POZOS MULTILATERALES INTRODUCCIÓN En aras de optimizar la producción, reducir reducir los costos y maximizar la recuperación de las reservas, las compañías operadoras de la industria petrolera están asignando cada vez más importancia terminaciones de pozos multilaterales; ramificaciones o pozos de drenaje, perforados desde un pozo primario.
En ciertos campos, la tecnología de perforación de pozos multilaterales ofrece ventajas con respecto a otras técnicas de terminación, tales como los pozos verticales y horizontales convencionales, o los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico. Los operadores utilizan pozos multilaterales para alcanzar diversas formaciones o más de un yacimiento, que representan el objetivo, y para explotar reservas pasadas por alto con un solo pozo.
La tecnología de pozos multilaterales a menudo constituye el único medio económico para explotar compartimientos geológicos aislados, campos satélites remotos y yacimientos pequeños que contienen volúmenes de reservas limitados.
Pozo multilateral Los pozos de drenaje múltiples que emergen de un pozo principal ayudan a maximizar el contacto con el yacimiento. Además de proporcionar un área de drenaje más extensa que la provista por un pozo individual, estas terminaciones de pozos multilaterales pueden reducir el riesgo global de perforación y el costo total. Para satisfacer los objetivos específicos de desarrollo de campos de petróleo y de gas en las exigentes condiciones actuales, los operadores requieren conexiones (juntas, uniones, junturas) confiables entre la tubería de revestimiento primaria del pozo principal y las tuberías de revestimiento de las ramificaciones laterales. Es el proceso de perforación múltiple de varios pozos con el fin de incrementar el área de drene del yacimiento.
Antecedentes El primer pozo multilateral, perforado en el Campo de Bashkiria, Rusia, tuvo nueve laterales de un hoyo principal. Aumentó 5.5 veces la exposición a la zona de flujo y la producción por 17 veces. En el presente las dos áreas de mayor implementación de la tecnología multilateral son E.U.A y Rusia. Sin embargo esta técnica está incrementando su aceptación y uso en oriente medio, Sudamérica, Canadá y Europa
Terminología del pozo multilateral Un pozo multilateral tiene diferentes secciones dentro de su geometría: Laterales: perforados desde el pozo principal. Ramas: los pozos perforados de un pozo horizontal lateral dentro del planos horizontal son ramas Uniones (Junctions): son las intersecciones de los laterales con el pozo principal o las ramas y splays con la lateral. Splays: pozos perforados de un pozo horizontal lateral dentro del plano vertical. Son también llamados fishhook (anzuelo) y espiga (herring-bone).
Aplicaciones en yacimientos Los pozos multilaterales reemplazan a uno o más pozos individuales. Por ejemplo, un pozo con dos tramos laterales opuestos reemplaza a dos pozos horizontales convencionales, cada uno perforado desde la superficie con columnas de revestimiento y cabezales de pozo independientes. En áreas con riesgos de perforación someros, yacimientos profundos o campos petroleros situados en zonas de aguas profundas, un solo pozo principal elimina el riesgo y el alto costo de perforar la profundidad final (TD) dos veces. Los pozos con tramos laterales múltiples resultan particularmente adecuados para campos con reservas de petróleo pesado, baja permeabilidad o fracturas naturales, formaciones laminadas o yacimientos estratificados, hidrocarburos pasados por alto en distintos compartimientos estructurales o estratigráficos y con producción madura o con agotamiento parcial. Los pozos multilaterales pueden ser presentados en diversos tipos de yacimientos, tales como:
Yacimientos de aceite pesado. Yacimientos de baja permeabilidad o naturalmente fracturados. Yacimientos satélites. Formaciones laminadas o yacimientos estratificados. Compartimientos geológicos aislados.
Yacimientos de aceite pesado: Además de mejorar la inyección de vapor, los tramos laterales horizontales maximizan la producción y mejoran la recuperación de depósitos de petróleo pesado y de yacimientos delgados, someros o agotados, mediante el incremento del área de drenaje del pozo. En yacimientos con columnas de petróleo delgadas, los tramos laterales horizontales mitigan la irrupción prematura de agua o gas, o la conificación.
Yacimientos fracturados:
de
baja
permeabilidad
o
naturalmente
Los tramos laterales horizontales aumentan la probabilidad de intersectar fracturas naturales y de terminar un pozo rentable en formaciones naturalmente fracturadas con fracturas cuyas orientaciones se desconocen. Si se conoce la orientación de los esfuerzos en el subsuelo, los dos tramos laterales opuestos permiten optimizar el contacto del pozo con el yacimiento.
Yacimientos satélites: Los pozos multilaterales constituyen una forma eficaz y económica de explotar campos remotos y yacimientos pequeños que contienen volúmenes de hidrocarburos limitados.
Formaciones laminadas o yacimientos estratificados:
En yacimientos estratificados, varios tramos laterales apilados verticalmente contactan un área más extensa del yacimiento que un solo pozo vertical y pueden explotar múltiples formaciones productivas. Mediante la modificación de la inclinación de los tramos laterales y de la profundidad vertical de cada pozo de drenaje, es posible drenar múltiples formaciones delgadas.
Compartimentos geológicos aislados: Los pozos multilaterales suelen ser más eficaces que los pozos individuales para explotar hidrocarburos pasados por alto en distintos compartimentos geológicos o como resultado del agotamiento parcial de las reservas.
TIPOS DE POZOS MULTILATERALES Hasta la fecha no se han encontrado una manera de clasificar al tipo de pozo multilateral ya que la forma y variedad esta solo limitada a la imaginacion y a las caracteristicas de nuestros yacimientos. Asi, podemos tener:
Dual Alas de Gaviota: Está conformado por dos laterales horizontales. Generalmente la completación se realiza con un lateral buzamiento arriba y otro en sentido opuesto, conformando un ángulo de 180°. Sin embargo, el pozo puede ser completado con diferentes ángulos entre los laterales.
Dual Apilado: Consiste en dos laterales dispuestos uno encima del otro. Esta configuración de pozo puede ser usada para producir de dos o más zonas que estén separadas por zonas de baja permeabilidad.
Tenedor Esta configuración de pozo posee dos o tres laterales en la misma dirección y a una misma profundidad vertical.
Espina de Pescado (Fishbone): Este tipo de pozo presenta como hoyo madre un pozo horizontal de donde salen varios laterales en diferentes direcciones.
Backbone and Rib: Esta configuración de pozo presenta como hoyo madre un pozo horizontal de donde salen varios laterales en diferentes direcciones, siempre manteniéndose en un plano vertical.
CLASIFICACIÓN TAML Para promover el desarrollo eficiente y la utilización de los sistemas multilaterales en la industria petrolera internacional, a través del dialogo e intercambio tecnológico, se formó un consorcio compuesto por compañías de servicio y operadores de perforación, cuyos miembros son: Schlumberger, Baker Hughes, BP-Amoco, Chevron, Mobil, Norsk Hydro, Phillips, Saga, Shell, Smith, Sperry Sun, Statoil, Texaco, TIW, Total, Weatherford, Well Service Technology. Este consorcio conocido como TAML, (por sus siglas en inglés Technology advancement for Multilaterals), implanta una clasificación para la tecnología de perforación multilateral, en “Niveles” los cuales dependen total mente de la funcionalidad de la unión. Esta clasificación permite a los operadores de perforación de pozos reconocer y comparar más fácilmente la funcionalidad de la unión y evaluar el riesgo-beneficio entre un diseño y otro.
Nivel 1: El hueco (principal y lateral) se encuentra abierto antes y después de la
junta (conexión). Se puede colocar un lyner después de la junta. Agujero lateral sin revestir, en agujero descubierto. El agujero lateral revestido con tubería ranurada.
Nivel 2: El hueco principal se encuentra revestido y cementado mientras que el hueco lateral está abierto y puede o no tener liner ranurado.
Nivel 3: El hueco principal se encuentra revestido y cementado mientras que el lateral se encuentra unido al hueco principal a través de un liner pero no está cementado.
Nivel 4: El hueco principal y lateral se encuentran revestidos y cementados en la junta. La tubería de revestimiento principal y lateral están conectadas mecánicamente.
Nivel 5:
Hueco principal revestido y cementado y el lateral revestido, cementado o sin cementar. La unión de los huecos (junta) se consigue con la completación. La integridad hidráulica de la unión se logra con la completación.
Nivel 6: Hueco principal revestido y cementado y el lateral revestido, cementado o sin cementar. La unión de los huecos (junta) se consigue con la tubería de revestimiento.
Criterios para el diseño de un pozo multilateral Existen dos factores principales que justifican la perforación de pozos multilaterales. 1. Factores de la construcción:
Reducir número de pozos Reducir la cantidad de slots en plataformas costa afuera Reducir el número de macollas Reducir la cantidad de instalaciones de superficie Se pueden utilizar pozos existentes sin necesidad de construir otro nuevo Reducir los costos de terminación Reducir la cantidad de tuberías intermedias
2. Factores de desarrollo de yacimientos:
La exposición del yacimiento será incrementada tanto para estrategias de perforación e inyección
Incremento de reservas Explotación mas eficiente de estructuras geológicas complejas Exploración y evaluación de objetivos múltiples Valor agregado en términos de producción adicional Valor agregado en términos de producción acelerada
Caso El área Pelican Lake, a 300 km del norte de Edmonton en la región de Wabasca en Alberta, Canadá cubre un área de 280 km 2 El objetivo principal es la explotación de las reservas de aceite de la formación Waiskaw ‘A’, la cual es de poco espesor (de 4 a 6 m), somera (409 m de TVD), de arena no
consolidada con una porosidad de 26% y en promedio una permeabilidad horizontal de 3 Darcy. La viscosidad del aceite oscila entre 600-1000 cp a condiciones de yacimiento. En este campo se implementaron pozos avanzados
Durante el periodo de 1988 a 1996 la compañía operadora CS Resource perforó 36 pozos horizontales en la formación Wabiskaw, de los cuales 3 se terminaron como pozos multilaterales. Cada uno se perforó con secciones horizontales que van desde 448 m a 1569 m de longitud.
La compañía CS Resource realizó exitosamente la perforación del primer multilateral en esta zona, utilizando el sistema Lateral Tie-Back (LTBS); esta herramienta permite que los brazos laterales sean terminados con un liner manteniendo la integridad de éste y de toda la zona. El yacimiento fue exitosamente rentable; el último pozo multilateral tuvo una longitud de 5340 m con laterales de 1064, 1048, 1200 y 826 m respectivamente.
El gráfico muestra como los costos de perforación por metro han mejorado durante la vida del proyecto. Ocho de los primeros pozos se perforaron en 9 días aproximadamente, su costo promedio fue de 621 000 dólares; el costo promedio de los pozos que se perforaron en el año 1996 fue de 500 000 dólares. Estos pozos se perforaron en un promedio de 7 días con una sección horizontal de 1500 m; el costo por metro horizontal se redujo 1240 en el año 1988 a 340 dólares desde el año 1993. Haciendo una comparación de costos en el área, los pozos verticales se perforaron con 140 000 dólares, es decir, 340 dólares por metro perforado; éstos son similares a los costos de los pozos horizontales, teniendo una mayor producción. La instalación de los pozos ha evolucionado desde el inicio del proyecto. Los primeros pozos horizontales fueron perforados con las técnicas utilizadas en ese tiempo, ahora los pozos multilaterales con brazos paralelos entre sí permiten una mejor administración del yacimiento así como una buena arquitectura de drenaje que pueda mantener una producción óptima en el futuro.
Ventajas
Reducir los costos de producción Aumentar la recuperación de reservas por pozo Incrementar la producción Reducir problemas de conificación de agua y gas Mejorar la arquitectura de drene del yacimiento Conectar fracturas naturales Comunicar zonas discontinuas Incrementar la eficiencia del barrido vertical y areal Reducir el impacto ambiental Reducir los costos de desarrollo de un campo Permitir la recuperación de reservas marginales que no pueden ser económicamente desarrolladas en forma independiente Mejorar el índice de productividad Acelerar el proceso de drene de un yacimiento