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REPÚBLICA BOLIVRIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA
FUERZA ARMADA
NUCLEO GUÁRICO-SEDE TUCUPIDO
AMPLIACIÓN VALLE DE LA PASCUA
INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Mayo, 2016.
AUTOR:
González R. Abrahán J.
C.I.: 20.525.966
TUTOR(A):
Ing. Marielena Ortega
ANALISIS DEL PROCESO OPERACIONAL DE LA INYECCION ALTERNA DE VAPOR EN POZOS
HORIZONTALES
INDICE GENERAL
Pág.
INTRODUCCION………………………………………………………………..….5
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA………………………………….……….6
JUSTIFICACION……………………………………………………………………8
OBJETIVOS
Objetivo general……………………………………………………………………...9
Objetivos específicos…………………………………………………………………9
CAPITULO I: CARACTERISTICAS DE LOS POZOS HORIZONTALES
Perforación de Pozos Horizontales………………………………………………...10
Razones por la que se realiza una Perforación Horizontal………………………11
Tipos de pozos horizontales…………………………………………………….….11
1. Radio ultracorto…………………………………………………………….13
2. Radio corto…………………………………………………………….……13
3. Radio medio………………………………………………………..………..13
4. Radio largo……………………………………………………...…………..14
Parámetros a considerar para la Perforación de un Pozo Horizontal…………..15
1. Grado de agotamiento del yacimiento…………………………………….15
2. Espesor del yacimiento……………………………………………………..15
3. Permeabilidad vertical……………………………………………………..15
4. Geología del área…………………………………………………………....16
5. Buzamiento estructural……………………………………………….……16
6. Espaciado de los pozos……………………………………………………...16
CAPITULO II:PROCESO OPERACIONAL DE LA INYECCION ALTERNA
DE VAPOR EN POZOS HORIZONTALES
Inyección Alterna de Vapor en Pozos Horizontales…………………………...…17
Proceso de Inyección Alterna de Vapor en Pozos Horizontales (HASD)...……..18
CAPITULO III: RANGO DE APLICACIÓN DE LA INYECCION ALTERNA
DE VAPOR EN POZOS HORIZONTALES
Petróleo………………………………………………………………………….…..20
Litología……………………………………………………………………………..20
Yacimiento………………………………………………………………..…………20
Condiciones Operacionales…………………………………………………..…….21
CONCLUSIONES………………………………………………………………….22
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS………………………………………….…23
INDICE DE FIGURAS
Figura Pág.
1. Esquema de un pozo horizontal…………………….…………………………...11
2. Tipos de perforación horizontal………………………………………………...14
3. Proceso de inyección alterna de vapor en pozos horizontales………………...19
INTRODUCCION
Los pozos horizontales están conformados por aquellos que son perforados
paralelamente a los planos de estratificación del yacimiento (o hasta alcanzar
90 grados de desviación con respecto a la vertical), siempre y cuando se inicie la
perforación desde superficie, debido a que cuando se comienza a perforar desde un
pozo ya existente se denomina ‘’Re-entry’’.
El término “pozo horizontal’’ se refiere a pozos de 90 grados de inclinación con
respecto a la vertical, pero también sedenominan pozos horizontales aquellos con un
ángulo de desviación no menor de 86 grados. Este presenta una fractura de
conductividad finita donde la altura de la fractura es igual al diámetro de la sección
horizontal del pozo. Se clasifican según la variación del radio de curvatura en
ultracorto, corto, medio y largo. Una de las consideraciones para la perforación de
pozos horizontales es el bajo espesor de la arena productora, es decir, tiene que ser
una formación delgada.
En cuanto a la el proceso de recuperación térmica relacionado con la inyección
alterna de vapor en pozos horizontales, la cual constituye una técnica de transferencia
de calor a la formación mediante un pozo inyector, llevada a cabo en tres etapas:
inyección, remojo y producción. Con el propósito de mejorar las condiciones
productivas del yacimiento, en cuanto a la viscosidad del crudo, porosidad y
permeabilidad de la roca. La reducción de la resistencia al flujo del petróleo pesado y
extrapesado constituye el principal objetivo de este proceso térmico.
Sin embargo, para la aplicación de este sistema de recuperación térmica se debe
estudiar y comparar su rango de aplicación, en relación al pozo donde se planifica
realizar inyección de vapor, es decir, que se deben conocer detalladamente las
propiedades del yacimiento que se desea producir.
5
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Venezuela cuenta con las reservas probadas de petróleo más grandes a nivel
mundial, aunque el 75% de ella corresponde a crudo pesado y extrapesado. Donde la
faja petrolífera del Orinoco representa la zona con la mayoría de estas acumulaciones
de hidrocarburos, ubicada al norte de río Orinoco, en nuestro país. Su nombre se debe
a la cercanía del río pues la formación geológica de los yacimientos no está
relacionada con el mismo.
Se extiende sobre un área de unos 650 km de este a oeste y unos 70 km de norte a
sur, para una superficie total de 55.314 km² y un área de explotación actual de 11.593
km². Estos territorios comprenden parte de los estados venezolanos de Guárico,
Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro, desde el suroeste de la ciudad de Calabozo,
en Guárico, hasta la desembocadura del río Orinoco en el océano Atlántico. Forma
parte de la cuenca sedimentaria oriental de Venezuela y por las magnitudes de los
yacimientos de petróleo y gas, constituye una cuenca por sí misma. Es considerada la
acumulación más grande de petróleo pesado y extrapesado que existe en el mundo.
Las reservas de petróleo original en el sitio de la Faja, según PDVSA, alcanzan hasta
ahora 1,36 billones de barriles.
No obstante, para la extracción de crudos con estas características se deben
implementar tecnologías de recuperación térmica debido a que los fluidos tienen una
alta viscosidad y su movilidad es casi nula. Asimismo, la existencia de pozos
desviados, complica aún más su recuperación. Por ende, se debe estudiar
cuidadosamente las propiedades del yacimiento y líquidos presentes para seleccionar
un método adecuado que permita disminuir la viscosidad del crudo optimizando el
proceso de producción.
La inyección alterna de vapor en pozos horizontales representa una buena opción
para lograr aumentar la movilidad del petróleo por los canales del yacimiento y por
consiguiente seleccionar un método de levantamiento artificial, asegurando el
desplazamiento de los fluidos hacia la superficie. De lo contrario sería imposible
6
producir cualquier arena con crudo pesado y extrapesado.En base a esto se plantean
las siguientes interrogantes:
¿Cuáles son las características de los pozos horizontales?
¿Cuál es el proceso operacional de la inyección alterna de vapor en pozos
horizontales?
¿Cuál es el rango de aplicación de la inyección alterna de vapor en pozos
horizontales?
7
JUSTIFICACION
La implementación de un sistema de recuperación térmica como la inyección
alterna de vapor es una de las opciones para poder disminuir la viscosidad del crudo,
es decir, que los métodos de recuperación térmica constituyen la única opción para
aumentar el flujo de fluidos, debido a que la resistencia del petróleo al movimiento se
vence con un aumento de la temperatura. Cabe destacar que en todos los casos con
petróleo pesado y extrapesado se hace necesario la aplicación de calor a la formación,
con el fin de alivianar su peso.
En pocas palabras, la reducción de la viscosidad del crudo se lleva a cabo
únicamente por efectos de inyección de calor a la formación. Esto origina un
descenso en la resistencia al flujo del petróleo, por lo que los fluidos se desplazarán
más fácilmente a través de los espacios porosos hacia el pozo.
8
OBJETIVOS
Objetivo general
Analizar el proceso operacional de la inyección alterna de vapor en pozos
horizontales
Objetivos específicos
1. Definirlas características de los pozos horizontales
2. Especificar el proceso operacional de la inyección alterna de vapor en pozos
horizontales
3. Evaluar el rango de aplicación de la inyección alterna de vapor en pozos
horizontales
9
CAPITULO I
CARACTERISTICAS DE LOS POZOS HORIZONTALES
Perforación de Pozos Horizontales
La técnica de perforación horizontal se remonta a los años 50, cuando se
realizaron los primeros pozos horizontales en Rusia, y no es hasta 1970 que se
obtienen las mejoras en la técnica de perforación direccional, constituyendo
actualmente una tecnología de nivel avanzado y confiable.
La perforación horizontal es una derivación directa de la perforación direccional,
con la aplicación de esta técnica se puede perforar un pozo direccionalmente hasta
lograr un rango entre 80° y 90° de desviación a la profundidad y dirección del
objetivo a alcanzar a partir del cual se iniciará la sección horizontal. Si un pozo
horizontal es perforado paralelamente al plano de la arena aumenta el área de
contacto entre el pozo y la formación; esto puede implicar que éste no sea totalmente
horizontal. En realidad existen muy pocos pozos horizontales debido a que los
yacimientos regularmente presentan buzamiento. Esto se refleja en un incremento de
la productividad del pozo con respecto a un pozo vertical.
Antes de la introducción de los motores de fondo, se utilizaban otras técnicas para
desviar un pozo, como cucharas, y barrenas desviadoras (jetting). Las herramientas y
tecnología han evolucionado tremendamente en los últimos 20 años. Para desviar un
pozo se emplea una amplia variedad de herramientas.
Los Pozos Horizontales pueden proveer solución óptima en situaciones específicas
donde es necesario lo siguiente:
• Mejorarla recuperación y el drenaje del reservorio.
• Incrementarla producción en reservorios consolidados.
10
• Para espaciar y reducir el número de pozos en proyectos de desarrollo y de
inyección.
• Control de problemas de conificación de gas/agua.
El objetivo de la perforación horizontal apunta hacia el cambio radical de las
condiciones de flujo, creando patrones de flujo paralelos en lugar del conocido patrón
de flujo radial, es este cambio en el patrón de flujo lo que mejora el índice de
productividad.
El parámetro más importante en la perforación horizontal es la longitud de
navegación de la sección horizontal dentro del yacimiento, específicamente la
longitud de la sección horizontal con relación al espesor de la formación productora.
Figura 1. Esquema de un pozo horizontal
Fuente: Ing. José Agustín Blanc
En la Fig. 1 se representa esquemáticamente la forma de una perforación
horizontal. Donde se observa claramente el grado de desviación del mismo.
Razones por la que se realiza una Perforación Horizontal
Hay varias razones para perforar horizontalmente a través de un reservorio,
principalmente debido a las características de la formación y con el fin de maximizar
la producción de un pozo.
11
• La producción de formaciones muy delgadas, la cual es muy poco económica
en pozos verticales. Un pozo horizontal tendrá un área de contacto mayor con el
reservorio, así incrementando el índice de productividad. (productivity index).
• Producción de reservorios donde la permeabilidad vertical excede la
permeabilidad horizontal.
• Proporciona mayor información sobre el reservorio y sobre la formación.
• Llega a zonas aisladas en reservorios irregulares.
• Penetra fracturas verticales.
• Incrementa la producción en reservorios de baja presión o baja permeabilidad.
• Limita la contaminación por fluidos no deseados al mantener el pozo dentro
de la zona de aceite, sobre el contacto agua / aceite.
• Retarda la aparición de gas o agua pues un pozo horizontal crea un menor
gradiente de presión al estar produciendo.
• Reduce el número de pozos necesarios para explotar un reservorio. Varios
pozos horizontales pueden ser perforados desde un solo pozo vertical, En vez de un
gran número de pozos verticales necesarios para explotar adecuadamente la misma
área del reservorio.
Tipos de pozos horizontales
1. Radio ultracorto
El método más nuevo de perforación horizontal es el método de radio ultra-corto,
este método utiliza fluido a alta presión para perforar un agujero semi-horizontal, con
un radio el cual puede cambiar de pulgadas a pies.
En términos limitados, puede ser definido como un sistema que virtualmente no
tiene sección de construcción, como una sección lateral. Este sistema emplea equipo
especializado y la preparación del pozo que se requiere depende de la configuración
del pozo (agujero abierto o entubado).
12
El radio de curvatura en esta técnica de perforación horizontal varía de 1 a 2 pies,
y el ángulo de construcción entre 45° y 60° por pie, con sección horizontal entre 100
a 200 pies.
2. Radio corto
La perforación horizontal de radio corto ha sido tanto como la perforación de radio
largo. Por definición, abarca un amplio rango de índices de construcción fuera de los
otros sistemas empleando herramientas articuladas o flexibles para perforar
curvaturas del rango de 60° a 120°/100 pies.
Esta técnica es empleada en muchos yacimientos de tamaño limitado, ya que el
pozo puede ser cambiado a horizontal y terminado con menos desplazamiento del
requerido por un pozo de radio largo. También se aplica para yacimientos con baja
permeabilidad, naturalmente fracturados y para formaciones irregulares.
En esta técnica el radio de curvatura varía de 20 a 40 pies con variaciones del
ángulo de construcción de 2° a 5° por pies, con una sección horizontal de 100 a 800
pies de longitud.
3. Radio medio
La perforación de un pozo mediante el método de radio medio se lleva a cabo
conforme la tubería API lo permita, dadas las limitaciones impuestas por esfuerzos
combinados de flexión y torsión en la sarta de perforación. Esto equivale a una pata
de perro de 20°/100 pies cuando se perfora con rotaria, y de 30°/100 pies cuando se
emplea motores de fondo.
Las secciones de construcción y horizontal son generalmente perforadas con
herramientas modificadas, las cuales están configuradas para emplearse con
ensamblajes de campo estándar, creando un paquete que puede ser empleado para
cualquier equipo con modificaciones mínimas. El radio de curvatura varía de 300 a
13
800 pies, con un ángulo de construcción de 6° a 20° por cada 100 pies. La sección
horizontal varía de 2000 a 4000 pies de longitud.
4. Radio largo
Estos pozos son perforados con equipos de perforación y ensamblajes de fondo
convencionales o con motores direccionales, además, tiene la flexibilidad de perforar
con amplios rangos de tamaños de agujeros y de Herramientas. Los métodos, en
general el método de radio largo puede ser definido como un agujero con al menos
una sección en la cual la inclinación del pozo se incrementa de 1° a6° /100 pies.
El método de radio largo ofrece usos limitados para su desarrollo. A pesar de que
numerosos agujeros de radio largo han sido perforados con el propósito de investigar
y determinar la extensión del yacimiento, esta técnica es más empleada cuando se
requiere alcanzar objetivos alejados de la localización superficial, tales como
plataformas de perforación costa afuera, localizaciones remotas y/o abruptas, así
como inaccesibles o yacimientos ubicados bajo ciudades. Para perforar radios largos
son más flexibles que los otros métodos. El radio de curvatura varía de 1000 a 3000
pies y el ángulo deconstrucción entre 2° y 6° por cada 100 pies. La sección horizontal
varía entre 1000 y 4000 pies de longitud.
Figura 2. Tipos de perforación horizontal
14
Fuente: Ing. José Agustín Blanc
En la Fig. 2 se distinguen claramente los tipos de perforación horizontal de
acuerdo a la longitud del radio, es decir, la distancia horizontal.
Parámetros a considerar para la Perforación de un Pozo Horizontal
Es importante considerar diferentes parámetros que permitan la planificación
de un pozo horizontal exitoso. Estos parámetros son:
1. Grado de agotamiento del yacimiento
La productividad que se logra con un pozo horizontal es de 2 a 8 veces más alta
que la de un pozo vertical. Si el yacimiento se encuentra altamente drenado, la
perforación de un pozo vertical no aumentaría la producción lo suficiente como para
justificar económicamente el pozo. Sin embargo, un yacimiento agotado podría tener
suficientes reservas como para justificar el aumento de los costos de la perforación
horizontal en función de una mayor producción.
2. Espesor del yacimiento
Un pozo horizontal en un yacimiento de espesor delgado se comporta como un
pozo vertical que intercepta la fractura de conductividad infinita con una longitud
ideal a la del pozo horizontal.
3. Permeabilidad vertical
Para que un pozo horizontal presente buena productividad debe drenar de un
yacimiento con buena comunicación vertical. Una baja permeabilidad vertical reduce
15
la productividad del pozo, es por ello que este tipo de pozo no es conveniente en
formaciones que presenten abundantes barreras latitas.
4. Geología del área
Es importante disponer de la mejor descripción geológica del área para obtener un
pozo exitoso. Se deben tomar en cuenta parámetros como buzamientos, presencia de
fallas, cambios de porosidad y contactos agua- petróleo o gas-petróleo.
5. Buzamiento estructural
Es un parámetro importante que debe considerarse en la planificación de la
trayectoria de un pozo horizontal, ya que éste permitirá definir el ángulo óptimo con
lo cual se penetrará la arena objetivo. Del mismo modo, la trayectoria del pozo debe
ajustarse a la inclinación del cuerpo arenoso a fin de garantizar una navegación
óptima dentro del objetivo programado.
6. Espaciado de los pozos
En yacimientos altamente drenados la perforación de pozos muy próximos entre sí
puede producir una rápida interferencia en estos, mientras en el caso de yacimientos
con empuje de agua o gas el espaciamiento entre los pozos dependerá de la distancia
mínima requerida para evitar la conificación de agua o gas entre dos pozos
adyacentes.
16
CAPITULO II
PROCESO OPERACIONAL DE LA INYECCION ALTERNA DE VAPOR EN
POZOS HORIZONTALES
Inyección Alterna de Vapor en Pozos Horizontales
Es un proceso de estimulación que implica uno o varios pozos, y usualmente se
aplica a yacimientos de petróleo pesado (10-22.3 °API). El objetivo primario de este
proceso es proporcionar energía térmica en las cercanías del pozo, usando el vapor
como medio de transporte de calor y permitiendo que la roca actúe como
intercambiador para el almacenamiento de la energía inyectada. Este calor es
entonces usado para disminuir la viscosidad del petróleo que fluye a través de la
región calentada. Básicamente implica tres etapas:
1. Una rápida, pero temporal, inyección de vapor húmedo (calidad alrededor de 70 a
85 %) por un periodo de tiempo específico (1 a 3 semanas) dentro de un pozo de
petróleo.
2. Un corto periodo de remojo (3 a 6 días), en el cual la mayor cantidad del calor
latente del vapor es transferido dentro de la formación que rodea (adyacente) al pozo.
3. Período donde el pozo es puesto en producción por varios meses.
Durante la última etapa, la tasa de producción de fluidos calientes al comienzo es
más alta que la de la producción primaria en frío. Sin embargo, la tasa de petróleo
declina con el tiempo a valores cercanos a los de la etapa de pre-estimulación, ya que
el calor es removido con los fluidos producidos y disipado dentro de las formaciones
no productivas adyacentes. Estas tres etapas se repiten ciclo por ciclo, hasta que el
proceso resulte no rentable.
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La inyección cíclica de vapor aumenta la tasa de producción, más sin embargo esta
no conduce a un aumento de la recuperación final del yacimiento, es decir, es un
proceso de aceleración de producción.
Proceso de Inyección Alterna de Vapor en Pozos Horizontales (HASD)
El esquema básico está basado en un patrón de pozos repetitivos en los cuales
tenemos pozos horizontales paralelos entre si y al plano de buzamiento del estrato,
que drenan el yacimiento alternándose como inyector o productor durante cada
período o ciclo, como se ilustra en la Figura 3.
En la figura 3.a podemos observar cómo se genera la cámara de vapor en uno de
los pozos, mientras que el siguiente pozo actúa como productor.
La figura 3.b Muestra como en el siguiente ciclo el pozo que inicialmente era
productor fue cambiado a inyector mientras que el que anteriormente inyectaba vapor
ahora produce petróleo.
Mientras que la figura 3.c muestra el impacto de la inyección progresiva de vapor
por ambos pozos, durante ciclos sucesivos, generando el calentamiento del
yacimiento y sus fluidos.
Esta combinación de la Inyección Cíclica de Vapor y la Inyección Continua de
Vapor en un mismo esquema de producción, proyecta al HASD como un proceso más
eficiente que los anteriores desde el punto de vista de aceleración de la producción y
factor de recobro.
Estos pozos requieren un acondicionamiento especial, tanto de la cementación
como de las instalaciones del pozo para resistir las elevadas temperaturas a las cuales
estarán expuestos. El proceso puede incluir un período de calentamiento inicial de la
formación, así como un periodo de cierre o “remojo” entre ciclos.
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Figura 3. Proceso de inyección alterna de vapor en pozos horizontales
Fuente: Gustavo Bermúdez
En la Fig. 3 se observa el proceso operacional de la inyección alterna de vapor en
pozos horizontales. Y la acción de la cámara de vapor formada.
19
CAPITULO III
RANGO DE APLICACIÓN DE LA INYECCION ALTERNA DE VAPOR EN
POZOS HORIZONTALES
La inyección alterna de vapor en pozos horizontales posee limitaciones con
respecto a las propiedades y características tanto del yacimiento como de los fluidos
que este contiene. Las cuales se detallaran a continuación:
Petróleo
1) Gravedad API: < 20°API
2) Viscosidad: > 400Cp
3) Composición: No es determinante
Litología
1) Contenido Bajo de Arcillas
Yacimiento
1) Profundidad:< 3000 pies
2) Espesor:< 20 ft
3) Porosidad:< 25%
4) Permeabilidad: >100md
5) Yacimientos: Volumétricos
6) Temperatura: No es determinante
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Condiciones Operacionales
Estas condiciones varían entre un yacimiento y otro, ya que depende absolutamente
de las características principales como la estructura del yacimiento, la porosidad, el
petróleo original en sitio, viabilidad económica etc.
Las condiciones operacionales son las Siguientes:
1) Espaciamiento horizontal entre los pozos
2) Profundidad de los pozos
3) Tasa de inyección de vapor
4) Longitud de los Pozos
5) Tiempo de los ciclos
6) Presión de Fondo Fluyente
7) Sistema de Levantamiento
Conociendo cada una de estas especificaciones de la inyección alterna de vapor en
pozos horizontales, y contrastándolas con las características de un pozo que se
encuentre dentro de este rango de propiedades. Se puede aplicar sin problemas, para
así optar a la selección de un sistema de levantamiento artificial que permita extraer
por completo dichos fluidos.
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CONCLUSIONES
Mediante la perforación de pozos horizontales en yacimientos de crudo pesado y
extrapesado donde el espesor de los lentes productores son bajos, es decir, son arenas
delgadas. La inyección alterna de vapor constituye una técnica adecuada para
aumentar la tasa de producción o recuperación, ya que el fluido inyectado forma una
cámara de vapor cerca de la zona de interés, transmitiendo calor a través de la
formación, específicamente a la roca la cual funciona como un intercambiador de
calor que calienta simultáneamente a los fluidos que contiene. Originando un
descenso en la viscosidad del crudo, por lo que el desplazamiento hacia el pozo es
más optimo.
Asimismo, el calor que transporta el vapor inyectado mejora notoriamente la
porosidad y por ende la permeabilidad de la formación, mejorando aun más el
proceso de aporte de fluido por parte del yacimiento. Esto genera que los fluidos se
desplacen a través del pozo y alcancen un determinado nivel en la verticalidad del
pozo, por encima del punto de desviación; para aplicar un sistema de levantamiento
artificial que permita extraer los fluidos hasta superficie, para su posterior tratamiento
y transporte.
22
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
Escalante Sharon (2012). Perforación de Pozos Horizontales. Disponible en:
http://www.oilpdv.com
Alvarado Douglas A., y Banzer S Carlos. (2002). Recuperación Térmica de
Petróleo.
Espinoza Walter (2015). Inyección Alterna de Vapor en Pozos Horizontales.
La comunidad petrolera.
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