07. Pozos Horizontales Y Multilaterales.pdf

Pozos Horizontales y Multilaterales 7. Diseño de Posos Horizontales y Multilaterales. ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰

Características de los pozos horizontales. Consideraciones para el diseño. Perfil típico. Consideraciones de BHA. Pozos Multilaterales. Perforación Horizontal avanzada.

Razones para la Perforación Horizontal 9

Para incrementar la tasa de retorno sobre inversión (ROI).

9

Bajo los mismos parámetros del reservorio y las mismas condiciones de flujo los pozos horizontales recuperan mayor cantidad de petróleo comparado con los pozos horizontales.

9

La tasa de producción y los volúmenes deben justificar la perforación y la completación de un pozo horizontal.

9

El costo de perforar un pozo horizontal es mayor a un pozo vertical, y los costos de la completación son generalmente mayores.

Tipos de Pozos Horizontales Radio Largo

Radio Medio

Radio Corto A Nivel del Terreno

Punto de Desviación Profundidad

Tipos de Pozos Horizontales Lateral Sencillo es una extensión horizontal

Lateral Apilado

o lateral al final de la curva que esta

horizontales o laterales al final de la curva

construída a una inclinación mayor de 80°.

construida a una inclinación mayor 80°.

son dos extensiones

Consideraciones para el Diseño ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰

Capacidad del Equipo de perforación. Diseno de la sarta o BHA. Trayectoria y AC. Hidraulica, Limpieza de agujero. Torque y Arrastre: capacidad de torsión y tensión. Consideraciones de turtuosidad. Reología y Control de sólidos. Utilización de LWD.

Diseno Típico - Perfil de Pozo

Diseño Típico: BHA 12 ¼” Descripción de BHA 5” DP

5” HW DP

Crossover

NM Drill Collar

ELEMENTO

Longitud (ft)

OD (in)

ID (in)

12 ¼” Tri Cone Bit

1.40

12.25

3.75

12.25

A800M45SP (1.5 deg)

26.00

8.25

-----

12.125

RAB-8

14.00

8.25

3.90

12.125

PowerPulse

24.70

8.25

5.11

8 NM Drill Collar

31.00

8.00

2.81

Crossover

2.00

8.00

2.81

5" HWDP (2 joints)

62.00

5.00

3.00

5.0

4.28

5" 19.50 DPS 5" HWDP PowerPulse RAB 8

Análisis de Tendencia de BHA: 8°/100 ft 100% sliding 0 TF 5.8° Build & 6° Turn @ 45° Right Bit to RAB Gamma Ray Sensor = 30.11 ft

A800M45SP(1.5deg)

12 ¼” Tri Cone Bit

MAX OD (in)

Bit to RAB Resistivity Sensor = 31.00oft Bit to Direction & Inclination Sensor = 53.27 ft

Diseno Típico: BHA 8 ½” 10 x Drill Collar

Descripción de BHA ELEMENTO

5” HW DP

5” DP

NM Drill Collar 8 3/8” Stab

PowerPulse RAB 6 A675M45XP(1.5deg)

8 ½” PDC Bit

Longitud (ft)

OD (in)

ID (in)

MAX OD (in)

8 ½” PDC Bit

1.00

8.50

2.25

8.50

A675M45xP (1.5 deg)

27.00

6.75

5.50

8.43

RAB-6

12.00

6.75

4.88

8.37

PowerPulse

28.00

6.75

5.11

NM Stab

5.00

6.75

2.81

NM Drill Collar

30.00

6.75

2.81

5" 19.50 DPS, 5" HWDP

4673.00

5.00

3.00

5.00

4.28

7” Collar, 5" HWDP

300.00

Tendencia de BHA: 5.7°/100 ft 100% sliding 0° TF 4.1° Build & 3.9° Turn @ 35° Right Bit to RAB Gamma Ray Sensor = 34.00 ft Bit to RAB Resistivity Sensor = 35.00 ft Bit to Direction & Inclination Sensor = 55.40 ft

8.37

MultiLateral: Tipos de Pozos Concepto de perforación de pozos multilaterales ‰

Pozos multilaterales permite el desarrollo de porciones de yacimiento que pueden ser abarcadas desde una sola locación en superficie.

Laterales sencillos – Area de drenaje. Con un BUR of 6°/30 m, el comienzo de cada lateral es alrededor de 400 m (1300 ft) desplazado desde el centro del Pad. La longitud efectiva de cada lateral dentro del área será por lo tanto aproximadamente 1200-1300 m. Vista de Planta

Laterales sencillos La producción de un pozo lateral sencillo ha demostrado que los pozos con secciones de drenaje extendidas producen a un volumen mas alto que los pozos mas cortos. Desde el punto de vista practico de perforación, tratar de extender la longitud lateral mas de 1850 m a profundidad somera es extender el tiempo. Las arenas no consolidadas y la dificultad de correr liners a distancias horizontales mas extendidas deber ser considerada

Pozos: Stacked Dual Lateral 9

Similar al diseño de lateral sencillo, el revestidor de 9-5/8 es aterrizado +/370 metros.

9

El primer lateral es perforado y liner ranurado de 7 in. es corrido.

9

Desde una ventana del revestidor de 9 5/8” un segundo lateral es perforado (arriba).

9

El liner ranurado de 7 es acoplado (tigh back) dentro del revestidor arriba del primer lateral.

Stacked Multi-Lateral

Top Tangent 70.00° 628 departure

Build 6.00°/100 ft

Bottom Tangent 70.00° 816 departure 70.00° 1370 departure

70.00° 849 departure

-75

0

75

150

225

300

375

450

KOP

Bottom Whipstock

525

600

675

750

825

900

975

1050

1125

1200

1275

1350

1425

1500

1575

1650

1725

1800

1875

1950

2025

2100

2175

2250

Pozo: Gullwing Multilateral ‰

Este concepto permite un area de desarrollo y drenaje de 600 m por 1600 m. Build section contruida con una orientacion Norte-Sur

‰

La seccion horizontal inicia a 370 m hacia el Este o Oeste del centro del pad.

‰

El primer lateral es perforado sin giro; el giro es logrado en la Build Section.

‰

El segundo lateral es perforado en la direccion opuesta saliendo de una ventana con el liner ranurado acoplado al revestidor de 9 5/8”. (Puede requerir 90 deg de giro).

‰

La tasa de giro es mu agresiva puede requerir un viaje adicional para ajustar el bent.

‰

La sección de construccion (9 5/8) es mas larga y mas dificil deperforar.

Pad

Distance North-South for landing point ranges from 270 m to 900 m.

Vista de Planta

Gull Wing -3000

-2800

-2600

-2400

-2200

-2000

-1800

-1600

-1400

-1200

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

2400

2400

PLAN VIEW

2200

2200

9 5/8 Casing Point

2000

2000

1800

1800

90.00° 90.00° az 2111 N 982 E

1600 1400

1400 1200

87.00° 1140 N 0 E

87.00° 1105 N 0 E

1000

1600

Bottom of Whipstock

Bottom of Tangent

1200

1000

800

800

Top of Tangent

600

600

87.00° 905 N

400

400

200

200

KOP

0

0

-200 -3000

3000

-200 -2800

-2600

-2400

-2200

-2000

-1800

-1600

-1400

-1200

-1000

-800

-600

-400

-200

<<< WEST

0

200

400

600

800

EAST >>>

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

Triple Lateral o Crow’s Foot Wells Triple Lateral es una variante del pozo tipo “gullwing”. Crow’s Foot Triple Laterals: permite el drenaje de una area rectangular de 600 by 1600 m y permite drenar crudo debajo de un pzd o otro conductor.

Pad

Pad Vista de Planta

Pozos del tipo Pitch Fork Pozos laterales “Pitchfork” Dual tiene dos secciones laterales en la misma profundidad estratigráfica drenando áreas adyacentes en el mismo yacimiento. Este diseño es menos común.

Vista de Planta

DLS por tipo de Bent Housing (hoyo 8 ½) 24

Dogleg (deg/100 ft)

22 20 18 16 14 12 10 1.15

1.35

1.55

1.75

1.95

2.15

2.35

2.55

2.75

Bent Housing(deg) 1.41

1.50

1.83

2.12

Todas las barrenas son PDCs con un BH de 1.15: DLS de 7 puede ser obtenido en arcilla

Comportamiento Dogleg vs Bent Housing Respuesta puede variar 50 % de arena a arcilla

2.77

2.95

Espina de Pescado – Consideraciones de Diseño

Vista de Planta ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰

Los pozos “Fishbone” consiste en una seccion latera con una serie de sidetracks a hoyo abierto planificado. Cada “Brazo” generalmente se extiende 300 m fuera de la lateral. Cada ‘Brazo” no tiene liner. Solamente el lateral principal ss completado con liner ranurado de 7 in. Cada “Brazo” gira aprox 30° to 40° desde el tronco principal @ 5°/30m

Diseño de Espina de Pescado -200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

5400

5600

5800

6000 1200

1200

Vista de Planta

1000 800

1000 800

Bottom of Tangent

600

Top of Tangent

400

600

TD Trunk

9 5/8 Casing Point

400 200

200

0

0 -200

-200

Hold Azimuth 90.00°

-400

-400

-600

-600

-800

-800

-1000

-1000

-1200

-1200

-1400

-1400

-1600

-1600

-1800

-1800

-2000 -200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

5400

5600

5800

-2000 6000

Espina de Pescado – Técnica de Perforación Para minimizar la pérdida de TVD, una “rampa” es creada en la línea del tronco principal. Una vez que el “brazo” esta perforado, el BHA es sacado hasta el punto de inicio. La “rampa” es perforada haciendo un low-side sidetrack. Construyendo la rampa: El BHA es orientado entre 35 - 45° GTF para girar y construir. La longitud de la deslizada es 45-65 ft (con 5° DLS dependiendo de la arena). Se desea incrmentar la inclinacion en 2.5 – 3 °. Despues de la deslizada inicial a la inclinacion deseada, el % de Slide es ajustado dependiendo de la formacion, Res y ROP Para un pozo tipico Fishbone, la tasa de giro requerida es 5°/ 30m y el azimuth es girado 50 a 60°.

T

Espina de Pescado – Consideraciones para ST Inclinacion al punto de sidetrack debe ser mayor a 92.5°. El DLS alrededor del punto de sidetrack debe estar por encima de 3.5°/ 30m (Construir y girar) .

If the inclination is less than 92.5° it is likely the trenching will reduce the inclination to below 90° resulting in loss of trunkline TVD.

Evitar hacer el ST de un “Fishbone” en una arcilla (2 Ohm y 60> CPS ) por el incremento y exposicion de solidos.

Areas con>60-70 CPS puede producir solidos. Los solidos pueden pasar a traves de las ranuras de liner.

La distanci minima entre el punto de sidetrack y el tronco es 200 ft.

Si el espacio es reducido, la distanci sera limitado para recuperar el TVD de navegacion.

Espinas de Pescado – Consideraciones de Sidetrack La mejor posicion de TVD para el lateral es en el medio de la arena o por lo menso 12-15 ft del la base. Geologos pueden preferir 2-3 ft desde la base. Esto es un riesgo el arenas sueltas por que la perdida de TVD puede alcanzar hasta 8 ft antes de recuperarlo.

Mientras mas cerca se mantinene el lateral de la base de la arena, el riesgo es mayor: toma aprox 300ft para recuperar si se sale de la arena.

Fishbones – Secuencia Típica

30-40 ft

Arcilla Arena

91-93° Inc 3 ft 3 ft 87-88° Inc 40-50 ft

91-92° Inc 50-60 ft

Espinas de Pescado–Mas alla del Limite -1500

-1000

-500

0

5000

5000

PLAN VIEW

Scale (1 in = 500 feet)

Tie-In

4500

4500

FB1 OH Final Survey

4000

3500

4000

NO18-1B FB1 Final Survey

3500

1A FB1 OH Final Survey

3000

3000

2500

2500

2000

2000 -1500

-1000 <<< WEST

-500

0 EAST >>>

En este pozo, con azimuth de 359.5° fue girado hasta el TD final. El azimuth final fue de 185° completando un giro completo de 174.5°. En otro pozo, la inclinacion final alcanzada fue de 153.2°

Espina de Pescado –Mas alla del Limite -4800

-3200

-1600

0

<<< SOUTH

NORTH >>>

9600

1600

3200 9600

1B

8000

8000

6400

6400

4800

4800

3200

3200

1A

1600

1C

9 5/8 csg

0

-4800

-3200 <<< WEST

-1600

1600

0

0

1600

3200 EAST >>>

Espinas de Pescado –Mas alla del Limite Dip:

Date: FS:

Lat: Lon:

Northing:

-0.24904711°

Slot: Plan #:

9000 NO18-1B FB8 Final Survey

8500 NO18-1B FB7 Final Survey

8000 NO18-1B FB6 Final Survey

7500 NO18-1B FB5 Final Survey

7000

6500

NO18-1B FB4 Final Survey

NO18-1B FB3 Final Survey

6000

5500 NO18-1B FB2 Final Survey

5000

NO18-1B FB1 OH Final Survey NO18-1C FB4 Final Survey NO18-1A FB4 Final Survey N018-1A FB6 Final Survey

4500

NO18-1C FB2 Final Survey NO18-1A FB2 Final Survey

NO18-1A FB4 OH Final Survey

NO18-1A FB7 Tail Final Survey

NO18-1A FB2 OH Final Survey NO18-1B FB1 Final Survey

LM17-4A-ST Final Survey

4000

NO18-1C Final Survey

NO18-2B FB2 Final Survey NO18-2B FB4 Final Survey

NO18-2C FB6 Final Survey NO18-2C-FB2 Final Survey NO18-2C FB4 Final Survey NO18-2C FB8 Final Survey NO18-2C-FB1 Final Survey

NO18-1A FB3 OH Final Survey NO18-1A FB1 Final Survey

3500

NO18-1A FB3 Final Survey

LM17-3A-FB7 Final Survey

3000

NO18-1C FB3 Final Survey NO18-1C FB5 Final Survey

NO18-1A FB1 OH Final Survey

NO18-2B FB6 Final Survey

NO18-2A Final Survey NO18-2C FB9 Tail Final Survey

NO18-1A FB5 Final Survey

NO18-1C FB1 Final Survey

NO18-2B FB5 Final Survey

NO18-3C FB3 Final Survey NO18-3C FB5 Final Survey NO18-2B FB1 Final Survey NO18-3C FB7 Final Survey NO18-2B FB3 Final Survey

2500 LM17-1A-ST Final Survey

NO18-3C FB8 Tail Final Survey

LM17-1B Final Survey

2000

NO18-3B FB1 Final Survey

NO18-3C FB1 Final Survey

NO18-3B FB5 Final Survey NO18-3A ST1 Final Survey NO18-2C FB3 Final NO18-2C Survey FB5 Final Survey NO18-2C FB7 Final Survey NO18-3A OH Final Survey NO18-3B FB6 OH Final Survey NO18-3B FB7 Final Survey

NO18-4B FB1 Final Survey

NO18-4B FB5 Final Survey

NO18-5B FB1 Final Survey NO18-5B FB3 Final Survey NO18-3B FB4 Final Survey

NO18-4B FB7 Final Survey NO18-4B FB3 Final Survey NO18-3C FB4 Final Survey

NO18-3C FB6 Final Survey

NO18-3B FB3 Final Survey

NO18-3C FB2 Final Survey

NO18-3B FB6 ST1 Final Survey NO18-3B FB2 Final SurveyNO18-5B FB5 Final Survey

1500 NO18-4A ST3 Final Survey NO18-4B FB8 Final Survey

NO18-4A ST1 Final Survey NO18-4A OH Final Survey NO18-4A ST2 Final Survey

NO18-5B FB8 Final Survey NO18-5A Final Survey NO18-5B FB7 Final Survey

NO18-5 BS Final Survey

1000 NO18-6B FB5 Final Survey NO18-4B FB2 Final Survey NO18-4B FB6 Final Survey NO18-4B FB4 Final Survey NO18-6B FB7 Final Survey

500

NO18-6B FB3 Final Survey

NO18-5B FB6 Final Survey

NO18-6B FB1 Final Survey

NO18-6B FB9 Tail Final Survey NO18-6A Final Survey

NO18-5B FB4 Final Survey NO18-7B FB1 Final Survey NO18-7B FB3 Final Survey NO18-5B FB2 Final Survey NO18-7B FB5 Final Survey

NO21-4B Final Survey

NO18-6 BS Final Survey NO18-7B FB6 OH Final Survey

0

NO18-7B FB7 Tail Final Survey NO18-7A Final Survey NO18-7B FB6 ST Final Survey

NO18-9B FB2 Final Survey NO18-6B FB2 Final Survey NO18-6B FB4 Final Survey NO18-9B FB6 Final Survey NO18-9B FB4 Final Survey NO18-6B FB6 Final Survey

NO18-7B FB4 Final Survey

NO18-6B FB8 Final Survey

-500

NO18-8B FB5 Plan 2 08-06-01 NO18-8B FB1 Plan 2 08-06-01

LM19-5B Plan 1 25-11-00 NO18-9A ST1 Final Survey NO18-9B FB8 Tail Final Survey

-1000

NO18-7B FB2 Final Survey NO18-8B FB1 Final Survey NO18-8B FB3 Plan 2 08-06-01

NO18-9A OH Final Survey

NO18-8 BS Final Survey NO18-9B FB5 OH Final Survey

NO18-8B FB7 Plan 2 08-06-01 NO18-8B Trunk Plan 2 08-06-01

NO18-9B FB7 Final Survey

-1500 LM19-1B Final Survey LM19-1A Final Survey

NO18-8A Final Survey

NO18-11 BS Final Survey

NO18-9B FB5 ST Final Survey

NO18-9B FB3 Final Survey

NO18-8B FB6 Plan 2 08-06-01

NO18-9B FB1 Final Survey NO18-10 BS Final Survey

NO18-8B FB2 Plan 2 08-06-01

NO18-11B FB1 12-06-01 NO18-11B FB3 12-06-01 NO18-11B FB5 12-06-01 NO18-10B Plan 2 14-06-01

NO18-10A Plan 3 13-06-01

-2000

LM19-5A Plan 1 25-11-00 LM19-5A ST2 Final Survey

NO18-8B FB4 Plan 2 08-06-01

NO18-11C FB1 12-06-01

NO18-11C FB5 12-06-01

NO18-11A Plan 4 11-06-01

LM19-5A ST3 Final Survey NO21-5B-FB3 Final Survey

-2500

NO21-5B-FB5 Final Survey NO18-11A FB5 12-06-01 NO18-11A FB6 12-06-01

-3500

NO18-11B Plan 4 12-06-01

NO18-11A FB2 12-06-01 NO18-11A FB4 12-06-01 NO18-11A FB1 12-06-01 NO18-11A FB3 12-06-01 NO21-5B-FB1 Final Survey

-3000

NO18-11C Plan 4 12-06-01

NO21-4A Final Survey NO21-5B-FB7 Final Survey NO21-5A Final Survey NO21-4C Final Survey NO21-5B-FB6 Final Survey

-4000 -6500

-6000

-5500

-5000

-4500

-4000

NO18-11B FB2 12-06-01 NO18-11B FB4 12-06-01 NO18-11B FB6 12-06-01 NO18-11C FB2 12-06-01 NO18-11C FB4 12-06-01NO18-11C FB6 12-06-01

NO21-5B-FB2 Final Survey NO21-5B-FB4 Final Survey

-3500

-3000

-2500

-2000

-1500

<<< WEST

-1000

-500

0

500

1000

EAST >>>

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

Conclusiones ™

™

™

™

™

™

Los pozos tipo Espina de Pescado han mejorado costo/barril en desarrollo de crudo pesado. Ha asumido un rol de exploración “pozo exploratorio” para actualizar el modelo de yacimiento sin la necesidad de perforar pozos estratigráficos adicionales. Continuous D&I y lectura de RAB (Resitividad Bit & Ring) son herramientas indispensables para perforar todo tipo de pozo especialmente a alta ROP. Un pozo tipo Espina de Pescado puede tomar de 4 a 10 días de operación continua de perforación a alta ROP 2000 ft/hr (600m/hr): Carga de trabajo alta. Debido a la complejidad de la geología combinada con baja resolución sismica mucho de los pozos deben ser re-planificados. Esto se hace en el campo (DD) y de manera muy apresurada. La carga de trabajo justifica, para una operación eficiente, personal extra en la locación.