PERFORACION MULTILATERAL BENEFICIOS
Y DESVENTAJAS
Pozos Multilaterales Los pozos multilaterales usan drenajes horizontales múltiples desde un pozo primario para reducir el número de pozos necesarios necesari os para drenar el reservorio. r eservorio. Los multilaterales multi laterales requieren pocos cabezales, reduciendo el costo de las terminaciones submarinas y las operaciones de enlace. La tecnología de pozo delgado reduce la perforación, los costos de terminación y producción a través del uso de pozos pequeños. Las secciones laterales múltiples perforadas desde un pozo ofrecen soluciones económicas para mejorar la recuperación. Al explotar un solo pozo, la perforación multilateral baja los costos de la construcción del pozo y el equipo de la superficie. Los multilaterales son ventajosos en las aplicaciones de reentrada y en los nuevos pozos. Pueden mejorar el drenaje de los reservorios al exponer mucho mas de la formación al pozo. También pueden interceptar numerosos sistemas de fractura y drenar los reservorios múltiples. la utilización de esta técnica es definir un pozo multilateral como aquel que a partir de una misma boca de pozo se accede con dos o más ramas, a uno o varios horizontes productivos. Hasta la fecha no se ha encontrado una manera de clasificar al tipo de pozo multilateral ya que la forma y variedad está solo limitada a nuestra imaginación y a las características de nuestros reservorios. Así podemos tener:
Vertical y horizontal al mismo reservorio. rese rvorio.
Vertical y horizontal a distintos reservorios.
Dos o más dirigidos al mismo o distinto horizonte productivo.
Horizontal con dos o más ramas.
Vertical y varios horizontales a distintos reservorios.
La estructura final de un pozo multilateral será función será función del yacimiento y de los recursos los recursos tecnológicos disponibles Ventajas técnico-económicas Los primeros pozos múltiples fueron perforados en u.r.s.s. en la década del '50. En 1995, a raíz de la proliferación de los pozos y del estancamiento del del precio del crudo, las empresas las empresas petroleras petroleras se vieron en la necesidad de extraer ex traer más petróleo por pozo. En este sentido los pozos horizontales pueden producir de 3 a 5 veces más que los pozos verticales en el mismo área – en en casos especiales pueden llegar, como máximo, a producir hasta 20 veces más que los pozos verticales.
Es ahí donde se produce el auge de esta nueva tecnología. Por caso en ee.uu. Desde 1986 hasta 1989 se perforaron sólo 7 pozos mientras que en 1990 se perforaron aproximadamente 85 pozos; en la actualidad, un equipo de quince es para perforación de pozos horizontales, habiendo llegado, en los años 1994 y 1998, a representar uno de diez. En general, los pozos horizontales tienen un costode 1,2 a 2,5 veces más que los pozos verticales en el mismo área; por ello, en muchas zonas se recurre a la reterminación de pozos verticales como pozos horizontales puesto que ello implica una reducción del costo del 12 hasta el 56 % por metro, si lo comparamos con un nuevo pozo horizontal. Entre las ventajas de esta nueva técnica, podemos agregar que en ee.uu. La utilización de pozos horizontales han incrementado las reservas comprobadas. Los pozos ramificados son útiles por las siguientes razones: Son muy rentables para la producción de horizontes múltiples delgados, ya que los recintos hacen las veces de fracturas mecánicas extensas. En yacimientos donde hay un solo horizonte productor de gran espesor y con gran anisotropía vertical. En yacimientos donde el gradiente de fractura vertical es mayor que el horizontal y la fractura se genera horizontalmente. En pozos offshore donde el traslado de una plataforma es muy significativo en el costo total del pozo. En yacimientos marginales donde es imperativo reducir los costos de producción y workover. Con el advenimiento de la cultura por el cuidado del medio ambiente, este tipo de pozos reducen considerablemente el impacto ambiental (menos locaciones, menos aparatos de bombeo, menor ruido, menor cantidad de líneas de transporte, menos caminos, etc. También se reducen costos de horas de equipo, cañerías, instrumental, supervisión, etc. Grados de complejidad generalmente las empresas productoras de petróleo requieren 3 condiciones ideales de este tipo de tecnologías: 1) conectividad del recinto principal con cada uno de los ramales 2) posibilidad de reingresar a los ramales en forma selectiva 3) sello hidráulico entre el pozo madre y los ramales en la medida en que alguna de estas condiciones no sea indispensable, el proyecto decrece en complejidad y costo. Es así que nacen los distintos grados de complejidad para los ml, a los que podemos dividir en 5 niveles:
POZO PRINCIPAL Y LATERALES ABIERTOS POZO PRINCIPAL ENTUBADO Y LATERALES ABIERTOS POZO PRINCIPAL ENTUBADO Y CEMENTADO Laterales entubados pero no cementados Pozo principal y laterales entubados con sello hidráulico en las uniones a través de cementación. Integridad de presiónen la unión llevada a cabo:
Por la terminación
Por el casing
Herramientas especiales Cuando se realizan este tipo de pozos existen herramientas cuyo uso es casi una constante, y ellas son:
cuñas desviadoras
pueden ser permanentes o recuperables y se las utiliza para desviar los pozos hacia el objetivo previsto fijándolas de la cañería madre. Existen también cuñas para pozo abierto, aunque estas no son recuperables.
packers inflables
Generalmente se utilizan para colgar cañerías en pozo abierto y/o aislar alguna zona.
Fig. 4-en febrero de 1999, desplazamiento horizontal de 10.585 m., Con una longitud Total de perforada de 11.184 m., Récord mundial de longitud perforada en su momento.
POR QUE MULTILATERALES
Existen dos factores principales que justifican la perforación de pozos multilaterales:
Factores de la Construcción
Reducir el 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 que construir uno nuevo
Reducir los costos
Reducir los costos de completación
Reducir la cantidad de revestidor intermedio
Factores de Desarrollo de Yacimientos
Mayor exposición del yacimiento va a ser incrementada tanto para estrategias de perforación o inyección
Incremento de reservas
Explotación más eficiente de estructuras geológicas complejas.
Acceso a yacimientos múltiples desde un solo punto en superficie
Exploración y evaluación de objetivos múltiples
Valor agregado en términos de producción adicional
Valor agregado en términos de producción acelerada Es importante recalcar que un Multilateral NO son dos pozos, y que en teoría, se espera un incremento en la producción de un 30-60-%
DESVENTAJAS Desventajas Técnicas
Re-entry a cualquiera de los laterales requiere de equipos especiales, lo que se traduce en incremento de costos
Monitoreo y Control de Yacimiento es complicado
Los riesgos durante la construcción aumentan
Se requiere personal especializado
El control de pozos es complejo
Desventajas Económicas
La inversión está concentrada
El costo inicial es más alto
Dependiente de la “Nueva Tecnología”. Los sociados a la implementación de tecnología (CAPEX) y el manteniemiento (OPEX) son considerablemente más altos que los esquemas de completación convencional
NIVELES MULTILATERALES TAML
Objetivo El objetivo del grupo es promover el desarrollo eficiente y la utilización de la tecnología multilateral dentro de la industria petrolera mediante el dialogo y el intercambio de información y tecnología. Miembros Schlumberger, Baker Hughes, BP-Amoco, Chevron, Mobil, Norsk Hydro, Phillips, Saga, Shell, Smith, Sperry Sun, Statoil, Texaco, TIW,Total, Weatherford, Well Service Technology.
Nivel I: Tronco y Laterales en Hoyo abierto
Unión Sin soporte
Bajo Costo
Aplicable en formaciones Consolidadas
Acceso limitado al lateral
Nivel II: Revestidor Principal cementado y Lateral en Hoyo abierto
Acceso completo al hoyo principal
La junta no está soportada mecánicamente
Acceso al lateral es posible pero limitado
Nivel III: Revestidor principal cementado y el Lateral conectado mecánicamente
El lateral está anclado pero no cementado
Acceso tanto al revestidor principal como al lateral
No hay integridad hidraulica en la unión
Nivel IV: Revestidor principal y lateral cementados
Acceso “Full Böre” tanto al revestidor principal como al lateral Los dos revestidores cementados en la unión
Nivel V: Intregridad por presion en la Junta
Integridad Hidraulica
Costos altos de completación
Nivel VI: Integridad por presión en la Junta
La integridad se logra como parte del revestidor
Acceso “Full Bore”al revestidor principal y a los laterales
EXPERIENCIA : PETROZUATA Proyecto Multilalateral más grande del mundo:
Arenas poco consolidadas
Φ: 30%
K: 7 darcies
8-10 grados API
Presión de formación: 7.7 lpg
A finales del año 2001 se habían perforado:
125 pozos estratigráficos
99 Horizontales simples
59 Multilaterales Dobles
35 Multilaterales Triples
Para un total de 327 laterales
Compañías Schlumberger Involucradas en el proyecto
anadrill: Perforación Direccional. Personal y equipo especializado (RAB) para perforar y navegar efectivamente dentro de estructuras complejas.
MI Drilling Fluids: Fluidos de Perforación y control de sólidos
Wireline and Testing: Registros Eléctricos
Dowell: Cementación
Secure Oil Tools: Proveedor del sistema multilateral nivel III RAPIDTieback
IPM: Supervisión, ingeniería involucrados
y Coordinación de los segmentos SLB
curva de Aprendizaje Año 2001
RAPID-TIEBACK: VENTANA PREFABRICADA
No Hay que romper revestidor
No es necesario el trasnporte de cortes metálicos hasta superficie
La forma y el tamaño de la ventana son conocidos
Los perfiles de orientación y profundidad permiten una ubicación y orientación certerade la ventana La cobertura interna está diseñada para soportar presiones de hasta 3000 psi.
RAPID-TIEBACK: LLAVES DE ORIENTACION Y PROFUNDIDAD
RAPID-TIEBACK: JUNTA
La cobertura del Tieback comparado a la cobertura en una ventana no pre -fabricada
RAPID-TIEBACK: SECUENCIA OPERATIVA
Se mantiene acceso completo “Full Bore Access” al revestidor principal y al lateral, dando campo a mayores opciones para la completación del pozo, como por ejemplo permite bajar un equipo de levantamiento artificial (BES, BCP) por debajo de la junta…más cerca al lateral inferior
RAPID-EXCLUDE EL PROBLEMA: Aunque los pozos multilaterales tienen el potencial para recuperar más petróleo, hay un problema inminente: El colapso prematuro de la junta a causa de la pérdida de capacidad portante. El posterior arenamiento sumado a las presiones asociadas a la producción pueden llevar al cierre del pozo. LA SOLUCION: Un sistema multilateral Nivel III que proporcione la integridad mecánica necesaria en la junta.
Alta integridad mecánica
Bajo riesgo en la instalación
Control de Arena en la junta
Control de flujo en la junta
Acceso selectivo en los laterales
Se pueden instalar más de un sistema en un mismo pozo
Se puede instalar tanto en pozos nuevos como para la rehabilitación de pozos antiguos Se puede instalar en sección con alta inclinación.
Más económico que un nivel VI
Utilización del ICC (Indexing Casing Coupling) para el asentamiento del Template. El revestidor se cementa en sitio y la orientación de la herramienta de desvío (whipstock) se ajusta con respecto a la orientación del ICC en el SLT.
CONCLUSIONES Un pozo multilateral no significa que este vaya a producir el doble que un pozo de un solo brazo. El incremento en producción oscila entre un 30-60% • El sistema ML RAPID-Tieback es simple y ofrece acceso “Full Bore” a los dos brazos; sin embargo, es limitado el control de arena El sistema RAPID-Exclude, es el único sistema ML nivel III que garantiza la integridad mecánica en la junta Por ser nivel III, el costo es mucho menor que un sistema nivel VI que sería la otra opción para conseguir la integridad mecánica requerida