Utilización de pozos con secciones horizontales

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A continuación se consideran brevemente casos en los cuales la utilización de pozos con secciones horizontales tiene la mayor aplicabilidad. Se notará que, en casi todos estos casos, se sugiere la evaluación por medio de simuladores. Esto se hace porque el problema del flujo de hidrocarburos del yacimiento a secciones horizontales es más complejo que el flujo correspondiente en pozos verticales y, aparte de las simulaciones, no hay realmente otra forma acertada y confiable de evaluar comparativamente el comportamiento de estos dos tipos de pozos.

Secciones Horizontales en la Producción de Yacimientos Convencionales de petróleo

Los yacimientos convencionales abarcan o corresponden a aquellos cuyas condiciones y propiedades NO presentan anormalidades que ocasionan dificultades o inconvenientes en la producción del petróleo en sitio. Por lo tanto, en este caso, la utilidad de las secciones horizontales se limita básicamente a la aceleración de la producción. Para evaluar este último, hay que evaluar la longitud más conveniente del horizontal y simular su agotamiento. Luego, se determina el número de pozos verticales que ese horizontal reemplaza y se simula también el agotamiento de los verticales. Un análisis comparativo de los resultados completa la evaluación y permite determinar cuál alternativa es más conveniente.

Secciones horizontales en la producción primaria en frio de yacimientos de crudo pesado

Las acumulaciones importantes de crudo pesado y viscoso generalmente ocurren a poca profundidad y en arenas o areniscas de alta porosidad y permeabilidad. Por otra parte, la muy alta viscosidad de crudo se debe a la combinación de su composición y la baja temperatura del yacimiento por la profundidad somera. Ambos factores inciden negativamente en la productividad, dándose que, en general, el índice de productividad resulta bastante menor que 1 B/D/lppc. Obviamente, a ese nivel de productividad y recordando que la presión inicial es baja debido a la profundidad, los pozos verticales pueden resultar sin atractivo económico o alrededor de tal clasificación. Por lo tanto, la utilidad de los pozos con secciones horizontales está en la mayor productividad que pueden dar. Aunque la mayor productividad ya se ha conseguido en la práctica con secciones horizontales de longitud mediana, el éxito no ha sido completo porque no siempre ha sido posible producir tales secciones en forma eficiente.

Se recordará que, para las acumulaciones en consideración por bombeo desde un comienzo y después de muchos años de experiencia, mayormente con verticales, se ha comprobado cuales tres métodos de bombeo son los más adecuados: bombeo electrosumergible cuando la productividad es relativamente alta; bombeo mecánico convencional en casos de productividad mediana; bombeo de cavidad progresiva para productividad baja. Sin embargo, en el caso de pozos con secciones horizontales, estos métodos pueden fallar en bajar el nivel dinámico lo suficiente, para así aprovechar toda la productividad presente.
Por lo tanto, la justificación para construir pozos con secciones horizontales para aumentar los caudales de producción de yacimientos de crudos pesados y viscosos, se debe tomar muy en cuenta lo requerido para que el bombeo resulte eficiente. De otra forma, la productividad que se espera de la sección horizontal, se puede perder por el bombeo ineficiente.

Secciones horizontales en la producción térmica de yacimientos de crudos pesados

El uso de pozos con secciones horizontales en los procesos de extracción térmica ocurre bajo varias configuraciones que se describen brevemente a continuación.
  • Inyección continúa de vapor con un pozo vertical ubicado encima de un productor horizontal.
Normalmente el inyector vertical está cañoneado en el tope del estrato productor mientras que la sección horizontal está ubicada en base de dicho estrato. Cuando se inicia la inyección continúa de vapor, se forma una cámara alrededor del inyector vertical, la cual está desprovista de mayor parte del petróleo que contenía y se encuentra saturada mayormente por vapor. Hacia la interface en la zona de vapor y la de petróleo, parte del vapor se condensa y, además, el petróleo en la cercanía de dicha interfase se calienta por conducción, su viscosidad se reduce apreciablemente y se hace mucho más móvil. Esto, ante la significativa diferencia en densidad entre el vapor y el petróleo calentado, hace que este último drene hacia el productor donde se produce conjuntamente con el condensado de vapor que provienen de la interfase.
Este método tienen la desventaja que, en la etapa inicial, la cámara de vapor que se forma tiene que seguir creciendo a lo largo del horizonte al igual que lateralmente. Inicialmente entonces, sólo parte de la longitud del horizonte es activa, aunque esta parte activa va aumentando con el tiempo. Si se deseara mayor caudal inicial, habría que agregar inyectores encima y a lo largo del productor del productor horizontal.
En una variante de este método, debajo del intervalo cañoneado del inyector vertical hay un adedamiento caliente que se extiende hasta las cercanías del horizontal. Por adedamiento caliente se entiende aquella parte no cañoneada de un pozo que se calienta por recirculación de vapor pero que transmite calor por conducción al estrato productor y no por inyección de vapor. Estos dedos calientes pueden ser verticales u horizontales. En este caso se aplica más bien a un bitumen que a un petróleo pesado, el dedo caliente vertical transmite calor a la parte del estrato productor que se encuentra entre el inyector y el productor, lo cual reduce la viscosidad en dicha parte y origina un cambio de comunicación vertical, el cual permite que el flujo momience hacia el pozo horizontal.
Inyección continua de vapor por un pozo vertical y producción por otro vertical con adedamiento caliente horizontal entre los dos

Normalmente, el inyector vertical y el productor vertical están cañoneados hacia la base del horizonte productor. El adedamiento caliente también se ubica hacia esa base. Luego de iniciar la inyección de vapor ocurre la presencia de la cámara alrededor del inyector, en este caso de geometría lateral hacia el productor, hay poca tendencia al flujo en esa dirección. La función entonces de adedamiento caliente horizontal es proveer un camino de comunicación lateral: calentando el crudo a lo largo de la distancia entre el productor e inyector, reduciendo la viscosidad y aumentando su movilidad

Inyección continua de vapor por un pozo horizontal ubicado encima de y paralelo a un productor horizontal

Este proceso, también conocido como Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor de Agua, DGAVA, es el que ha recibido mayor aceptación. En su forma más típica, consta de un productor horizontal ubicado hacia la base del estrato productor y una inyección horizontal paralelo por encima del productor. Cuando se inicia la inyección continua de vapor, se forma una cámara alrededor del inyector, la cual está desprovista de la mayor parte del petróleo que contenía y ahora se encuentra saturada principalmente por vapor. Hacia la interfase entre la zona de vapor y la de petróleo, parte del vapor se condensa y, además, el petróleo en la cercanía de dicha interfase se calienta por conducción, su viscosidad se reduce apreciablemente y se hace mucho más móvil.

Esto, ante la marcada diferencia en densidad entre el vapor y el petróleo calentado, hace que este último drene hacia el productor, donde se produce conjuntamente con el condensado de vapor proveniente de la interfase.