viernes, 27 de marzo de 2009

Mejoramiento del modelado de pozos con segmentos
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En la actualidad, los pozos son mucho más complicados que hace sólo algunos años atrás. Los pozos pueden tener múltiples ramas, lo que permite que un solo pozo drene una mayor porción de la formación o que tenga contacto con una serie de regiones productivas aisladas. Los sensores de fondo de pozo pueden monitorear las condiciones—temperatura, presión, densidad, velocidad de flujo y fracciones de agua y gas—en lugares seleccionados dentro del pozo, mientras que los dispositivos de control de flujo activados desde la superficie pueden reducir progresivamente o bloquear la producción de las áreas de alto corte de agua o de alta relación gas-petróleo (RGP). En la familia de simuladores de yacimientos ECLIPSE, se ha incorporado la opción de pozo de múltiples segmentos (MSW, por sus siglas en inglés), para ayudar a modelar las condiciones en estos tipos de pozo.

Los primeros simuladores de yacimientos utilizaban modelos simples de pozos; permitían el flujo de fluidos hacia y desde la formación, pero simplificaban la física de flujos dentro del pozo. El gradiente de presión dentro del pozo normalmente se basaba en una densidad de mezcla de fluidos que no permitía el deslizamiento entre las fases; esto es la tendencia de los fluidos individuales a fluir con diferentes velocidades. Más aún, el modelo consideraba que el flujo dentro de un pozo estaba completamente mezclado y uniforme. Con la aparición de los pozos de alcance extendido y horizontales, algunos simuladores incluyeron un refinamiento para dar cuenta de la fricción, que puede ser una parte importante de las pérdidas de energía de los fluidos que fluyen en una sección horizontal. Sin embargo, tal refinamiento aún no permitía que el contenido del pozo variara con la ubicación, ni tampoco calculaba correctamente la densidad de la mezcla fluyente.

La opción MSW elimina estas limitaciones, permitiendo al analista del yacimiento dividir el pozo en segmentos y definir el conjunto de variables que describen los fluidos en cada segmento. En esta retícula unidimensional de segmentos, el contenido del pozo y las propiedades de la mezcla de fluidos pueden variar con la ubicación. Una red de bifurcación de estos segmentos define la geometría de los pozos multilaterales.

Los segmentos del pozo que representan las tuberías de revestimiento (liners) ranuradas se conectan a la retícula del yacimiento, permitiendo el paso del flujo. Los otros elementos del modelo se pueden definir con elementos que incorporan las características de caída de presión de los dispositivos de control de flujo, tales como válvulas, estranguladores y bombas.

La estructura segmentada sigue la trayectoria del pozo, independientemente de la retícula del yacimiento. El modelo del pozo puede incorporar secciones de tuberías de producción no perforadas que se extienden hacia afuera de la retícula y permiten que las ramas de los pozos multilaterales se unan fuera de la retícula. Esto no sería posible con un modelo de pozo convencional; sin la opción MSW, el simulador define la trayectoria del pozo mediante la secuencia de celdas de la retícula que intersecta.

Control de un pozo lateral doble en el campo Wytch Farm
El campo Wytch Farm fue el primero del mundo en completarse con una válvula de control de flujo de fondo de pozo en un pozo multilateral de alcance extendido. El campo petrolífero terrestre más grande de Europa, el Wytch Farm, yace en el sur de Inglaterra, cerca del Puerto de Poole, y se extiende hacia el Canal de la Mancha. El operador, BP, desarrolló el campo utilizando pozos de alcance extendido, algunos que sobrepasan los 10 km [6 millas].


Fig 1. Campo Wytch Farm en el sur de Inglaterra. El pozo M-15 se perforó desde la costa y se terminó en la Formación Sherwood en la ubicación mostrada en la gráfica. En la escala de la gráfica no se pueden distinguir las dos ramas.

El pozo M-15 tiene dos ramas que drenan una parte de la formación de areniscas Sherwood. La rama que se extiende hacia el norte yace en un área con fallas, de modo que fue revestido y perforado, mientras que el lateral hacia el sur es una terminación a pozo abierto. Los problemas potenciales eran bastante diferentes. BP anticipó una irrupción anticipada de agua en el área de fallas de la zona norte, y estimó que debía controlarse la caída de presión para impedir el colapso del pozo en la zona sur, terminada a pozo abierto.

Si bien ambos laterales comparten un pozo matriz, requieren estrategias de producción diferentes. En la rama norte se deseaba una gran caída de presión, al menos hasta que aumentara la entrada de agua, pero esta gran caída de presión sí era posible hacia el sur. Las válvulas de control de flujo de fondo de pozo que controlan en forma separada la producción de los dos tramos laterales corrigieron el problema.

BP perforó y terminó el pozo con tres válvulas hidráulicas de control de flujo WRFC-H recuperables con cable. Las velocidades de flujo esperadas fueron más altas en el lateral norte, de modo que se instalaron dos válvulas para permitir un mayor flujo. La tercera válvula controló el lateral sur. Para determinar las condiciones de operación óptimas de las válvulas de control, el Grupo de Tecnología de Terminaciones del Centro de Terminaciones de Yacimientos de Schlumberger (SRC, por sus siglas en inglés) desarrolló un modelo de yacimiento de petróleo negro, utilizando el simulador ECLIPSE100. Se utilizó la opción MSW para modelar el pozo matriz y los dos laterales. Las válvulas de control se modelaron con elementos que incorporan las características de los dispositivos de control de entrada de flujo.

La recuperación convencional, sin válvulas de control en el fondo del pozo, permitió dos opciones: hacer producir primero un lateral y después el otro, o producir ambos simultáneamente. El modelo ECLIPSE demostró que, de las dos opciones, la de producir en forma simultánea generaba más petróleo durante un período de cinco años.

Para controlar el alto corte de agua en este escenario,se estranguló la producción de todo el pozo. El agregado de válvulas de control separadas para cada rama generó una producción adicional importante. La rama norte se pudo estrangular sin disminuir la producción de la otra.


Fig 2. Modelo de predicción de la producción del campo Wytch Farm. La producción de petróleo de las zonas entremezcladas del Pozo M-15 (curva verde) mejoró considerablemente al agregar válvulas de control de fondo de pozo (curva azul). El abrupto cambio en la pendiente de la tasa de producción de petróleo (curvas sombreadas) de la terminación convencional y la de avanzada se relaciona con la estrangulación del flujo para controlar la producción de agua.

El pozo se puso en producción en febrero de 1999. El lateral norte produjo solo durante seis meses a más de 10,000 B/D [1600 m3 /d] de líquido. Al final de este período, sólo alrededor de 3000 B/D [477 m3/d] eran de petróleo. Entonces el operador cerró este lateral y abrió el lateral sur. La producción de petróleo fue la misma que la entregada por el lateral norte, pero con una producción de agua significativamente menor.

Después de cinco meses de producción de esta rama con un corte de agua en aumento, ambos laterales se pusieron en producción simultánea.

Los ingenieros de yacimientos utilizaron el modelo ECLIPSE para ajustar la historia de producción del campo. Una comparación de casos con y sin controles de fondo de pozo en el Pozo M-15 indica una recuperación progresiva esperada de más de un millón de barriles [160,000 m3] de petróleo después de cinco años. Recientemente, falló una bomba de fondo de pozo y BP decidió reemplazarla por una más grande para aumentar la velocidad de flujo, de modo que las válvulas de control de flujo de fondo de pozo ya no se pueden ajustar. Sin embargo, los resultados de este pozo alentaron a BP a continuar utilizando pozos multilaterales con control de fondo de pozo en el campo Wytch Farm. En septiembre de 2000, se instaló una válvula eléctrica de control de flujo recuperable en la tubería de producción (TRFC-E, por sus siglas en inglés) en el Pozo F-22.

Tomado de Oilfield Review de Schlumberger

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