Análisis de la Simulación Numérica de Pozos Multilaterales

Los pozos multilaterales ofrecen más opciones para el drenaje de yacimientos. Un pozo multilateral se bifurca en el subsuelo para drenar varios horizontes o proporcionar varias entradas hacia la misma formación para mejorar su alcance espacial y recuperación. Los ingenieros deben decidir el emplazamiento optimo de estos pozos ramificados, por ello modelar estos yacimientos ante la perforación resulta extremadamente importante. Debido a que los hidrocarburos pueden provenir de diferentes zonas con propiedades de fluidos diferentes, los modelos deben también considerar estas dificultades. (1)

El estudio actual permite que los analistas de yacimientos dividir el pozo en segmentos y definir el conjunto de variables que describen los fluidos en cada segmento, 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.

La estructura segmentada sigue la trayectoria del pozo, independientemente de la retícula del yacimiento. El modelo del pozo puede incorporar secciones de tubería de producción no perforadas que se extienden hacia fuera de la retícula y permiten que las ramas de los pozos multilaterales se unan fuera de la retícula (1). El simulador define la trayectoria del pozo mediante la secuencia de celdas de la retícula que intercepta.

Luego de hacer estudios experimentales se observaron diferentes comportamientos los cuales son mencionados a continuación (2):

Un modelo de pozo multisegmento es aplicable para generar pozos de nueva tecnología. Éste puede determinar las tasas de fluidos y las caídas de presión a través del pozo.

Los pozos multisegmento requieren más iteraciones para que la solución de las ecuaciones converja en el cálculo de las tasa de flujo y de caídas de presión que un pozo convencional.

La densidad es un parámetro secundario que no afecta mayormente la caída de presión por fricción en la tubería de producción.

La productividad obtenida con los pozos multilaterales es menor que con sus equivalentes pozos horizontales opuestos.

Cuando se tienen tuberías de producción de diámetro pequeño es necesario tomar en cuenta las caídas de presión que ocurren en la misma, para obtener los valores correctos de las tasas de producción y presión de fondo fluyente.

En el caso con acuífero activo, se presentaron caídas de presión mayores en los segmentos que se encuentren en la sección vertical del pozo. En dicho caso se pudo obtener un mantenimiento de la presión, una producción de petróleo mayor y una relación gas petróleo menor, que en el caso base.

En la sensibilidad con respecto al número de segmentos, un refinamiento no proporciona más ventajas en los casos estudiados.

Entre las ventajas observadas se tienen: Reducen los costos de perforación de pozos. En campos que no son viables con perforación convencional, pueden ser viables usando tecnología multilateral. Reducen costo de capital, el número de localizaciones en superficie.Incrementan la exposición del yacimiento para estrategias de producción e inyección. Incrementan la conectividad areal entre las capas de yacimientos aislados y zonas fracturadas dentro de la formación del yacimiento. (2)

A su vez existen desventajas tales como: Incrementar el costo en comparación con un pozo convencional. Exigen mayor esfuerzo de planificación con respecto a pozos convencionales. Corren mayor riesgos en la instalación de las juntas multilaterales. Pueden tener problemas durante la fase de producción de los pozos. Son susceptibles a los riesgos de pérdida parcial o total del pozo. (2)

Referencias:

1. Afilaka John, Bahamaish Jamal, Bowen Garfield, Bratvedt Kyrre, Holmes Jonathan, Miller Tommy y Fjestad Paul, “Mejoramiento de los Yaciemientos Virtuales”, Oilfield Review, Verano de 2001.
2. Lisbeth Castillo, “Simulación Numérica de Pozos Multilaterales”, presentado Julio 2004.