POZOS HORIZONTALES
Desde 1980, los pozos horizontales comenzaron a capturar una parte cada vez mayor de la producción de hidrocarburos. Los pozos horizontales ofrecen las siguientes ventajas sobre los de los pozos verticales:
• Un gran volumen del yacimiento puede ser drenado por cada pozo horizontal. • Se obtiene m ayor producción de zonas de interés delgadas. • Los pozos horizontales minimizan los problemas de zonificación de agua y gas. • En depósitos de alta permeabilidad, donde las veloc idades de gas en el wellbore son altas en pozos verticales, se pueden usar pozos horizontales para reducir las velocidades y la turbulencia en el wellbore. • En aplicaciones secundarias y mejoradas de recuperación de petróleo, los pozos de inyección horizontales largos proporcionan tasas de inyectividad más altas.
La longitud del pozo horizontal puede proporcionar contacto con múltiples fracturas y mejorar en gran medida la productividad.
El mecanismo de producción real y los regímenes de flujo del yacimiento alrededor del pozo horizontal se consideran más complicados que los del pozo vertical, especialmente si la sección horizontal del pozo es de una longitud considerable. En realidad existe cierta combinación de flujo lineal y radial, y el pozo puede comportarse de manera similar a la de un pozo que ha sido extensamente fracturado. Varios autores informaron que la forma de las IPR medidas para pozos horizontales es similar a la prevista por los métodos Vogel o Fetkovich. Los autores señalaron que la ganancia de productividad de perforar pozos horizontales de 1,500 pies de largo es de dos a cuatro veces la de pozos verticales.
Un pozo horizontal puede considerarse como un número de pozos verticales perforando uno al lado del otro y completados en un espesor de zona de pago limitado. La Figura 7-17 muestra el área de drenaje de un pozo horizontal de longitud L en un reservorio con un espesor de la zona de pago de h. Cada extremo del pozo horizontal drenaría un área semicircular de radio b, con una forma de drenaje rectangular del pozo horizontal.
Suponiendo que cada extremo del pozo horizontal está representado por un pozo vertical que drena un área de un semicírculo con un radio de b, Joshi (1991) propuso los dos métodos siguientes para calcular el área de drenaje de un pozo horizontal.
Método I
Joshi propuso que el área de drenaje esté representada por dos medios círculos de radio b (equivalente a un radio de un pozo vertical rev) en cada extremo y un rectángulo, de dimensiones L (2b), en el centro. El área de drenaje del pozo horizontal se da entonces:
Método II
Joshi asumió que el área horizontal de drenaje del pozo es una elipse y dada por:
Donde a es el eje medio mayor de una elipse.
Joshi señaló que los dos métodos dan diferentes valores para el área de drenaje A y sugirió asignar el valor promedio para el drenaje del pozo horizontal. La mayoría de las ecuaciones de velocidad de producción requieren el valor del radio de drenaje del pozo horizontal, que viene dado por:
Desde un punto de vista práctico, los cálculos de rendimiento de entrada para pozos horizontales se presentan aquí bajo las siguientes dos condiciones de flujo: • Flujo monofásico en estado estable • Flujo bifásico de estado pseudoestable.
Un libro de referencia de Joshi (1991) proporciona un excelente tratamiento de la tecnología de pozos horizontales y contiene una documentación detallada de las metodologías recientes de generación de relaciones de rendimiento de entrada.
Productividad del pozo horizontal bajo flujo de estado estable
La solución analítica en estado estacionario es la solución más sencilla a varios problemas de pozos horizontales. La solución en estado estable requiere que la presión en cualquier punto del yacimiento no cambie con el tiempo. La ecuación del caudal en estado estable es representada por:
Existen varios métodos diseñados para predecir el índice de productividad de las propiedades del fluido y del depósito. Algunos de estos métodos incluyen:
El método de Borisov
Borisov (1984) propuso la siguiente expresión para predecir el índice de productividad de un pozo horizontal en un depósito isotrópico, es decir, kv = kh
El método Giger-Reiss-Jourdan
Para un depósito isotrópico donde la permeabilidad vertical kv es igual a la permeabilidad horizontal kh, Giger et al. (1984) propuso la siguiente expresión para determinar Jh:
Para dar cuenta de la anisotropía del yacimiento, los autores propusieron las siguientes relaciones:
Método de Joshi
Joshi (1991) presentó la siguiente expresión para estimar el índice de productividad de un pozo horizontal en reservorios isotrópicos:
Y a es la mitad del eje mayor de la elipse de drenaje y dado por:
Joshi representó la influencia de la anisotropía del yacimiento introduciendo la permeabilidad vertical kv en la Ecuación 7-54, para dar:
Donde los parámetros B y R están definidos por las Ecuaciones 7-53 y 7-55, respectivamente.
El Método Renard-Dupuy
Para un yacimiento isotrópico, Renard y Dupuy (1990) propusieron lo siguiente expresión:
Donde a es la mitad del eje mayor de la elipse de drenaje y dado por la Ecuación 756. Para los reservorios anisotrópicos, los autores propusieron la siguiente relación:
Productividad del pozo horizontal bajo el flujo de estado pseudoestable
El régimen de flujo complejo que existe alrededor de un pozo horizontal probablemente impide el uso de un método tan simple como el de Vogel para construir el IPR de un pozo horizontal en los yacimientos de empuje por gas en solución. Sin embargo, si al menos dos pruebas de flujo estabilizadas están disponibles, los parámetros J y n en la ecuación de Fetkovich (Ecuación 7-35) podrían determinarse y usarse para construir el IPR del pozo horizontal. En este caso, los valores de J y n no sólo tendrían en cuenta los efectos de la turbulencia y la saturación de gas alrededor del pozo, sino también los efectos de un régimen de flujo no radial existente en el depósito. Bendakhlia y Aziz (1989) utilizaron un modelo de yacimiento para generar IPRs para una serie de pozos y encontraron que una combinación de ecuaciones de Vogel y Fetkovich se ajustaría a los datos generados si se expresa como:
Para aplicar la ecuación, se requieren al menos tres pruebas de flujo estabilizadas para evaluar las tres incógnitas (Qoh), V, y n a cualquier presión media del reservorio pr max. Sin embargo, Bendakhlia y Aziz indicaron que los parámetros V y n son funciones de la presión del yacimiento o del factor de recuperación, por lo que el uso de la Ecuación 7-61 no es conveniente en un modo predictivo.
Cheng (1990) presentó una forma de la ecuación de Vogel para pozos horizontales que se basa en los resultados de un simulador numérico. La expresión propuesta tiene la siguiente forma:
