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Productividad de un Nuevo Pozo

Productividad de un nuevo Pozo

Consideraciones desde el punto de vista de Ingeniería de Yacimientos

En una nueva localización, la productividad de un nuevo pozo juega un rol preponderante, por lo que en su análisis es necesario realizar una serie de estudios en las ramas de: geofísica, geología, perforación, ingeniería de yacimientos e inclusive, la inspección de superficie, solo por mencionar las áreas que se encuentran ligadas desde el punto de vista técnico.

Una de las responsabilidades de un ingeniero de yacimientos dependiendo del área que este preparado— es la evaluación de la producción y las reservas a drenar.

Para la estimación de la productividad de un pozo primeramente, es necesario conocer bien el yacimiento desde un punto de vista estático-dinámico, historial de producción o analogía de resultados en campos vecinos si se trata de un nuevo campo. Esto nos dará una idea bastante preliminar de la potencialidad del área que se desea perforar. 

En yacimientos de gas condensado, esto viene a ser un parámetro crítico. De acuerdo al desarrollo que tenga cierto campo en específico, los pozos se van a encontrar distribuidos en distintas cotas de profundidad un grupo de pozos hacia el ático o tope de la estructura, y otros hacia la zona media y más baja, siguiendo la teoría anticlinal por lo que los resultados van a ser bastantes determinantes. 

Casi siempre los yacimientos de gas condensado presentan una columna de variación composicional con profundidad de los fluidos, por lo que es previsible encontrar varias zonas: gas en la parte alta de la estructura (> RGP), que va ganando riqueza en líquidos a medida que se va profundizando (< RGP), hasta llegar a una pequeña zona de petróleo, generalmente llamada pierna o fracción de petróleo.

Adicionalmente se pueden encontrar zonas de crudos pesados y extrapesados por debajo de la zona de petróleo anteriormente mencionada, denominada tarmat, y que son acumulaciones de petróleo pesado inmóvil o no comercial. 

Es importante recordar que, buena parte de los yacimientos de este tipo se encuentran a una mayor profundidad, y por ende, desde el punto de vista petrofísico, estas arenas pueden ser más apretadas (baja permeabilidad), por lo que el petróleo pesado tiene una despreciable o nula tasa de producción. 

Muchos yacimientos gas costafuera se caracterizan por tener acuíferos de fuerte actividad, por lo que presentan una manera de explotación especial.


¿Qué profundidad explotar en el yacimiento? 

La respuesta parece sencilla, sin embargo no es simplemente cañonear una arenisca limpia y con alta saturación de hidrocarburos. Tocando el aspecto de la conservación de la energía del yacimiento, es recomendable perforar un pozo en la pierna de petróleo, para así aprovechar el gas como el mecanismo de producción preponderante en yacimientos volumétricos. 

Pero existen mayores riesgos: a medida que se profundiza dentro del yacimiento y varía la composición del fluido desde los más livianos hacia los componentes más pesados, existe una mayor probabilidad de completar un pozo que quizás resulte seco, por lo que la profundidad es un factor determinante en la vida productiva futura de un nuevo pozo. 

Generalmente antes de la explotación de un yacimiento, los fluidos se encuentran en completo equilibrio, sin embargo cuando empieza la extracción, estos contactos muchas veces empiezan a moverse dependiendo el ritmo de vaciamiento y el esquema de completación que hayan tenido los pozos predecesores.

La opción de monitorear la composición de fluidos mediante muestreo de fluidos en fondo y multiprobadores de formación (nuevos pozos) o el uso de modalidades especiales en registros de saturación detrás del revestidor (pozos activos) puede dar indicios de la profundidad de los contactos en un yacimiento. 

Si se cuenta con una buena interpretación de la información, y ésta se encuentra cargada en estudios de Balance de Materiales y Simulación Numérica de Yacimiento bien cotejados, pueden dar una idea bastante aproximada de la profundidad de los contactos en el yacimiento y su evolución en el tiempo.

En muchas ocasiones, los contactos de fluidos en el yacimiento desaparecen (contactos de hidrocarburos  en yacimientos de gas condensado/petróleo volátil), por lo que se generan zonas de transición. Esta condición se observa cuando la presión de yacimiento es elevada.

Como lo describe G. Rojas, a una condición subsaturada no se observa un CGP, sino una zona de transición desde gas condensado a petróleo volátil a una profundidad con una composición crítica, esta mezcla se encuentra a su temperatura crítica pero su presión crítica es menor que la presión del yacimiento, y por esta razón se usa el término CGP Subsaturado

A medida que extraemos fluidos del yacimiento,  restamos moles de gas y la zona de petróleo empieza una expansión hasta alcanzar la presión de burbuja, se experimentará movimiento en los contactos de hidrocarburos. 

Si se empieza a extraer de la zona de petróleo, y luego de un tiempo la presión del yacimiento cae por debajo de la presión de burbuja, el petróleo dentro del yacimiento comienza a mermar, por lo que el gas, cada vez más empobrecido a nivel molar, comienza a expandirse. 

Ahora bien esta zona de fluidos críticos se forma generalmente con el condensado retrógrado del gas. Este comportamiento complejo son visualizados generalmente a través de modelos de simulación numérica de yacimiento.


La Relación Gas Petróleo (RGP) como referencia

El parámetro clave que permite saber si un pozo de este tipo es exitoso o seco es la Relación Gas-Petróleo (RGP)

Cuando se realiza un análisis nodal, siempre se deben hacer sensibilidades de la RGP. Un modelo de simulación numérica de yacimiento permitirá estimar la profundidad más probable de ubicación del punto de fondo para un nuevo pozo.

La completación de un pozo en una zona alta de la estructura es indicador de altos valores de RGP y a medida que nos acercamos al CGP, el RGP disminuirá, debido a que el fluido del yacimiento tiene una mayor proporción de componentes de pesados en su composición.

En un yacimiento de Norte de Monagas (Cuenca Oriental de Venezuela), pozos de excelente productividad tenían una RGP de +1.500 PCN/BN, estimándose un límite económico de productividad cuando éstos alcanzaban una RGP entre 1.000 a 1.100 PCN/BN.

A una profundidad menor, donde la RGP era de 700 PCN/BN (fluido más pesado y probablemente una arenisca de menor permeabilidad), no se alcanzaba condiciones de producción en los análisis nodales. En la Figura 1 se puede observar un esquemático en donde se representa la RGP con la profundidad.


Esquemático RGP vs. Profundidad

Fig. 1. Esquemático de RGP vs. Profundidad.


 

Otros Factores

Los análisis de productividad se deben tomar en consideración otros factores importantes como son: la permeabilidad de la formación (de mayor relevancia en yacimientos de doble permeabilidad) utilizando modelos de influjo de pozo que consideren el flujo de fluidos a través de la matriz de roca y la fisura naturalla correlación de levantamiento de fluidos (VLP) de acuerdo a las características del fluido de producción; la desviación del pozo, principalmente en la zona productora.

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Con respecto a este punto, el drawdown es menor a medida que aumenta la inclinación del pozo, por lo que el problema de la condensación retrógrada puede disminuir notablemente con la perforación de pozos de arquitectura inclinada u horizontal.

La saturación de condensado retrógrado alrededor de un pozo vertical puede llegar a más de un 15%, mientras que en un pozo horizontal no excede un 6% con la misma tasa y período de producción.

Las condiciones de completación y arreglos en superficie también tiene relevancia en el cálculo. El uso de reductores de diferentes diámetros impactarán en el modo de extracción.

Si el mismo se encuentra produciendo bajo un flujo subcrítico, impactará directamente en el comportamiento de los fluidos en la vecindad del pozo. En estos casos, la optimización de producción es clave.

Adicional a estos parámetros secundarios, se debe tomar en consideración una sensibilidad del efecto daño de pozo, con el propósito de evaluar el caudal inicial de producción de petróleo si se procede a realizar un fracturamiento hidráulico o cualquier método de estimulación que ayude a disminuir el factor de daño del pozo. 

En conclusión, se requiere hacer un balance de todos estos parámetros para obtener el escenario de mayor rentabilidad. Siempre para este tipo de estudios se debe tener ajustado estos datos en un modelo de simulación yacimiento-superficie, estudio probabilístico de productividad, o modelo de simulación de yacimientos, ya que permitirá aumentar el grado de certidumbre de un estudio de productividad.


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COMENTARIOS

BLOGGER: 4
  1. Que sucede con el Shale Gas / Gas no convencional? aplicaría en este caso Fracturacion? cuales serian las consecuencias de explotacion?

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  2. @Pablo: Gracias por el comentario. Bueno no tengo experiencia en ese tipo de yacimientos para serte sincero, pero lo que si te comento es que realizar un frac en ese tipo de formaciones se requeriría una gran logística de equipos (más de 10.000 hp de potencia en bombas). Las lutitas son sumamente duras y por ende, altos gradientes de fractura, modulos de young excesivamente altos y operacionalmente complicada, con el poco conocimiento que tengo del tema. Disculpa por no darte una respuesta totalmente convincente, sin embargo en http://www.onepetro.org podrás conseguir muchísima experiencia de expertos en la materia!

    Saludos,
    Marcelo

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  3. este articulo es interesante es de forma investigativa donde soluciona algunas inquitudes de alas personas interesadas en este tema.

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  4. @andrea: Gracias por el comentario! Saludos

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Portal del Petróleo : Productividad de un Nuevo Pozo
Productividad de un Nuevo Pozo
En una nueva localización, la productividad de un nuevo pozo juega un rol preponderante en el desarrollo de un yacimiento.
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