con pozos horizontales.

Fig. 1 Ubicacin del campo Samaria en Complejo Antonio J. Bermdez

Introduccin

El Complejo Antonio J. Bermdez es un yacimiento clasificado como sper

gigante en la formacin Mesozoico de carbonatos naturalmente fracturados, tipo 2 de

acuerdo a la clasificacin de Nelson. Est dividido en 5 campos mayores: Samaria,

Cunducn, Oxiacaque, ride y Platanal. La principal roca productora es de la edad

cretcica a una profundidad entre 3100 y 4500 m con porosidad entre 2 y 6%,

permeabilidades entre 5 y 200 mD. La presin esttica de yacimiento inicial al plano de

referencia es de 533 kg/cm2 y actualmente 140 kg/cm2 y una temperatura de 130 C.

Geolgicamente se encuentra en el denominado pilar tectnico Reforma-Akal

Fig. 2 y la resolucin vertical de la ssmica 3D del campo es de 130 150 m.

Fig. 2. Pilar de Akal

La tectnica de la estructura, est asociada a diferentes movimientos de sal y en ella

se han definido dos niveles de sal, que originan los diferentes ambientes de

sedimentacin y de igual manera las evacuaciones e intrusiones de sal originan la

configuracin final del modelo estructural de forma radial muy caracterstico de

estructuras de colapso.

Dado la complejidad tectnica y estructural, la ausencia de tecnologas

disponibles para perforar y terminar pozos horizontales combinado con la falta de

experiencia en perforacin horizontal, result que este campo desde su descubrimiento

en el ao 1973 y hasta el 2006 se haba desarrollado con perforacin y terminacin de

pozos verticales y convencionales tipo J S, En la Fig.3, se observa una muestra de

40 pozos que tienen una inclinacin menor a 58.

Fig.3. Trayectorias de pozos perforados en el campo Samaria

A partir del 2007 el desarrollo del campo Samaria del proyecto Antonio J. Bermdez

contempl la perforacin y terminacin de pozos horizontales pero debido a la ausencia

de terminaciones avanzadas en estos pozos, fueron terminados convencionalmente con

liner ranurado, resultando en un importante incremento de produccin comparado con

los pozos de otras trayectorias, pero a tiempos cortos los pozos tuvieron que ser

reparados por la irrupcin del agua; esta problemtica se analiz a detalle y se

estableci un modelo conceptual de flujo y se identific que la tecnologa de

terminaciones avanzadas con controladores de flujo, cedazos y empacadores

hinchables mitiga la situacin. Con la inclusin de las nuevas tecnologas a la fecha se

han instalado seis terminaciones avanzadas, resultando en un mejor control del avance

del agua, produccin de aceite estable, una mayor vida productiva y mayor eficiencia de

recuperacin; el rea de oportunidad para optimizar las futuras aplicaciones se llevara a

cabo con la toma de informacin en las aplicaciones actuales.

Desarrollo del Tema

Definicin del problema y/o exposicin de la teora

Los pozos verticales y convencionales tipo J y S, representaron en su momento la

mejor estrategia para el desarrollo del campo samaria, pero este tipo de geometra

genero un disturbio en la distribucin de los contactos, esto porque se observ que

pozos en posicin estructuralmente alta fueron invadidos por agua y los pozos nuevos

que se perforaron en la misma posicin estructuralmente no resultaron invadidos, se

traduce en un avance irregular de los fluidos, caracterstico de campos con conificacin

de agua o gas; esta condicin resulta en baja productividad, baja eficiencia y menor

factor de recuperacin.

En la siguiente seccin estructural se muestra lo anterior, en la cual se observa el pozo

vertical Samaria 111 el cual est invadido por agua hasta el intervalo superior, y del otro

lado se observa el pozo vecino Samaria 5111 el cual es horizontal y se localiza en la

misma formacin del Samaria 111, este hecho comprueba la conificacin del campo.

Fig.4.Seccion estructural muestra la conificacin causada por los pozos verticales

Para esta situacin la perforacin y terminacin de pozos horizontales ofrece mayor

rea de contacto, mayor produccin de aceite, avance de flujo uniforme y mayor

eficiencia de recuperacin de aceite, por lo cual se inici la estrategia de perforacin y

terminacin de pozos horizontales, durante el periodo 2007-2010 se terminaron 7

pozos, pero estos fueron terminados convencionalmente con liner ranurado, lo cual en

trminos de produccin de aceite se observ un incremento de produccin pero a

tiempos cortos se invadieron por agua.

A continuacin se muestra la tabla resumen de los pozos perforados en este periodo.

Tabla 1. Resumen de los pozos horizontales del 2007-2010.

Fig.5. Historia de produccin del pozo Sam- 1075 terminado con liner ranurado

Fig.6. Historia de produccin del pozo Sam- 5111 terminado con liner ranurado

El efecto de irrupcin del agua en los pozos horizontales terminados

convencionalmente, caus baja de productividad, menor factor de recuperacin e

inversiones no econmicas. Por lo cual esta problemtica se analiz ampliamente y se

identific que hay una serie de factores que generan un aporte de flujo irregular

ocasionando por la irrupcin del agua, afectando el desempeo de los pozos

horizontales.

Para poder describir el fenmeno de irrupcin del agua del pozo, se configuraron una

serie de variables que coadyuvaron a modelos analticos que permitieron describir como

es el comportamiento del gasto en funcin de la longitud del pozo, tamao de agujero,

perfil de permeabilidades y de presin de yacimiento.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

ene/07 ene/08 ene/09 ene/10 ene/11 ene/12

Sam-1075 Qo, bpdfw, bpd

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

ene/07 ene/08 ene/09 ene/10 ene/11 ene/12

Sam-5111

Qo, bpd

fw, bpd

9-2008

6-2007

Rm

a

His

tori

a p

revia

Al detalle las variables a considerar que estn teniendo un impacto significativo en el rendimiento de los pozos horizontales en general son las siguientes:

i. Perfil de permeabilidad.

ii. Cada de presin en el espacio anular (entre la formacin y el liner de

produccin).

iii. Friccin en la seccin horizontal.

iv. La relacin de movilidades entre fluidos.

v. La variacin vertical de presin en la trayectoria horizontal del pozo.

Al estar presente alguno o varios de estos parmetros se genera el efecto punta taln

resultando en un perfil de flujo irregular de la formacin al pozo, provocando que en

unas zonas avance prematuramente el agua.

Entonces hay factores que estn afectando el desempeo de los pozos, uno es el perfil de permeabilidad, indudablemente el contacto de la permeabilidad a lo largo de la seccin horizontal va estar dominando el flujo, el siguiente aspecto son las cadas de presin en el espacio anular entre la formacin y el liner de produccin; el tercer factor es la presencia de friccin que puede ser muy grande y ocasionada por alguna de las siguientes situaciones: tamao de la tubera, viscosidad muy grande o mucho gasto, indudablemente el punto ms crtico para la friccin es el taln (Heel) en este espacio se tendr el mayor aporte de fluido, debido a que esa zona va a generar que mayor fluido se mueva hacia all pues en esta zona tengo la mayor cada de presin. El cuarto aspecto es la relacin de movilidades entre los fluidos, en aquellas zonas donde tengo unos contactos de agua-aceite o gas-aceite muy cerca, all voy a tener un movimiento potencial de esos fluidos, que tienen una mayor velocidad en el medio poroso, tal es el caso del agua y gas. Y el quinto aspecto es la variacin vertical de presin en la trayectoria del pozo, la cual afecta directamente el movimiento de fluidos pues para que todo fluido se mueva debe existir una diferencia de presin o delta P por lo que, si hay un cambio de presin a lo largo de la seccin horizontal esto va afectar el aporte de fluidos. Estos cinco parmetros van a estar dominando el desempeo de los fluidos del medio poroso hacia la seccin horizontal, por lo que hay que tratar de entenderlos, manejarlos y una vez entendidos ver como convivir con ellos y optimizarlos. Se ha identificado que estos parmetros generan bsicamente 4 tipos de perfil de produccin irregular; el modelo del caso 1 considera un yacimiento homogneo, con mayor friccin en el espacio anular, producto de la viscosidad o del gasto, resultando que vamos a mover mayor fluido hacia el taln porque vamos a tener mayor friccin, a medida que el fluido entra al espacio anular, el fluido se va acumulando, a mayor volumen acumulado genera ms friccin, esto va a provocar mayor cada de presin en el taln y de esta manera va a generar mucho ms aporte de fluido del taln. Generar ms aporte de fluido a travs de esa zona, significa que voy a mover ms rpido los fluidos con mayor velocidad (agua o gas).

Fig.7 Comportamiento del caso 1 yacimiento homogneo

En modelo del caso 2, se presenta cuando se tiene ms permeabilidad hacia el taln y no hacia la punta. Esta condicin va a generar mayor produccin del taln y menor produccin de las otras zonas con menor permeabilidad y a tiempos cortos el avance del agua ser ms pronto del taln que de las otras zonas.

Fig.8 Comportamiento del caso 2 mayor permeabilidad en el taln

Similar pasa en el modelo del caso 3 cuando se identifica que tenemos mayor permeabilidad hacia la punta no hacia el taln, en este caso vamos a generar ms aporte de fluidos de esta zona (punta) y menor fluido del taln, por lo tanto en la punta se tendr un rpido el avance del agua.

Fig. 9 Comportamiento del caso 3 mayor permeabilidad en la punta

Un escenario ms complejo el cual es caracterstico del campo Samaria, es modelo del caso 4, con un contraste de permeabilidades de yacimiento heterogneo, el fluido es aportado por las zonas que tienen menor resistencia al flujo en el medio poroso, es decir las zonas donde tengo la mayor permeabilidad. En samaria es caracterstico principalmente por el intenso fracturamiento y micro-fracturamiento combinado con la baja permeabilidad de la matriz, por lo que hay zonas con mayor aporte de fluidos en cualquier zona de la seccin horizontal.

Fig.10 Comportamiento del caso 4 yacimiento heterogneo

Esto debido a la heterogeneidad del campo, observada en los perfiles de permeabilidad de los pozos horizontales, adems no se consider que el flujo va estar viajando por el espacio anular entre la formacin y el liner de produccin, sin embargo el fluido va a tomar el camino que tenga menos resistencia al flujo y el espacio anular es un medio que tiene una permeabilidad infinita, en realidad lo que estaba pasando, que el fluido del medio poroso entra al espacio anular e inmediatamente toma el camino con menos resistencia al flujo y esto provoca un movimiento de fluidos a lo largo del espacio anular y se presenta ms severo en el taln del pozo porque se combina con las cadas de presin a lo largo de la seccin horizontal, lo cual genera un perfil de flujo irregular, siendo ms severo en el taln.

Fig.11 Perfil de permeabilidad de pozo horizontal del campo Samaria

Dada esta problemtica, la aplicacin de terminaciones avanzadas minimiza estos escenarios, sin distincin de la variable predominante que este ocasionando el perfil de flujo irregular, es decir no importa si el flujo irregular es ocasionado por la distribucin de la permeabilidad, la presencia de friccin, la relacin de movilidades o por los cambios de presin de yacimiento, cualquiera de estas variables sern balanceadas con la terminacin avanzada.

Solucin y procedimientos de anlisis o descripcin de equipos y procesos

Aplicacin de terminaciones avanzadas

El objetivo de los pozos horizontales es tener una mayor vida productiva de pozo, aprovechando que tienen una mayor productividad que los pozos verticales, debido al aumento de rea de contacto con el yacimiento y porque es posible reducir la conificacin del agua con la aplicacin de terminaciones avanzadas. El concepto de terminacin avanzada es generar un aporte de fluidos uniforme, controlando las zonas de mayor permeabilidad y favoreciendo el flujo de zonas con menor permeabilidad, retrasando el avance de fluidos no deseados (agua o gas), resultando con mayor produccin de aceite, menor produccin de agua y mayor vida productiva del pozo.

La terminacin avanzada consiste en el liner de produccin con la instalacin de tres

elementos: controlador de flujo, cedazo y empacador hinchable.

Fig.12 Elementos de la terminacin avanzada

Cedazo

rea de flujo

boquilla

Empacador hinchable

Controlador de flujo

Controladores de flujo Esta tecnologa tiene el objetivo en una seccin horizontal generar entrada de flujo uniforme, resultando en un control del avance de fluidos desde el fondo, con una distribucin de presin a lo largo de la seccin horizontal a manera de poder garantizar esa produccin uniforme y como resultado de esta aplicacin se va a reducir el avance de los fluidos no deseados y por ende mayor factor de recuperacin y una mayor vida productiva de los pozos. Hay dos tipos de controladores de flujo, pasivo y activo. Desde el punto de vista pasivo, estos son mecanismos de cada de presin independientemente del control humano, es decir que tienen un diseo de geometra para el paso del flujo, que genera una cada de presin en funcin de las propiedades del fluido y gasto. Es decir estos controladores pasivos no pueden ser manipulados durante la vida productiva del pozo. Por el contrario los otros controladores de flujo activos, adicionalmente tienen un mecanismo de control (camisa), con la cual es posible regular la apertura o cierre del controlador de flujo a manera de tener menor o mayor gasto. Ahora vamos a enfocarnos para el caso del mecanismo de control pasivo, donde el controlador va desempear o generar una cada de presin dependiendo de las propiedades del fluido y del gasto de produccin. Cada controlador de flujo pasivo tiene un cierto rendimiento dependiendo de su diseo

nico, por rendimiento me refiero a la relacin matemtica entre el diseo de la

herramienta, la geometra, el gasto de flujo y las propiedades de los fluidos, resultando

en la cada de presin generada en funcin a los fluidos que fluyen a travs de l.

Hay diferentes mecanismos para generar cada de presin, pero todos se basan en la geometra a la que el flujo estar sometido. Los dispositivos de control de flujo disponibles en el mercado, los clasifico de acuerdo al diseo de geometra de flujo en cuatro tipos: Helicoidal, Orificio, Tubo-canal y modelos Hbridos que combinan geometras de los primeros 3 tipos. La geometra ms sencilla es simplemente disminuir el rea de flujo con un orificio o boquilla, generar cada de presin con un orificio, es decir el flujo del medio poroso al tubo se encontrara con un orificio que tienen un rea de flujo muy pequea, despus de pasar el flujo por esta boquilla la velocidad va a incrementar, si la velocidad incrementa hay probabilidad de erosionar el material. La geometra con diseo ms elaborado es tipo helicoidal, esta surgi por el criterio de evitar los problemas de erosin o taponamiento es decir tratar de disminuir la velocidad de flujo a lo largo del controlador y la manera de disminuir la velocidad es incrementando el rea de flujo, pero como se deseaba mayor cada de presin fue necesario crearla con un diseo particular por lo que se combin un tubo canal de forma helicoidal y es as porque para generar esa cada de presin se requiere una longitud muy grande y la longitud del controlador de flujo es apenas entre 3-4 metros, la solucin para hacerlo en menor longitud es colocando este tubo muy grande entorchado a lo largo del tubo base y son canales porque se colocaron tres tubos

entorchados, de manera que el flujo del medio poroso va a pasar por 3 canales que es un rea mayor de flujo y el contacto del fluido a travs de la geometra helicoidal estar generando la friccin necesaria para efectuar la cada de presin necesaria para controlar el flujo de las zonas muy particulares del yacimiento, sin embargo este controlador de flujo a tiempos largos pierde eficiencia porque en la tortuosidad del camino helicoidal tienda a depositarse restos de aceite con alta viscosidad, lo cual disminuye el rendimiento de cada de presin. Finalmente la geometra de flujo tubo canal simplemente trato de mitigar el efecto de dependencia a la viscosidad y este dispositivo genera cada de presin a travs de una seccin corta de tubo- canal es decir contiene 6 tubos canales de cortos de forma lineal pero para generar cada de presin suficiente fue necesario variar el dimetro de los tubos por lo que el flujo del medio poroso se encuentra con un rea de flujo moderada creada por 6 entradas a tubo-canales de diferente dimetro y cada una va a estar generando cada de presin por reduccin de rea de flujo y friccin. Recientemente han salido dos controladores de flujo con geometras hibridas, es decir combinan las geometras anteriores, con la principal ventaja que optimizan el efecto de erosin, taponamiento y cada de presin al agua, por esto ofrecen una mayor control del agua. Varias compaas ofrecen los diferentes tipos de controladores y cada una tiene su nombre comercial.

Fig.13 Controladores de flujo

Indudablemente estos mecanismos de control de flujo pasivos tienen una ventana operacional y no es fcil determinar cmo aplicarlos, el diseo depende del anlisis de: permeabilidad, friccin, gasto, movilidad y la presin del yacimiento; cuando esos valores van a los extremos en esta medida voy a tratar de mitigar el problema. Entre los eventos que sufre el controlador de flujo destaca su desgastamiento natural es decir su erosin, por lo cual cada compaa de servicios ha realizado pruebas de erosin con el objetivo de identificar los lmites fsicos de los equipos. Y de esta manera al ser instalado garantizar que funcione bajo las condiciones a las cuales ser sometido. Empacadores hinchables La terminacin avanzada adicionalmente al mecanismo de control de flujo considera la aplicacin de empacadores hinchables pero siempre y cuando no se utilice

Helicoidal Orificio Tubo-canal Hibrido Hibrido

empacamiento con grava es decir que el espacio anular entre la formacin y el liner de produccin este vaco. La aplicacin de empacadores hinchables tiene el objetivo de forzar que todo el fluido que viene del medio poroso pase directamente a la tubera y la manera forzar es evitar que el fluido viaje en el espacio anular y la manera de evitar que el fluido viaje en el espacio anular es dividiendo la seccin horizontal, es decir crear compartimientos con los empacadores hinchables, si incrementamos el nmero de empacadores en la seccin horizontal vamos a restringir el flujo en la direccin lineal dentro del espacio anular, independientemente si se mueve en direccin hacia el taln o hacia la punta. Con esto el fluido ahora le toca pasar directamente del medio poroso al espacio anular (entre el medio poroso y el liner de produccin) despus el flujo deber pasar por el mecanismo de cada de presin y es la salida del controlador de flujo que existir el control de flujo de la formacin al pozo. Si no existiera el empacador, entonces el mecanismos de cada de presin o controlador de flujo lo que va a controlar es el fluido que est viajando en el espacio anular ms no el fluido que viene del medio poroso. Es decir si solo se aplica una configuracin tratando de utilizar los dispositivos de control de flujo pero sin colocar los empacadores hinchables, entonces estamos haciendo prcticamente nada. Lo que vamos a controlar es el fluido que viaja en el anular ms no el fluido que viene directamente desde de la formacin. Por esto es que entre ms compartimientos se tengan en la seccin horizontal resultara en un mejor control de la entrada de flujo. Cedazo Otro dispositivo que se instala para el buen funcionamiento de los controladores de flujo es un cedazo o rejilla dependiendo del tipo de yacimiento es la seleccin del tamao de la rejilla. Con esta rejilla forzamos a que todo el flujo que provenga del medio poroso antes de ingresar al controlador de flujo, primero tendr que pasar a travs del cedazo o rejilla filtrando solo el paso de lquidos y de esta manera se evita el taponamiento del controlador de flujo.

Diseo terminacin avanzada

El diseo de terminaciones avanzadas se basa en simulaciones del modelo de flujo del

yacimiento al pozo, sensibilizando los principales parmetros de los cuales depende el

comportamiento del flujo:

I. Perfil de permeabilidad del sistema matriz-fractura.

II. Perfil de presin del yacimiento en el pozo.

III. Profundidad del contacto agua-aceite y gas-aceite.

IV. Configuracin del controlador de flujo.

V. Cantidad de compartimientos.

Para identificar el comportamiento de las variables del yacimiento contactado en la seccin horizontal del pozo, una de las primeras cosas que debemos tener para el anlisis, es la caracterizacin del comportamiento de los fluidos a condiciones de yacimiento o estudio PVT de los fluidos con el cual se obtiene la viscosidad, el factor de solubilidad (Rs), las densidades del aceite, gas y agua, el factor volumtrico del aceite y

del gas y una vez que tenemos caracterizado el flujo despus con el tamao del dimetro de la tubera es posible obtener el valor de cadas de presin, por otro lado debo tener una caracterizacin un entendimiento bsico de cmo se mueven los fluidos en el medio poroso, esto sera la permeabilidad; es decir si tenemos un modelo de simulacin numrico de yacimientos podemos obtener un orden de magnitud de cmo se van a mover los fluidos a travs del medio poroso. Hay simuladores que te permiten modelar, como se mueve el fluido en la seccin horizontal, es decir del medio poroso al pozo pasando por el espacio anular entre la formacin y el liner de produccin, a travs del controlador de flujo y a travs tubera de produccin cuando integras todo se obtiene un modelo de desempeo de la terminacin avanzada. Hay dos tipos de diseo de terminacin avanzada esto en funcin a la configuracin del controlador de flujo: un diseo de cada de presin uniforme es decir utilizar la misma restriccin de cada de presin para toda la seccin horizontal y el otro es diseo de cada de presin variable es decir ajustado al valor de permeabilidad; ambos diseos estn en funcin al rendimiento del controlador de flujo. Por eso es importante conocer e identificar el desempeo del controlador de flujo en funcin de las propiedades de los fluidos. Estos diseos de terminacin avanzada son ajustados con la informacin de cada pozo

despus de terminar la perforacin: perfil de trayectoria del agujero, identificar

sumideros, dimetro del agujero o caliper, registros geofsicos, zonas de prdidas de

fluidos y zonas de manifestaciones. Con la integracin de esta informacin y el ajuste

de los modelos con los perfiles de permeabilidad y presin, se dise las terminaciones

avanzadas de 5 pozos del campo Samaria, 6111, 6101, 7092, 7022 y 7121.

Para analizar el beneficio de los pozos horizontales y del tipo de terminacin, se

realizaron los siguientes grficos.

Primeramente se determin el impacto de los pozos horizontales vs los pozos de otra trayectoria, por lo que el anlisis fue comparar la produccin de los pozos horizontales vs pozos de otra trayectoria. Graficando la produccin total de 34 pozos de otra trayectoria vs 12 pozos horizontales, se observ que la produccin de los pozos verticales es superior a los pozos horizontales. Dada la mayor cantidad de pozos de otra trayectoria se promedi el gasto por pozo, resultando en menor produccin de aceite en los pozos de otra trayectoria y mayor produccin de aceite por pozo horizontal

Fig.14 Produccin de aceite de 12 pozos horizontales vs 34 pozos otra trayectoria

Fig.15 Grafica de produccin promedio por pozo.

En esta grafica se observa una cada de produccin de los pozos horizontales, la cual

es resultado de la temprana irrupcin del agua, de igual manera al final de la curva se

observa el comportamiento de los pozos horizontales con terminacin avanzada con

una tendencia inicial estable.

Posteriormente se procedi a comparar el comportamiento de los pozos horizontales de

acuerdo al tipo de terminacin convencional vs avanzada. Por lo que se compar el

gasto de produccin de aceite y el corte de agua de cada de tipo de terminacin.

Fig.16 Produccin aceite y corte de agua pozos horizontales c/terminacin convencional

Fig.17 Produccin aceite y agua pozos horizontales c/terminacin avanzada

Observando las tendencias de corte agua, se identifica claramente que el corte de agua

de los pozos con terminacin convencional en periodos cortos es mayor menor, por el

contrario los pozos con terminacin avanzada muestra una tendencia a mantenerse y al

final de la grfica de estos pozos se observa un incremento del corte del agua.

El incremento de corte de agua en las terminaciones avanzadas es el rea de

oportunidad para optimizar los diseos analizando la informacin obtenida de registros

PLTs, los cuales no se han podido obtener debido a suciedad depositada en la seccin

horizontal. Por lo que los intentos de toma de informacin representan un rea de

oportunidad para mejorar estos diseos.

Discusin e interpretacin de los datos y resultados

La aplicacin de pozos horizontales con terminaciones convencionales en el Campo

Samaria de carbonatos fracturados, ha resultado en incremento de produccin

comparado con los pozos verticales del mismo periodo. Sin embargo se observ la

problemtica de irrupcin temprana del agua, por lo que se implement terminaciones

avanzadas para retrasar el avance del agua e incrementar la vida productiva del pozo.

Las terminaciones avanzadas proveen aporte de flujo uniforme, por la distribucin de presin a lo largo de la seccin horizontal y como resultado de esta aplicacin se reduce el avance de los fluidos no deseados y por ende mayor factor de recuperacin y una mayor vida productiva de los pozos. Cada uno de los controladores de flujo disponibles en el mercado, tienen sus propias caractersticas de rendimiento de cada de presin en funcin al paso de flujo. Hay una serie de eventos integrados en la tecnologa de manera de poder mejorar el comportamiento de los pozos. Por esto es clave la combinacin de cedazos o rejillas, con los empacadores hinchables y con el controlador de flujo para finalmente obtener un aporte de fluidos uniforme en la seccin horizontal del pozo. Al incorporar nueva tecnologa el proceso natural de adaptacin al inicio en las primeras aplicaciones se tiene un alto ndice de incertidumbre, con esta se disea la terminacin en un pozo donde todava no se conoce la informacin, es ah donde juega un papel importante el conocimiento del desempeo del controlador de flujo, el controlador que genere ms o menos cada de presin en funcin al fluido. A medida que se tome informacin y se evalu las aplicaciones actuales, las futuras aplicaciones podrn ser optimizadas. Sin embargo la informacin disponible nos muestra que los pozos horizontales con terminaciones avanzadas han mostrado mejor desempeo comparada con los diseos convencionales. Las oportunidades de mejora, para la estrategia de desarrollo del Campo son:

Evaluar las terminaciones avanzadas con registros PLTs.

Optimizar el diseo de las terminaciones avanzadas.

Aplicar la nueva generacin de controladores de flujo con camisa deslizable.

Conclusiones La perforacin de pozos horizontales muestra un gasto promedio mayor a los pozos

convencionales.

Los pozos horizontales terminados con tubera ranurada contaron un gasto de

produccin de aceite altos al inicio y posteriormente tuvo una irrupcin temprana de

agua (de los 7 pozos 4 han sido reparados).

Los pozos horizontales con terminaciones avanzadas se ha observado un mejor control

en el flujo fraccional de agua

Es necesario evaluar las terminaciones avanzadas para definir el uso de la tecnologa y

su aplicabilidad en los futuros pozos.

El beneficio principal de pozos horizontales con terminaciones avanzadas es producir el aceite remanente y conseguir retrasar la irrupcin temprana del agua, con el fin de incrementar la productividad y eficiencia de recuperacin. En Complejo Antonio. J. Bermdez es necesario continuar con la aplicacin de nuevas tecnologas para mitigar la problemtica de irrupcin temprana del agua por la comunicacin del agua a travs de la red fracturas-fallas.

Nomenclatura

PVT: Caracterizacin del comportamiento de aceite a presin volumen y temperatura

PLT: Produccion Logging Tool

ICD: Inflow control Device

Rs: Relacion de Solubilidad

Qo: Gasto de aceite

Fw: Corte de agua

RMA: Reparacin mayor

K: coeficiente de permeabilidad

Agradecimientos

Quiero agradecer a Halliburton, Baker Hughes y Schlumberger por dejarme escribir este artculo. Especialmente quiero agradecer a mi supervisor al Ing. Mateo Amador Hernandez y Hector Agustin Mandujano por su destacado soporte para desarrollar este trabajo. Ellos han sido proveedores de buenas propuestas y conocimiento detallado sobre el tema del artculo. Gracias tambin al ingeniero Rhandy Regulacion que trabaja en Halliburton por su buena ayuda con simulaciones de funcionamiento de los controladores de flujo necesarios para mi artculo, as como insumos para mi artculo. Me gustara agradecer a los ingenieros que trabajan en Baker Hughes por los buenos medios de comunicacin y ayuda con el trabajo, especialmente Gonzalo Garcia y Tarik Abdelfattah. Mis compaeros merecen ser agradecido por todos los buenos momentos

y el compaerismo que hemos tenido que aportaron ideas en el estudio. Sin los estudios no habra sido tan interesante y agradable como lo han sido. Y no menos importante, me gustara dar las gracias a mi familia por apoyarme lo largo de mis estudios y por creer en m.

Referencias

VCDSE 2006 Region Sur, PEMEX Clasificacin de tipo de yacimiento aplicando criterio

de Nelson A.R.2001: Geologic Analysis of Naturally Fractured Reservoir

Garcia, G.A., et al., Identifying Well Completion Applications for Passive Inflow-Control Devices, in SPE Annual Technical Conference and Exhibition. 2009, Society of Petroleum Engineers: New Orleans, Louisiana. Garcia, L., et al., The First Passive Inflow Control Device That Maximizes Productivity During Every Phase of a Well's Life, in International Petroleum Technology Conference. 2009, 2009, International Petroleum Technology Conference:Doha, Qatar. Voll, B.A., G.A. Garcia, and Baker Oil Tools. Mobility Control A Gas Breakthrough Example. in Passive Inflow Control Technology. 2008. Manama, Bahrain: Passive Inflow Control Technology. Scott Amos,Drew Hembling,H. Mandujano Santiago, Application of ICD Technology for Improvement of Wells Productivity and Extension of the Oil Wells Life in Samaria Field. Hans-Emil B. Torbergsen, Tesis Application and Design of Passive Inflow Control Devices on the Eni Goliat Oil Producer Wells