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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


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.


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.





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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.

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