Control de fondo de pozo en yacimientos con mecanismo de drenaje doble

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Los modelos simples pueden sacar a la luz las respuestas de flujo que pueden estar ocultas en yacimientos más complejos. Para comprender el empuje simultáneo de gas y agua hacia los pozos horizontales, los ingenieros de SRC modelaron un yacimiento simple y homogéneo. El primer caso utiliza un pozo perforado a lo largo de la sección horizontal recta desde la curva que conduce a la sección vertical, llamada talón del pozo, hasta el extremo o punta del pozo.

Fig 1. Modelo simple de yacimiento con pozo horizontal con una capa de gas, 13 capas de petróleo y una capa de agua. El modelo tiene 25 bloques en la dirección del pozo y 17 en la otra dirección, y el pozo está entre el séptimo y el octavo bloque. El pozo tiene 4000 pies [1220 m de largo, con un revestimiento de 6 pulgadas de diámetro y produce 16,000 B/D [2540 m3/d] de petróleo. Los perfiles de presión (rosa), flujo de petróleo (azul) y tasa de producción (blanco) dentro del pozo horizontal se indican en este corte del modelo.

La velocidad del fluido dentro del revestimiento de 6 pulgadas aumenta de casi cero en el segmento del extremo a cerca de 10 pies por segundo [3 m/seg] en el talón. En las condiciones iniciales y sólo con petróleo fluyendo hacia el pozo, la mayor caída de presión se produce en el talón. Por la geometría y las propiedades de este modelo, la caída de presión entre el extremo y el talón es de sólo 40 lpc [275 kPa], pero eso produce un flujo mayor de casi 3000 B/D [477 m3 /d] en el talón.

La mayor caída de presión y la más alta tasa de flujo en el talón del pozo harán subir agua desde el CAP y bajar gas desde el CGP.

Fig 2. Imágenes instantáneas de frentes de fluido. Sin válvulas de control de flujo de fondo de pozo, la caída de presión es mayor en el talón del pozo, en donde preferentemente sube agua y baja gas. El agua irrumpe primero en este modelo, que se muestra como dos celdas de la retícula que tocan el pozo (arriba). Dos años después de la irrupción de agua, la recuperación sigue siendo insuficiente cerca del extremo (abajo). Las celdas de la retícula que conservan la saturación de petróleo original no aparecen en la ilustración.

Dos años después de la irrupción en el talón, aún queda considerable cantidad de petróleo no barrido cerca del extremo. Si la irrupción de agua ocurriera primero en el extremo, las zonas invadidas por agua podrían cerrarse con un obturador, pero instalar un obturador en el talón afectaría toda la producción.

Una terminación inteligente disminuye estos problemas dividiendo la sección horizontal en dos partes con un obturador y moviendo el punto de máxima caída de presión al centro de cada segmento.

Si se coloca una válvula controlable en la superficie en la sección del talón, se puede optimizar el perfil de presión y equiparar la caída de presión en el extremo. Si se divide el yacimiento en dos zonas agregando una válvula, no se impedirá la irrupción de gas o agua, pero puede retardarse y al mismo tiempo mejorarse la eficiencia de barrido a lo largo de un pozo.

Fig 3. Mejoramiento del barrido con un control inteligente. El pozo se divide en dos zonas y se controla la zona aguas arriba con una válvula de control de flujo para lograr el mismo perfil de caída de presión a medida que la zona aguas abajo mejora la eficiencia de barrido al momento de la irrupción, dado que más celdas de la retícula cercanas al extremo del pozo han sido barridas por el agua o el gas. Las celdas que conservan la saturación de petróleo original no se incluyen en la ilustración.

El grado de retardo depende de una serie de factores, como la fricción en el pozo, la ubicación vertical del pozo horizontal dentro de un yacimiento y la tasa de flujo total. La mayor fricción en el pozo—posiblemente debido a ondulaciones en el pozo—hace más empinada la pendiente del perfil de caída de presión a lo largo del pozo y agrava el problema de barrido. Esto hace que la terminación con una válvula sea más rentable, porque a medida que aumentan las pérdidas por fricción a lo largo del pozo, la recuperación progresiva por la adición de una válvula también aumenta.

La producción acumulada de petróleo permite efectuar una mejor evaluación del emplazamiento del pozo entre las zonas de gas y agua que el tiempo de irrupción. El emplazamiento óptimo del pozo en la zona petrolífera depende de la tasa de producción de líquido; a tasas de flujo mayores, el pozo debería estar más cerca de la capa de agua. Obviamente los yacimientos reales no son homogéneos, y las eficiencias relativas de barrido de agua y gas desplazando petróleo influirán en los resultados.

En ocasiones, la geología del yacimiento o las restricciones de las instalaciones de superficie hacen que los pozos horizontales se emplacen tan cerca que pueden interferir entre sí. Para examinar esta situación, se agregó un segundo pozo horizontal paralelo al modelo de yacimiento simple con empuje de agua y por expansión de gas.

Fig 4. Modelo de pozos paralelos similar al caso de un solo pozo, pero ampliado para aceptar un segundo pozo. El Pozo 1 y el Pozo 2 pueden ser de talón a extremo, como se muestra en esta gráfica, donde el flujo se desplaza por las secciones horizontales en direcciones opuestas, o bien de talón a talón, con ambos pozos fluyendo en la misma dirección.

Ambos pozos pueden ingresar al yacimiento desde el mismo lado, es decir de talón a talón, o desde lados opuestos, de talón a extremo. Los pozos tienen una válvula de control de fondo de pozo en la sección del talón que se puede habilitar o deshabilitar. Se examinaron seis casos: ambos pozos sin dispositivos controladores del flujo, un pozo con tales dispositivos, o ambos pozos con los dispositivos; cada caso con las dos configuraciones: talón a talón y talón a extremo.

El caso de flujo de talón a talón sin dispositivos controladores del flujo mostró la recuperación más baja, de modo que se considera el caso base. La eficiencia de barrido es baja, particularmente en la región del extremo del modelo.

Fig 5. Conificación de gas en un pozo doble. Estas imágenes instantáneas, tomadas al inicio de la simulación de una capa de yacimiento encima del pozo horizontal, indican interferencia de barrido de gas (rojo) entre los pozos. La fila superior representa pozos convencionales, sin dispositivos controladores de flujo. En el centro, el Pozo 1 tiene uno de tales dispositivos, y en la fila inferior, ambos pozos tienen válvulas controladoras de flujo. Las figuras de la izquierda son de talón a talón, y las de la derecha, de talón a extremo. La eficiencia de barrido mejora cuando se utilizan válvulas controladoras del flujo de fondo de pozo. La recuperación total en el caso de talón a talón sin válvula es de 30.16 millones de bbl [4.8 millones de m3] de petróleo. Se muestra la recuperación progresiva más allá de ésta para otros casos (junto a cada imagen instantánea), y también se muestra el aumento en la recuperación de cada pozo, para cada caso (dentro de la imagen instantánea).

La recuperación de petróleo después de cinco años es de 30.2 millones de barriles [4.8 millones de m3] que representan el 34.5% del petróleo original en sitio. El cambio de la orientación de un pozo aumenta el barrido entre los pozos en 172,000 barriles [27.400 m3] porque en esta configuración, la fuerte caída de presión en el talón de un pozo complementa la caída más débil en el extremo del otro pozo.

El agregado de una válvula de control en uno de los pozos mejora la recuperación en ambos pozos. El pozo con el dispositivo de control de flujo en la configuración de talón a extremo tiene un mayor mejoramiento que en el caso de talón a talón, sin afectar en forma importante la recuperación en el pozo sin dispositivo alguno. Con una válvula de control en ambos pozos, la recuperación es aún mayor. La caída de presión también es más uniforme, haciendo menos importante la configuración de talón a talón o de talón a extremo.

Estos dos ejemplos muestran cómo los modelos simples pueden ayudar a los ingenieros a comprender casos más complejos y desarrollar estrategias de terminación adecuadas.

Tomado de Oilfield Review de Sclumberger