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Optimización del posicionamiento de pozos -...

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MAYO 2010 / No 244 / Petroleum

Jaime Cuadros, Mansarovar Energy Colombia; y Guillermo Cuadros, Schlumberger

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Optimización del posicionamiento de pozos horizontales para la explotación de petróleo pesado

T e c n o l o g í a

-

En comparación con los pozos verticales o levemente desviados, los pozos horizontales pueden producir a tasas más altas, con factores de recuperación más elevados, y con un uso más eficaz del vapor en los proyectos de recuperación de petróleo pesado térmicamente asistidos. Sin embargo, los yacimientos de areniscas someras, delgadas y friables del Campo Girasol plantean diversos desafíos al momento de ubicar con precisión pozos horizontales.

En este campo se han utilizado registros de lectura profunda electromagnética direccional para mapear los límites de capas en tiempo real, posibilitando el posicionamiento de los pozos dentro de los objetivos propuestos a pesar de las variaciones imprevistas en la geometría de los yacimientos y la litología. En combinación con una medición continua de la inclinación cerca de la broca y un proceso efectivo de geonavegación, esta tecnología ha logrado un promedio de 96% de arena productiva y minimización del riesgo de perforar sidetracks para compensar intervalos perforados dentro de zonas no productivas. Los datos iniciales indican que los pozos horizontales perforados en el Campo Girasol representarían un mejoramiento de hasta siete veces en las tasas de producción comparado con pozos levemente inclinados de campos adyacentes.

El Campo Girasol El Campo Girasol, operado por Mansarovar Energy, se

encuentra ubicado en la Cuenca del Valle del Magdalena Medio en Colombia. El campo está compuesto por una secuencia somera de sedimentos de origen fluvial, cuyas areniscas contienen petróleo pesado de entre 11 y 13° API. Los objetivos principales

El mapeo de límites de capas en tiempo real está posibilitando el posicionamiento preciso de pozos horizontales en el Campo Girasol, situado en Colombia, ayudando a reducir los costos de perforación

son cinco yacimientos apilados de areniscas no consolidadas, cuyo espesor varía entre 4.5 y 10 m [15 y 35 pies].

Recuperación térmicaLos campos vecinos con características similares a las del

Campo Girasol, están siendo explotados mediante técnicas de recuperación térmicamente asistida con estimulación cíclica de vapor (CSS o Huff and Puff), aplicadas en pozos verticales o desviados. En la técnica CSS se emplean los mismos pozos tanto para la inyección de vapor como para la producción. En primer lugar, se inyecta vapor durante un período—habitualmente varias semanas—para aumentar la temperatura del yacimiento y reducir la viscosidad del petróleo. Luego, el flujo se invierte para producir petróleo pesado del mismo pozo. Este cambio de roles continúa en forma cíclica a lo largo de toda la vida económica del sistema de producción.

Campos vecinos de características similares a las del Campo Girasol son explotados a través de pozos de hasta 40° de inclinación. Si bien estos pozos son relativamente económicos de perforar, habitualmente generan alrededor de 40 b/d con producción primaria (en frío) y 100 b/d después de la inyección de vapor. Los pozos horizontales pueden entregar tasas de producción significativamente más altas y además proporcionar factores de recuperación más elevados, una distribución más eficiente del calor a través de todo el yacimiento y un proceso más eficaz de drenaje, especialmente en las formaciones de poco espesor. A pesar de los mayores costos iniciales de perforación, los pozos horizontales colocados correctamente pueden representar un valor superior. En consecuencia, Mansarovar decidió utilizar

Figura 1: Ejemplo del ajuste del modelo de geonavegación basado en las distancias calculadas a los límites de formación. Los puntos rojos de la sección inferior corresponden a la base del yacimiento según el mapeo realizado por la herramienta

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pozos horizontales desde las primeras etapas del plan de desarrollo del Campo Girasol.

Desafíos en el posicionamiento de pozos horizontalesEstudios llevados a cabo en campos similares, indican que los

niveles máximos de producción de petróleo se obtienen cuando los pozos horizontales se colocan cerca de la base del yacimiento. Por otro lado, la relación vapor-petróleo acumulado (CSOR) es menor cuando los pozos se encuentran ubicados cerca de la base del yacimiento, lo cual significa que será necesario inyectar una menor cantidad de vapor para producir un volumen determinado de petróleo. Por esta razón, en el Campo Girasol el objetivo ha sido colocar los pozos horizontales hasta 3.3 m [10 pies] encima de las lutitas basales de cada yacimiento.

El modelo geológico para el plan de desarrollo inicial del campo se basó en datos sísmicos limitados y en algunos pozos de evaluación vecinos, los cuales indican la probable presencia de factores de incertidumbre geológica tales como cambios locales de buzamiento, fallas subsísmicas, variaciones de facies laterales o verticales y presencia de lentes con alto contenido de arcilla. Las técnicas de geonavegación convencionales por lo general no logran identificar tales cambios imprevistos con la anticipación suficiente para adoptar medidas correctivas a tiempo. Para optimizar el posicionamiento de los pozos horizontales en los yacimientos de areniscas de poco espesor se necesitaba un enfoque proactivo basado en mediciones de LWD (logging-while-drilling) obtenidas en tiempo real.

Un servicio de geonavegación proactivoLas sartas de perforación (BHA) utilizadas en la geonavegación

de los 24 pozos horizontales perforados hasta la actualidad en

el Campo Girasol incluyeron el sistema de mapeo de límites de capas PeriScope*. Esta tecnología de LWD provee mediciones de resistividad electromagnética acimutal de lectura profunda, las cuales son utilizadas para calcular la distancia y orientación de los límites formacionales hasta 6.4 m [21 pies] del pozo, 360° alrededor de éste. Estas mediciones transmitidas a la superficie en tiempo real, combinadas con software y procesos especializados, permiten el mapeo de los límites de formación perforada independientemente de la anisotropía y el buzamiento.

Durante la geonavegación, los ingenieros especialistas en posicionamiento de pozos y los perforadores direccionales de Schlumberger trabajaron en conjunto con los geocientíficos y los ingenieros de yacimientos y perforación de Mansarovar para tomar decisiones proactivas orientadas a optimizar el posicionamiento de los pozos. El centro de comando de las operaciones de geonavegación se instaló en la ciudad de Bogotá, y con el uso de aplicaciones de colaboración remota vía Internet se permitió que los integrantes de los equipos involucrados, ubicados en diferentes locaciones, visualizaran los procesos de geonavegación y los resultados de la interpretación, facilitando su interacción para la toma de decisiones.

Desafíos de la construcción de pozosEl proyecto requirió la perforación de una serie de pozos

horizontales lateralmente paralelos, espaciados aproximadamente 150 m [490 pies] a través del campo, manteniendo constante su separación lateral para minimizar la interferencia entre pozos y optimizar el drenaje del yacimiento. Cada localización de pozo posee hasta tres pozos horizontales a diferentes profundidades, ubicados verticalmente para drenar uno de los yacimientos de interés. Los yacimientos se encuentran situados a una profundidad 8

Figura 2 .- En este ejemplo, la herramienta PeriScope detectó un cambio de facies por debajo de la trayectoria del pozo. Como resultado, el pozo pudo colocarse cerca la lutita inferior; hasta 20 pies por debajo de lo planificado

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vertical (TVD) que oscila entre 340 y 490 m [1,100 pies y 1,600 pies] por debajo de la superficie, y cada uno de los tramos laterales posee una extensión (profundidad medida o MD) que varía entre 370 y 720 m [1,200 y 2,350 pies].

Debido a la profundidad somera de los yacimientos, la colocación de los pozos horizontales en el Campo Girasol requirió trayectorias direccionales agresivas dentro de formaciones generalmente muy friables. El incremento de inclinación de 0° a 90° con una broca de 12¼ pulgadas, demandó patas de perro (DLS) de entre 5 y 8°/100 pies. La planeación precisa de las trayectorias de los pozos y los diseños de los BHA fueron cruciales para alcanzar los objetivos y dejar lugar para las correcciones basadas en los datos de LWD obtenidos en tiempo real.

El zapato de entubación tras el aterrizaje de los pozos se asentó usualmente dentro de la lutita, a aproximadamente 0.3-0.6 m [1-2 pies] por encima del tope de los yacimientos de arenisca, para evitar que su inclinación cayera por efecto de la fuerza de gravedad en una formación friable, y a su vez lograr una mejor cementación.

Los pozos horizontales se navegaron en formaciones con 2 a 3 grados de buzamiento aparente opuesto a la dirección de los pozos, lo cual hizo que sea aún más esencial lograr el aterrizaje preciso de los pozos ya que de quedar el zapato de entubación con baja inclinación podría significar la necesidad de altas patas de perro al inicio de la geonavegación que comprometiesen el completamiento del pozo, o el riesgo de perforar fuera del yacimiento.

La estrategia de desarrollo del campo contempló hasta nueve pozos horizontales por locación, requiriendo que la precisión del posicionamiento sea esencial para evitar el riesgo de colisión entre los pozos o interferencia entre pozos paralelos posicionados dentro de la misma formación.

Campaña de perforación de pozos horizontalesLos beneficios obtenidos con el sistema de mapeo de límites de

capas PeriScope durante la fase inicial de evaluación hicieron que este servicio se convirtiera en un punto de partida para la campaña de perforación subsiguiente, en la cual Mansarovar optó por utilizar los motores PowerPak* para el direccionamiento en la sección lateral. Para reducir las incertidumbres asociadas con la posición de la broca durante la perforación, se incluyó una herramienta que proporciona mediciones continuas de inclinación cerca de la broca, tanto en hueco abierto como dentro del revestimiento.

La herramienta de mapeo de los límites de capas ha posibilitado la perforación de un total de 44,170 pies en 24 pozos horizontales navegados en el Campo Girasol con tasas de penetración instantánea de hasta 1,100 pies/hora. Algunos pozos han sido extendidos hasta 60 m [200 pies] dado que la broca aún se encontraba dentro de la formación productiva. La longitud media de estos pozos ha sido de 1,904 pies, posicionados en areniscas ubicadas entre 1,100 y 1,600 pies TVD.

Incremento de la producciónLas tasas de producción de petróleo de los pozos horizontales

perforados en el Campo Girasol dependen de factores tales como la longitud de la sección lateral, las propiedades de las areniscas perforadas y la posición de los pozos dentro de la formación. Los datos iniciales indican que los pozos horizontales del Campo Girasol producirían aproximadamente 100 b/d con producción primaria (en frío) y hasta 700 b/d después de la inyección de vapor, mientras que en los pozos levemente inclinados podría esperarse entre 40 b/d y 100 b/d, respectivamente.

Colocación precisa a un costo reducidoDurante el transcurso de la campaña y hasta la fecha, las

prácticas de planeación y ejecución empleadas se tradujeron en un ahorro de costos del 8.5% y una relación entre la zona productiva neta y la total navegada de 96%.

Hasta la fecha, el uso del servicio PeriScope se ha asociado principalmente a sistemas avanzados de perforación direccional y con ambientes de perforación de altos costos. Sin embargo, se ha demostrado que este servicio agrega valor a una amplia variedad de proyectos. La inversión destinada a la optimización del posicionamiento de los pozos dentro del yacimiento, al utilizar una tecnología que permite mapear los límites de formación en tiempo real, se amortiza a través del mejoramiento de la recuperación de petróleo y del incremento de la producción resultante. Por otro lado, se pueden lograr ahorros sustanciales si se minimiza el riesgo de perforar sidetracks para compensar intervalos perforados dentro de zonas no productivas. Las mediciones de distancia a límites de capas no sólo posibilitan el mejor posicionamiento de los pozos sino que además pueden utilizarse para mejorar la precisión de los modelos geológicos, beneficiando el desarrollo de los campos petroleros en el largo plazo.

*Marca de Schlumberger

...Tecnología

Figura 3 .- Extensión horizontal y relación

entre extensión productiva neta y

total navegada de los pozos perforados en el

Campo Girasol con el uso de PeriScope


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