12. Terminación de Pozos Horizontales

2

Temas Tratados Planificación de la terminación de pozos

horizontales Técnicas de terminación de pozos

horizontales Equipamiento de pozos horizontales Cómo trabajar en un ambiente de pozos

horizontales Registros y perforación

3

Terminación de Pozos Horizontales

– La perforación de pozos horizontales (HW) es potencialmente la técnica de terminación más importante desde la fracturación hidráulica

– Los HW se perforan normalmente verticalmente hasta una profundidad específica y horizontalmente cientos o miles de pies adicionales

– Los HW se clasifican basándose en su radio de giro

– R = 57.3/BUR (tasa de aumento de desviación, grados/pie)

– Tres tipos: radio pequeño, mediano y largo

4

Terminación de Pozos Horizontales• La terminación de HW depende de

características de la formación, tipo de reservorio y técnica de perforación

• Características de la Formación: homogéneo o heterogéneo

• Tipos de reservorios: de gas o subsaturado o saturado o petróleo pesado

• Técnica de perforación: método de radio pequeño, mediano y largo

5

Tipos de terminación• Existen dos tipos: terminación de hoyo

abierto y con revestimiento y cementado• De hoyo abierto: puede ser natural o

pseudo hoyo abierto• OH (hoyo abierto) natural en formación

competente sin agua ni gas• pseudo OH con revestimientos ranurados y/o

ECP para aislamiento

• Hoyo con revestimiento y cementado• de terminación Premium (muy cara)• se necesita perforar, última opción

6

Terminación de Hoyo Abierto Horizontal

Esta es una terminación de hoyo abierto natural y se usa en formaciones consolidadas y competentes con un grado de permeabilidad que va de medio a alto

7

Terminación Horizontal de Forro Perforado (pseudo hoyo abierto)

Se usa un revestimiento perforado previamente cuando se requiere una estimulación mínima o ninguna, y se usa un forro / revestimiento segmentado no cementado para evaluar el hoyo abierto del pozo de perforación y la estimulación posterior selectiva, si se la requiere.

8

Terminación Horizontal de Forro Perforado (pseudo hoyo abierto)

Se usa un revestimiento perforado previamente cuando se requiere una estimulación mínima o ninguna, y se usa un forro / revestimiento segmentado no cementado para evaluar el hoyo abierto del pozo de perforación y la estimulación posterior selectiva, si se la requiere.

9

Colocación de un forro/tamiz horizontal antes de un empaquetador

Se usa un revestimiento o forro ranurado o perforado previamente cuando se requiere una estimulación mínima o ninguna, y se usa un forro / revestimiento segmentado no cementado para evaluar el hoyo abierto del pozo de perforación y la estimulación posterior selectiva, si se la requiere.

10

Terminación Selectiva de Pozos Horizontales con ECP

Empaquetadores externos de revestimiento

En este caso se usa un revestimiento / forro perforado previamente con algunos empaquetadores externos de revestimiento (ECP). Los ECPs cumplirán la función de aislantes de los segmentos de hoyos que no producen nada o muy poco.

11

Terminación de Pozos Horizontales con Revestimiento y Cementado

1. La terminación con revestimiento y cementado es un método de tipo Premium (de gran calidad). Esto significa que se debe perforar y estimular el pozo.

2. Los costos de estas operaciones son bastante elevados por lo que se usan solamente cuando no se pueden solucionar de ninguna otra manera los problemas relacionados con la combinación de hoyo de pozo / formación.

12

Equipamiento de los Pozos Horizontales

• Se colocan la mayoría de herramientas con movimiento giratorio o presión hidráulica a aplicarse cuando se llega al doblez antes de entrar al segmento horizontal. Las herramientas principales consisten de empaquetadores externos de revestimiento (ECP), tapones de puente, empaquetadores y dispositivos elevadores artificiales.

• Los más importantes parámetros de estas herramientas son su tamaño y funcionamiento.

– Longitud L, y diámetro de una herramienta rígida para poder colocar en el doblez es una f(R) (función de R)

– L = 1/6[R2 - (R -d)2]0.5; d = IDrevestimiento - ODherramienta

– L = longitud de la herramienta, en pies; R y d están en pulgadas. ID es diámetro interno y OD = diámetro externo

Se colocan todas las herramientas mediante fuerzas mecánicas, hidráulicas o pasivas Se debe minimizar el movimiento requerido para colocar o sacar una herramienta.

13

El Efecto del Radio de Curvatura en la Longitud de la Herramienta que Se Puede Colocar en un Pozo Horizontal

La longitud y el diámetro de una herramienta rígida que pueda ser transportada en un segmento curvo depende del radio de la curva y del espacio libre de la herramienta

La longitud máxima de cualquier diámetro específico de la herramienta a colocarse en un segmento curvo, puede calcularse usando la ecuación:

L = longitud de la herramienta en pies; R y d están en pulgadas

L = 1/6[R2 - (R -d)2]0.5; d = IDrevestimiento – ODherramienta;

14

Patrones de Flujo de Fases Múltiples en un Pozo Horizontal

• Los declives y subidas en el perfil del pozo cumplen la función de separadores de interior de hoyo para las diferentes fases de los fluidos producidos, que a la larga causan flujos de tapón

• Estos flujos de tapón pueden ser lo suficientemente grandes como para sobrecargar y ahogar el pozo. Por tanto, se recomienda colocar la tubería en la parte más baja del segmento lateral para evitar el efecto de flujo de tapón.

15

Figure 6.11 - Horizontal well perforation configuration in consolidated (360 phasing) and unconsolidated (120 - & 180 -

phasing) formations

Perforación de Pozos Horizontales

• Orientación de pistola – fase completa (360o) para formaciones consolidadas y fase de 180o o 120o-para formaciones no consolidadas

• Densidad de perforación –use una densidad menor de disparos (2 disparos por pie) Se recomienda esto porque gran parte de la zona está puesta en los pozos horizontales y además porque la perforación es costosa

• Use pistolas de balas en formaciones de baja compresión y pistolas

16

Equipos de Elevación Artificial para pozos horizontales

• Son bombas de elevación a gas, de chorros hidráulicos y sumergibles eléctricas

• Elevación a gas – es una opción posible cuando es de radio pequeño o mediano pero no resulta muy eficiente en relación a costos si es de radio largo

• Bombas de chorro hidráulico – se ven afectadas levemente por la inclinación del hoyo pero no son eficientes para pozos de baja presión

• Bombas sumergibles eléctricas – no son recomendadas para pozos de gran ángulo y se deben centralizar. También son muy sensibles a un alto grado de GOR. Tienen la capacidad de alzar un gran volumen de fluidos

17

Cómo Trabajar en un Pozo Horizontal

• Limpieza de hoyo – use una pastilla de gran viscosidad o imán

• Tensión de la tubería en el doblez o codo del pozo – use material flexible

• Perforación

18

Herramientas de Registro Transportadas por Tubería de Producción en Bobina

• La Tubería de Producción en Bobina (CT) tiene tres partes principales: herramientas de medición y equipos de protección, un conector eléctrico entre la herramienta y la tubería de perforación y una capacidad de ingreso por deslizamiento

• Es importante evitar los daños al cable y para esto no se debe bajar el empalme de ingreso por deslizamiento más allá de cierta inclinación o se lo debe proteger colocando abrazaderas mientras se baja por la tubería de perforación

1. Ventajas: es fácil de usar y rápido (disminución importante de tiempo de aparejo), control preciso de la profundidad, y capacidad para usarse varias veces.

2. Desventaja: se torcerá el CT si las fuerzas de fricción, relacionadas con las pistolas en el hoyo horizontal, exceden la carga crítica de torcedura del CT. Las ventajas del CT son la velocidad de hacer funcionar las pistolas, y la capacidad de registrar pistolas de perforación a grandes profundidades.

19

Desviación por nitrógeno de un pozo usando tubería de producción en bobina

1. En este gráfico se presenta una de las principales aplicaciones del CT (desviación por nitrógeno)

2. 25% de los usos dados al CT corresponden a desviaciones por nitrógeno.

3. Es posible que se bombee demasiado rápidamente el N2. Aliviane la columna mientras está RIH, luego bombee N2 en el fondo del pozo

20

Problemas de Cementado de HW y Soluciones

• Existen tres problemas principales: agua libre en la parte superior del pozo, acumulación de sólidos y un desplazamiento no adecuado de fluidos / cemento– Entre los problemas relacionados se pueden mencionar

encauzamiento de lodo y de gas

• Entre las soluciones se incluyen las siguientes:– Buen diseño de cementos y fluidos;(YP30 lbf/100 pie2)– Uso de dispositivos mecánicos – centralizadores y raspadores– Uso de acciones mecánicas – girar / movimientos alternativos

– Desaloje el cemento y fluidos en caso de flujos turbulentos

21

Un medidor típico de flujo para registrar la producción cuando se coloca tubería de producción en bobina

1. En este gráfico se presenta otra aplicación de CT (registro de producción) Con frecuencia se requiere el perfil de producción de un pozo horizontal para un manejo eficaz de la producción. Para optimizar la producción de pozos, se requieren datos sobre presiones y puntos de ingreso de agua., de gas y de petróleo Uno de los principales problemas es la medición e interpretación del flujo de fases múltiples de fluidos especialmente en pozos horizontales.

2. Se han desarrollado dos técnicas para mejorar la calidad de la medición de datos del flujo de dos fases en pozos horizontales y para determinar la ubicación del flujo de fluidos. En estas técnicas, usando un CT se requieren (a) una cesta de diámetro de poca variación de pétalos de metal y una herramienta de análisis de fluidos y (b) una herramienta de medición de temperatura para medir las temperaturas irregulares durante la producción o la inyección de fluidos