Simulación de Yacimientos Estrategias a considerar en la fase de predicciones

 Estrategias a considerar en la fase de predicciones Simulación de Yacimientos

Las predicciones constituyen una de las partes más interesante de un estudio de simulación de yacimientos, ya que es posible visualizar el comportamiento futuro de un pozo o yacimiento al ser sometido a diferentes estrategias de explotación. Con las predicciones se puede examinar una gran variedad de escenarios y seleccionar una estrategia que probablemente represente el comportamiento más deseable del yacimiento en estudio. Adicionalmente, se puede poner a prueba la implementación de nuevas ideas y tecnologías; y de esta manera analizar sus beneficios que pueden tener para la explotación de los yacimientos.

El uso principal o más importante que tienen las corridas de predicción es la evaluación de planes de desarrollo de yacimientos petrolíferos, sin embargo, también son utilizadas en el diseño de pozos de alivio para controlar pozos, para diseñar pruebas especiales de pozos, determinación de la capacidad de aporte de acuíferos hasta el monitoreo y descripción de pruebas de laboratorio.

El proceso de predicción para un modelo de simulación, se pude dividir en tres etapas principales:

• Planificación de los casos
• Selección de las Corridas de Predicción
• Establecimiento de Lineamientos y Restricciones

PLANIFICACION DE LOS CASOS

Se deben planificar los casos a ser evaluados durante el proceso de predicción antes de construir el modelo de simulación, ya que es la única forma con la cual se puede garantizar que las características del modelo y las rutinas de manejo de los pozos se adapten a los requerimientos indispensables para alcanzar los objetivos planteados. Esta práctica permitirá prever la data que no esta disponible al momento y que tomará algún tiempo obtener.

En la planificación inicial, generalmente es suficiente especificar los casos que se correrán, requerimientos especiales de datos así como las opciones del simulador que deben ser activadas para construir el modelo apropiadamente. El principio empleado en este caso debe ser lo más sencillo posible, pero que permita alcanzar los objetivos planteados en el estudio y que a su vez permita obtener la información necesaria para delinear la mejor acción y solución, lo cual permitirá ahorrar tiempo y horas hombre.

El número de casos previstos para ser ejecutados estará influenciado por limites de tiempo y dinero, ya que regularmente los resultados son requeridos con urgencia para la toma de decisiones, lo cual implica que los casos más importante frecuentemente deben tener prioridad al elaborar el cronograma de actividades. Por otra parte es posible que se presenten algunos casos donde no hay factibilidad técnica o económica para ser implantados, por lo que son descartados desde el principio.

Es importante establecer un cronograma de proyecto realista para los casos considerados como prioritarios. La distribución del tiempo dependerá significativamente en el tamaño y complejidad del modelo, de la rutina para el manejo de pozos y del número de casos de predicción a ser evaluados. Debe tomarse en cuenta que generalmente las primeras corridas de predicción toman mucho más tiempo que las finales, debido a que durante las mismas se resuelven problemas que inicialmente requieren mayor atención.

De acuerdo a la literatura se sostiene que en general las predicciones toman ¼ del tiempo total del estudio, sin embargo, esto será dependiente de la complejidad de cada estudio, particularmente en el número de casos de predicción seleccionados y en los años de historia de producción y números de pozos que deban ser cotejados.

Cuando se elabora el cronograma de estudio es necesario incluir el tiempo relacionado a ciertas contingencias tales como: tiempo de aprendizaje para manejar la herramienta, tiempo de disponibilidad y respuesta del computador, así como el tiempo para analizar resultados inesperados del simulador. Igualmente se debe considerar tiempo si se ha pensado en realizar corridas de sensibilidades para establecer rangos más probables de comportamiento futuro.

SELECCIÓN DE LAS CORRIDAS DE PREDICCION

Generalmente los escenarios de las corridas de predicción representan diferentes alternativas de planes de explotación de los yacimientos. frecuentemente la continuación del plan actual de actividades es usado como referencia para definir el impacto relativo del resto de los escenarios. Este comportamiento referencial es usualmente denominado como caso base y muchas veces implica una política de no hacer nada o dejar que las cosas sigan como están, lo cual a su vez implica no realizar desembolsos adicionales a los estrictamente relacionados a costos corrientes.

Las alternativas para el diseño de estos escenarios son muy variados y dependerán básicamente de las propiedades del yacimiento, tales como gravedad del crudo, mecanismos de producción, viscosidad, etc., disponibilidad de fuentes de agua y/o gas.

Otro tipo de corridas de predicción son las sensibilidades que se pueden realizar para determinar el impacto que sobre el recobro puede tener una variable que presenta un alto grado de incertidumbre. Tal es el caso, por ejemplo de la sensibilidad que muestra el factor de recobro al producir el yacimiento a diversas tasas de producción. Es recomendable en estos casos presentar los resultados en forma de perfiles que muestren la diferencia comparativa de los casos que producen resultados extremos (mejor y peor) así como el caso promedio, que probablemente resultará el más probable.

ESTABLECIMIENTO DE LINEAMIENTOS Y RESTRICCIONES

Los lineamientos generales y restricciones físicas impuestas al modelo de simulación deben ser cuidadosamente escogidas. los lineamientos son aquellas políticas o estrategias que son establecidas generalmente por la casa matriz o por entes reguladores. Usualmente estos lineamientos pueden ser autoregulatorios con el objeto de establecer prácticas gerenciales idóneas. Las restricciones tienen un carácter de limitaciones físicas por condiciones de campo, tal como almacenamiento, presiones de entrada a sistemas de recolección, levantamiento artificial de pozos, etc.

Un ejemplo de un lineamiento típico en un campo pude ser el establecimiento de una RGP máxima para un determinado yacimiento o área. Dado que a medida que se incrementa la RGP acumulada se disminuye el factor de recobro, es obvio que restringir la producción de gas a limites razonables resulta una practica de buena generación de yacimientos. Como ejemplo de restricciones físicas se puede mencionar la cantidad de gas usado para Gas Lift o la presión de separación del sistema de recolección de crudo.

Algunas veces resulta difícil establecer la diferencia entre los lineamientos y las restricciones, pero lo realmente importante es que estos criterios sean establecidos adecuadamente en el modelo de simulación, ya que de ellos dependerá en muchos casos los resultados obtenidos, por lo cual estos criterios deben ser lo más realistas posibles. En caso de que algunos de estos criterios presenten cierto grado de incertidumbre, será necesario realizar corridas de sensibilidades.

Procedimiento de calibración de pozos en Simulación Numérica de Yacimientos

Procedimiento de calibración de pozos en Simulación Numérica de Yacimientos

La calibración de pozos después del cotejo de historia en simulación de yacimientos, asegura que los pozos originan producciones razonables durante la fase de predicción. Este proceso generalmente consume mucho tiempo. La cantidad de trabajo de ensayo y error incrementa dramáticamente a medida que el número de pozos y la productividad de los pozos aumenta. Además, los modelos de simulación de yacimientos son cada día más grandes a medida que las computadoras expanden sus límites. Un modelo de yacimientos con cientos de pozos de alta productividad puede tomar meses para calibrarlo usando métodos convencionales. El trabajo presenta un procedimiento sistemático para calibrar los pozos que logra un alto nivel de rendimiento y requiere solo una fracción del tiempo normal. Se demuestra que una simple planificación con la aplicación del método propuesto, en un yacimiento con 500 pozos de alta productividad puede ser calibrado en un par de días después de obtener un cotejo de historia exitoso. El procedimiento denominado PFV es general y se puede aplicar a cualquier yacimiento.

Introducción.

La calibración se puede definir como el ajuste de los parámetros del modelo del pozo para cotejar las tasas de producción observadas a determinadas contra presiones. Estas contra presiones pueden ser en el fondo, FBHP o en el cabezal del pozo, WHP. Cuando se especifica la presión de fondo fluyendo, FBHP, el modelo considera que es una restricción que no se modela. Cuando se especifica WHP, el pozo se modela usando el comportamiento en la tubería de producción por medio de tablas. Esto significa que las condiciones de superficie y la hidráulica de pozos son críticas para la predicción de las tasas de flujo. La calibración contra FBHP es directa y no será tratada en el trabajo. Este trabajo se enfoca en la calibración contra WHP, la cual es muy complicada. El proceso se realiza por ensayo y error. Además puede que no haya solución entre la tabla de flujo y la curva de comportamiento de influjo. Sin embargo, la tasa de flujo calculada de la fase de predicción es más confiable. Experiencias en Saudi Aramco demuestran que el proceso de calibración es tedioso y largo. En promedio, toma alrededor de 3.3 semanas para calibrar un modelo de yacimientos de 150 pozos. Además, los modelos de yacimiento cada vez son más grandes y contienen cientos y aún miles de pozos debido al rápido desarrollo de las computadoras. Además, el procedimiento de calibración varía de acuerdo con el simulador de yacimiento. Por lo tanto, será más beneficioso desarrollar un procedimiento eficiente que se puedan aplicar a todos los simuladores de yacimientos disponibles.

Procedimiento.

Un procedimiento típico para la calibración de un pozo es el siguiente: El ingeniero de simulación recibe un conjunto de tablas de flujo del departamento de producción e inserta estas tablas en los datos del simulador y específica para los pozos las presiones medidas en el cabezal. Después de realizar la simulación se chequea para ver si las tasas calculadas cotejan con las tasas de los pozos, si no cotejan, se ajustan los multiplicadores de IP. Si no hay solución con ninguna de las tablas de flujo, se solicitan nuevas tablas de flujo y se ajustan los multiplicadores del IP hasta que las tasas calculadas cotejan las tasas de prueba. Se efectúan nuevas simulaciones, usando nuevas tablas y ajustado los IP hasta que las tasas calculadas cotejan con las tasas de los pozos. Existen varias dificultades con este procedimiento. Primero, el mejor estimado de las tablas de flujo no garantiza una solución a la tasa cuando se aplica el modelo de simulación de yacimiento. Desafortunadamente, no existen criterios precisos para especificar las nuevas tablas de flujo que produzca un buen ajuste con los datos de campo. Segundo, los parámetros de los pozos, son sensibles a los cambios; por ejemplo, la variación de una tasa de flujo afecta la  producción de los vecinos. Por lo tanto, un pozo que se calibra en una iteración anterior puede que la pierda por cambios en las tasas de los pozos vecinos. Tercero, con el objeto de ajustar la tasa de prueba de los pozos, se cambia el IP. Pero resulta difícil cotejar la tasa y el IP al mismo tiempo. Cuarto, los métodos de ensayo y error tienen muchos problemas para cotejar la producción de los pozos cuando la caída de presión es pequeña. La investigación se llevó a cabo para determinar cuanto tiempo se consume en calibrar el cotejo de historia de un yacimiento. Los resultados obtenidos con 12 modelos, entre ellos Eclipse, Chears y MARS y 11 usuarios. El tiempo promedio de calibración fue de 16.5 días para un modelo de 152 pozos, para 300 pozos fue de 6 semanas, en general el tiempo de calibración aumenta con el número de pozos.

La reingeniería del Proceso de Calibración.

Se intenta automatizar el proceso de calibración desarrollando programas de computación para llevar a cabo los cálculos que generalmente se realizan manualmente. El procedimiento puede fallar porque no existe garantía que un conjunto de tablas provean un cotejo razonable con las medidas de campo. Cuando no existe una tasa que sea solución de las tablas de flujo, el programa automático no puede proceder a conseguir la solución de calibración para todos los pozos. El nuevo procedimiento de calibración se desarrolló para establecer la distribución de presión en el yacimiento e integrar las condiciones de flujo de los pozos calculados por el simulador con la tabla de flujo generada por las facilidades del simulador. Este procedimiento denominado PFV después de tres etapas en la calibración: Distribución de Presión, generación de tablas de Flujo y la Validación de las tablas de flujo. El procedimiento PFV cotejas las tasas de flujo, las presiones en el cabezal y los IP de los pozos simultáneamente. Los tres pasos de calibración se describen a continuación.

Paso 1. Distribución de Presiones en el Yacimiento.

Esta paso establece la distribución de presiones en el yacimiento y por lo tanto las condiciones de flujo basadas en las tasas de prueba de los pozos usando un simulador de yacimiento. Las tasas de prueba dadas para los pozos permiten al simulador calcular las condiciones de flujo para todos los pozos en el modelo de simulación de yacimientos. Un programa de computadora combina las condiciones de flujo (tasas, corte de agua, RGP y presión del bloque), las presiones en el cabezal y el IP. Otro programa calcula los multiplicadores de IP, tal que los IP resultantes sean idénticos a los IP de los pozos en el campo. Puesto que los cambios de IP, cambian el corte de agua y la RGP, este paso se itera hasta dicho cambios sean mínimos.

Paso 2. Generación de las Tablas de Flujo.

Este paso coteja el índice de productividad mientras se generan la tabla de flujo para cada pozo, usando las facilidades del simulador. La tabla de flujo se crea para cada pozo con base a la geometría del pozo usando las facilidades del simulador. Un programa de computadoras calcula el IP del pozo de estas tablas de flujo y las condiciones de flujo del pozo del archivo creado en el paso 1. El IP calculado se compara con el IP del campo. Si no cotejan el programa ajusta la eficiencia de flujo en el pozo automáticamente y corre nuevamente las facilidades del simulador. La iteración se detiene cuando el IP calculado se encuentra alrededor del 1% de los IP de campo. Para mejores resultados predictivos se pueden variar las correlaciones de flujo bifásico, la rugosidad relativa y las correlaciones o datos PVT.

Paso 3. Validación de las Tablas de Flujo.

Este paso verifica que las tablas de flujo generadas en el paso 2 son consistentes con el modelo del yacimiento usado en la simulación del yacimiento, del paso 1. Se efectúa una corrida de simulación con las tablas de flujo generadas en el paso 2 en el modelo de simulación. Un programa de computación compara las presiones en el cabezal calculadas con las presiones del cabezal medidas en el campo para cada pozo. Luego, si es necesario, se ajusta el multiplicador de IP automáticamente hasta que las presiones del cabezal calculadas y medidas, sea menor de 5 lpc. Se observa que deben realizarse ajustes menores y el propósito de este paso es validar la consistencia de los datos de entrada, lo cual es cual es crucial cuando están involucrados muchos pozos. Algunos simuladores no calculan las presiones la presión del cabezal cuando se específica la tasa del pozo. En este caso la presión del cabezal se suministra como dato y se calcula la tasa de flujo y se compara con la tasa de la prueba. Este paso se termina cuando la máxima diferencia para todos los pozos es menor del 10%.

Comparación de un Proceso de Calibración de Ensayo y Error.

Se efectuó una simulación usando el Simulador Eclipse, comparando el proceso de ensayo y error con el método propuesto. Los resultados son prácticamente idénticos los dos primeros 2 años y la diferencia fue del 6% después de 9 años. En el periodo de predicción el procedimiento PVF produjo 2.1% mayor que el método de ensayo y error. El número de pozos activos para ambos casos, inicialmente fue de 29 y terminó con 14. Puesto que el número de pozos activos es el mismo para ambos casos, la economía para las dos predicciones será muy cercana. Sin embargo, la principal ventaja del nuevo método de calibración fue la velocidad. El método PVF tomó 3 días vs 3 semanas del método de ensayo y error.

Otros Casos de Campo.

El procedimiento de calibración PVF se puso en práctica exitosamente en varios simuladores, Eclipse y Chears (Chevron). Se calibraron varios casos de campo con un número de pozos variando entre 17 y 504, y con tiempos de calibración entre 45 min y 20 horas. La mayor parte del trabajo se uso en la generación de las tablas de flujo. El número de iteraciones promedia para las tablas de flujo, varió de 7.8 a 22.5. El mayor número de iteraciones lo llevan los pozos de alta productividad. El procedimiento dio muy buenos resultados, los resultados del IP promedio es menor del 0.2% y el error del WHP osciló entre promedio de 0.6 y un máximo de 3.6 lpc. El error del IP fue menor de 7.4%, en la tasa de líquido promedia fue menor de 0.7% y error máximo del 9.5%. Se demostró que un trabajo de calibración preliminar usando un cotejo de historia razonable puede reducir el tiempo del proyecto. Una vez que se logró el cotejo de historia final, tomo 2 días calibrar 504 pozos.

Discusión.

El procedimiento PFV provee al ingeniero de simulación una forma fácil para generar tablas de flujo que honren el sistema yacimiento/pozo. En este proceso, podemos darnos cuenta de los potenciales problemas de los pozos individuales. Una tabla de flujo típica toma alrededor de 5000 cálculos (10 tasas, 5 WHP, 10 cortes de agua, 10 RGP). Si se efectúan un número mínimo de cálculos se llevan a cabo alrededor de las condiciones de flujo mientras se coteja el IP, no más de 24 cálculos (3 tasas, 2 WHP, 2 cortes de agua y 2 RGP) se requiere por cada iteración. Una tabla de flujo completa se construye una vez que se coteja el IP. Por consiguiente se puede ahorrar mucho tiempo de CPU generando las tablas de flujo que se pueden usar en futuras calibraciones. Puesto que los cálculos de las tablas de flujo pueden realizarse independientemente es posible realizar los cálculos simultáneamente,  usando diferentes computadoras. En un caso de campo, usando 10 computadoras el tiempo se redujo de 19.5 a 3.2 horas, usando 10 computadoras. La experiencia indica que no es posible cotejar todos los pozos perfectamente. No se recomienda cotejar los  pozos cuyos cortes de agua o RGP se encuentran muy alejados de los datos de campo. Estos pozos se deben especificar como pozos con tasas de líquidos totales y se cierran cuando las tasas caen por debajo del límite económico o el corte de agua o la RGP exceden ciertos límites.

Conclusiones.

1. El procedimiento de calibración PFV coteja la tasa de prueba, la presión del cabezal y el IP simultáneamente con alto grado de aproximación y se ha demostrado que produce resultados similares al modelo calibrado por ensayo y error.

2. El cálculo del procedimiento de PFV es muy eficiente pues que el proceso iterativo no se lleva a cabo en el simulador, si no en simples facilidades de computación y no en los complejos y costosos simuladores de yacimiento.

3. El procedimiento de calibración PFV es sistemático y por lo tanto se puede automatizar fácilmente. Con una planificación sencilla, se puede demostrar que cientos de pozos pueden ser calibrados en un par de días inmediatamente después de obtener el cotejo de historia. En resumen, el procedimiento de calibración PFV se demuestra que es aproximado, eficiente desde el punto de cálculo y se puede aplicar a un gran número de pozos de alta productividad. La calibración se puede reducir de semanas a días. El procedimiento es general y se puede aplicar a cualquier simulador de yacimientos.

Tomado de: SPE 66385 Re-Engineering the Well Calibration Procedure for a Large Number of High Productivity Wells. A L Siu, M. H Al-Khatib, Saudi Aramco.

Cañoneo para fractura: aspectos a considerar para asegurar el éxito operacional

Cañoneando para fractura: aspectos a considerar para asegurar el éxito operacional

El cañoneo provee comunicación entre el pozo y la formación resultando en una comunicación tanto para la producción o inyección de fluidos en el yacimiento. Muchos parámetros como la fase de tiro, tamaño de cargas, densidad de tiro, tipo de cañón y longitud del intervalo juegan un importante rol en la correcta ejecución del fracturamiento hidráulico. Estos parámetros deben ser determinados para garantizar el ruptura de la formación, eliminar las restricciones en la vecindad del pozo (o tortuosidades), y que permitan transportar el material apuntalante, de esta manera cumplir con el plan de bombeo. Las mejores prácticas de cañoneo deben tomarse en consideración durante la fase de diseño. Aún cuando se puede tener bien caracterizada la heterogeneidad del yacimiento, la desviación del pozo, anomalías de esfuerzos locales, calidad del cemento y muchos otros factores pueden resultar en comportamientos inesperados que pueden comprometer el éxito del tratamiento. En el siguiente artículo se evalúan las mejores prácticas al momento de realizar un cañoneo para fracturamiento hidráulico.

Introducción

El cañoneo es una de las más importantes operaciones a considerar durante el diseño de completación de un pozo, y este directamente impactará en los resultados de producción. En yacimientos donde el fracturamiento hidráulico como método de estimulación no se encuentra planeado, la estrategia de cañoneo debe asegurar la máxima conexión hacia el yacimiento. Diferentes estudios muestran el impacto del cañoneo en la productividad del pozo como un efecto del skin mecánico (Karakas y Tarik, 1988) y el principal objetivo es hacer un by pass de la zona dañada cercana al pozo producto de las operaciones de perforación, cementación y completación. El hecho que el mismo cañoneo crea una zona de daño debe ser también considerada.3

El cañoneo para producción es una práctica muy bien conocida y no ofrece mayores problemas en cuanto a la densidad de tiro, ángulo de fase, tamaño de cargas y longitud de perforación. Para yacimientos no convencionales, donde el fracturamiento hidráulico es requerido, la estrategia de cañoneo encuentra diferentes objetivos, como garantizar un fácil rompimiento de la formación, minimizar las restricciones en la vecindad del pozo, reducir los problemas de tortuosidad, que puedan comprometer una baja producción posterior al trabajo de fracturamiento hidráulico. Las experiencias a nivel mundial han demostrado que un mal alineamiento de los túneles de los perforados y el plano preferencial de fractura son los aspectos más importantes en la eficiencia de una fractura, debido a la caída de la presión por la tortuosidad. En teoría, el cañoneo orientado es la mejor estrategia para mitigar estos efectos, pero a veces es difícil definir la dirección de esfuerzos en las zonas lejanas a la vecindad del pozo. Una mala interpretación de la orientación de esfuerzos puede resultar en una incorrecta selección de la dirección del plano preferencial de fractura, y puede ser un escenario aún peor con una mala selección del cañoneo orientado. Consideraciones en el tratamiento, tasa de bombeo, concentración del material apuntalante y tamaños deben ser considerados.

Cañoneo orientado: el sistema orientado 180 grados fase es la mejor opción?

Muchos estudios de laboratorio muestran que un cañoneo 180 grados fase orientado en el plano de máximos esfuerzos provee una reducción en la presión durante el rompimiento de la formación durante el trabajo de fracturamiento hidráulico, mejorando la conectividad entre el pozo y el yacimiento. Asumiendo que el pozo y la presión de sobrecarga están alineados hacia la dirección de máximos esfuerzos, la vecindad del pozo se encuentra estratégicamente en la mejor condición para la ejecución de un cañoneo orientado hacia la dirección del plano preferencial de fractura. En la Figura 1, muestra como la fractura inicia alineada a los perforados evitando cualquier problema de tortuosidad, comunicando efectivamente el pozo con el yacimiento.

Muchas veces no es fácil determinar la anisotropía de esfuerzos o la dificultad de reconocer los esfuerzos del yacimiento. Las fracturas inducidas durante la perforación detectadas mediante registros de imagen o caliper son una práctica común para el análisis de breakout, para entender los esfuerzos en la vecindad del pozo. Estas condiciones no siempre suelen suceder y una mala selección de un cañón orientado puede hacer un escenario difícil de manejar en términos de comunicación y problemas de tortuosidad. Aún en yacimientos donde las condiciones geomecánicas son conocidas, el cañoneo orientando no es recomendable su aplicación al menos que se tenga suficiente justificación, ya que un no alineamiento (posiblemente durante la operación o por error humano) puede comprometer el resultado del trabajo de fracturamiento hidráulico. En la Figura 2 y Figura 3, muestran una mala orientación de los perforados con respecto al plano preferencial de fracturas. Altas presiones de ruptura y presiones en superficie durante el bombeo son esperadas debido al poco ancho hidráulico y problemas de tortuosidad.

Un ángulo de fase más pequeño, como 60 grados, en general provee mejores probabilidades de evitar un arenamiento prematuro. Una de las razones es que porque la fractura crecerá solo en unos pocos perforados orientados en el plano preferencial de fractura. Una de las desventajas usando ángulos de fase más pequeños es el hecho de que más perforados están presentes y existe la probabilidad de creación de múltiples fracturas. En la Figura 4, muestra como se inicia la fractura en los perforados orientados en la orientación favorable al plano preferencial de fracturas. El resto de los perforados, no se encuentran alineados y por consiguiente, no son efectivos.

Figura 1: Cañoneo 180º Fase – Buena comunicación entre el pozo y el yacimiento. Figura 2: Mala orientación en cañoneo 180º Fase. Alto riesgo de arenamiento prematuro debido a la mala comunicación entre el pozo y el yacimiento. Figura 3: Cañoneo no efectivo 180º Fase. Riesgo moderado de arenamiento prematuro debido a la pobre comunicación con el yacimiento. Figura 4: 60º Fase. Favorable orientación de cañones hacia el plano preferencial de fracturas. Formación de fracturas no efectivas fuera del plano preferencial de fracturas. Aceptable comunicación entre el pozo y el yacimiento.

Cargas Big Holes (BH) o de Alta Penetración?

Esta pregunta aún se encuentra en discusión en la industria petrolera. La principal razón probablemente es que ambas técnicas se adaptan y pueden alcanzar buenos resultados en diferentes características de yacimiento y diferentes profundidades. Las cargas BH son ampliamente usadas y recomendadas para reducir la presión de fricción durante el bombeo. Al utilizar cargas BH se debe considerar la tasa de bombeo, la máxima concentración delmaterial apuntalante y el tamaño de éstas planificadas para el tratamiento.

En la Figura 5, muestra una simulación resultante de un sistema de cañones de 2 pulgadas, 6 TPP, 60 grados fase en un revestidor de 7”. Como se observa claramente, la mitad de los perforados no son los suficientemente eficientes como para tomar altas concentraciones de material apuntalante, resultando en altas presiones de bombeo durante el tratamiento, debido a las altas fricciones en los perforados. El diámetro de perforado promedio es de 0,14”, probablemente poco suficiente como para dejar pasar altas concentraciones de material apuntalante.

Figura 5. Resultados de simulación cañón de 2”, 6 TPP, 60º Fase en revestidor de 7”.

Analizando esta simulación, muestran que la utilización de cargas BH puede ser la mejor estrategia, sin embargo, esto es totalmente cierto?

La fase de perforación causan en sí mismas incrementos de esfuerzos alrededor del pozo, tal como lo muestra la Figura 6. La zona afectada puede extenderse tan lejos como el doble del diámetro del pozo. Este fenómeno en pozos profundos pueden hacer un escenario aún peor en términos de la presión de ruptura de la formación. Las cargas de alta penetración empiezan a ser muchos más atractivas que las cargas BH en yacimientos profundos (> 4000 pies TVD), permitiendo realizar un by pass de esta zona de esfuerzo cerca de la cara de la arena. Ambas técnicas presentan pros y contras y la selección de una con respecto a la otra se debe realizar cuidadosamente, haciendo un balance asociados a los riesgos con el incremento de los esfuerzos en la vecindad del pozo y las restricciones mecánicas que se puedan presentar.

Figura 6. Estimación de esfuerzos cercanos a la vecindad del pozo.

Longitud de perforados: Largo o corto intervalo?

En yacimientos convencional donde el fracturamiento hidráulico no es necesario, lo más común cañonear un larga sección de las arenas de interés. Muchos estudios muestran que reducen el daño mecánico y la penetración parcial cuando todos el intervalo es abierto a producción. En casos de yacimientos naturalmente fracturados el concepto es el mismo, y todo el intervalo produce con las fracturas naturales, ofreciendo el máximo potencial de producción hacia el pozo.

Para yacimientos no convencionales, donde el fracturamiento hidráulico es una necesidad, el intervalo de cañoneo debe ser selectivo para reducir cualquier aspecto que pueda comprometer el trabajo de fracturamiento hidráulico. Cortos intervalos de cañoneo son preferibles a largos intervalos de cañoneo, debido a que se puede concentrar toda la energía en el punto de inicio de la fractura hidráulica, reduciendo el riesgo de la creación de múltiples fracturas, problemas de tortuosidad, así como también altas pérdidas por filtrado del fluido de fractura (en yacimientos naturalmente fracturados). Las propiedades mecánicas de la roca y los esfuerzos de las barreras como las lutitas, deben ser consideradas para seleccionar apropiadamente el intervalo selectivo a cañonear. En pozos desviados y horizontales se debe tener especial atención. Pozos horizontal perforados sin considerar los máximos esfuerzos no son buenos candidatos para realizar fracturamiento hidráulico. El pozo horizontal óptimo para realizar un fracturamiento hidráulico es aquel que es perforado en dirección del esfuerzo horizontal mínimo, para generar una fractura ortogonal e incrementar el área de drenaje. En pozos desviados, el intervalo a cañonear debe ser aún más pequeño que en pozos verticales. Esto es para evitar cualquier problema en la creación de múltiples fracturas compitiendo durante el tratamiento, haciendo la fractura principal mucho más delgada, comprometiendo el objetivo de bombear elmaterial apuntalante a altas concentraciones. En la Figura 6, se muestra el intervalo óptimo a cañonear en un pozo desviado, con el propósito de evitar la creación de múltiples fracturas que compiten durante el tratamiento.

Figura 6. Longitud óptima de cañoneo en pozos desviados.

Por Marcelo Madrid

Portal del Petróleo

Métodos avanzados producen cada vez más impactos ambientales

En la búsqueda de mejorar las formas de producción y extracción de los hidrocarburos, la industria energética inventa cada vez nuevas tecnologías, no obstante, en cada actividad, cualquiera sea el área, se produce un impacto medioambiental. En esta ruta, surgen divergencias y discusiones de si se deben utilizar o no las nuevas tecnologías en pro del desarrollo.

El experto en sistemas de fluidos de perforación, Pablo Alpire, explica que la industria en general, y en especial las actividades petroleras están cada vez más regidas y/o reguladas por las leyes gubernamentales, así como normas y políticas de las propias compañías que se dedican a la actividad, que buscan reforzar su responsabilidad social corporativa. Ambas apuntan a lo mismo, ser cada vez más responsables con el medio ambiente, es así que toda nueva tecnología y producto que aparece en el mercado debe cumplir estrictamente las leyes y normas que implican ser “medioambientalmente amigable”.

Todas las compañías operadoras y de servicio, en su mayoría, trabajan bajo certificaciones internacionales como la familia de las ISO 14000, las OSHA y las de calidad.

Por citar como ejemplo, la evolución de los fluidos de perforación base aceite (OBM Oil base Mud) a base aceites minerales (MOBM – Mineral Oil Base Mud) hace que las compañías que tratan estos fluidos también evolucionen.

La unidad de desorción térmica “Hammermill, es fruto de ello que, además de tratar los recortes impregnados, sin usar quemadores, recupera los fluidos en un porcentaje mayor al 95% para que sean reutilizados, explica el experto.

Fractura hidráulica
Según Alpire, el fracturamiento hidráulico es un método que ya tiene muchos años de uso, desarrollo y evolución, y se usa para resolver algunos problemas del reservorio como baja permeabilidad, baja producción y/o control de arena.

La evolución de este método lo ha convertido en la solución para poder producir los reservorios de shale gas/shale oil que tienen como principal característica la casi nula permeabilidad, por lo que se hace necesario conectar los poros que contienen el fluido hidrocarburífero presurizado para poder producirlo.

Imaginemos, dice Alpire, que los poros de una piedra pómez están llenos de gas o petróleo pero estos fluidos no pueden fluir debido a la falta de interconectividad, lo que en reservorio se le llama permeabilidad, entonces debe realizarse una fractura para conectar los poros.

YPF Argentina ya está usando este método desde hace algunos años, y se podría decir que es la compañía con mayor desarrollo de la región en yacimientos de shale gas/shale oil (como el muy citado yacimiento Vaca Muerta).

Contaminación
Para realizar las fracturas hidráulicas y lograr producir este tipo de yacimientos se necesitan grandes volúmenes de agua y arena y productos químicos, lo que obliga a las compañías a controlar el buen uso de estos importantes recursos.

Los equipos requeridos para este tipo de fracturas (fracturadores, blenders, mixers) son cada vez de mayor potencia, lo que significa mayor uso de combustible y emisiones de dióxido de carbono al medioambiente.

Para obtener una libra de arena de fractura lista para meter al pozo, se utiliza una proporción mínima de 1:10, factor que afecta el medio ambiente.

Entre los principales problemas ambientales detectados, sobre todo en Estados Unidos, se pueden mencionar: contaminación de las aguas superficiales y subterráneas, contaminación del aire, afecciones a la salud humana. Alteraciones del paisaje y el terreno, contaminación de suelos al cerrar los pozos y riesgo sísmico.

Licencias
Las leyes son cada vez más precisas y existen entes gubernamentales especializados que rigen y son estrictos en el cumplimiento de las normas.

Para obtener un permiso medioambiental para la actividad, debe hacerse y aprobarse un (Estudio de Impacto Ambiental – EIA) y un plan de manejo y mitigación para que los impactos ambientales pasen de “negativos” a no negativos.

La industria petrolera boliviana tiene altos estándares internacionales, los tipos de pozos que se perforan en el país son desafiantes y exigen el uso de la mejor tecnología disponible, y esto viene apareado con la minimización de los impactos ambientales negativos.

Traer los vehículos de rezago de países más desarrollados a nuestro país, es traer “tecnología” más contaminante en relación a lo anterior. Tecnología nueva que entra al país es ambientalmente más amigable, dice Alpire.

“Toda actividad produce un impacto medioambiental, modificar las condiciones originales del medio ambiente para construir casas, caminos, etc, (…) y las acciones que deben tomarse para mitigar los impactos negativos se enfocan a cumplir con las leyes gubernamentales y las normas y políticas de las compañías, y que estas evolucionen constantemente al paso de la aparición de nuevos productos y nuevas tecnologías”, señala Alpire.

No obstante, desde la perspectiva ambientalista, este método de perforación implica la contaminación de miles de litros de agua y el vertido de este elemento con toneladas de desechos en cursos de agua.

Fobomade
Consecuencias medio ambientales

Las tecnologías denominadas no convencionales, entre las que se encuentra el fracking o fractura hidráulica, se han desarrollado en Estados Unidos. Actualmente se conoce que en Marcelus Shale, Pensylvania, se han explorado como 65.000 pozos con gravísimos impactos para la gente y para el ambiente, explica la coordinadora de Proyectos y Campañas del Foro Boliviano sobre el Medio Ambiente y Desarrollo (Fobomade), Patricia Molina.

La técnica consiste en la perforación a muy grandes profundidades y luego la perforación transversal con inyección de grandes volúmenes de agua con químicos y arena, por donde circulará el gas. Estos volúmenes de agua y químicos contaminan las fuentes subterráneas de agua, incluso con elementos radiactivos altamente cancerígenos, como el radio y salen luego en un 80% a la superficie terminando de contaminar toda el agua superficial.

En Pensylvania, donde se encuentra Marcellus Shale, no pueden consumir agua de la canilla y están sufriendo de graves problemas de salud, indica Molina.

Para que sea rentable una explotación de este tipo debe continuar perforando constantemente porque si no decae el volumen de gas. Esto implica la contaminación de miles de litros de agua y el vertido de esta agua con toneladas de desechos, en cursos de agua, terminando con toda vida.

Nueva York se ha declarado libre de Fracking, aunque no ha logrado evitar que le echen las aguas contaminadas.

Fuente Energy Press

Gas esquisto: la revolución energética mundial

Gas esquisto: la revolución energética mundial

Con este recurso EE.UU. se convierte en el primer productor de hidrocarburos; cambia la geopolítica y economía, pero oculta graves problemas ambientales. Hasta hace unos años, Williston era un pueblo perdido en Dakota del Norte y sus 12.000 habitantes vivían de la agricultura. En menos de una década todo se multiplicó: la población, el costo de vida, la delincuencia, los burdeles.  Hoy el salario anual es de 78.000 dólares, el más alto del país, el desempleo apenas roza el 1 por ciento, alquilar un estudio cuesta 2.500 dólares y una prostituta gana 2.000 dólares en una noche.

A 3.000 metros bajo la superficie yace la causa: una formación de esquisto (shale en inglés), un tipo de roca repleta de petróleo y gas hasta hace poco inaccesible. Desde 2006 la llanura se llenó de torres de perforación. Había llegado la fractura hidráulica (fracking en inglés), una técnica que inyecta en el subsuelo una mezcla de agua, arena y productos químicos a alta presión para liberar los hidrocarburos (ver infografía).

Hoy el pueblo es la capital de una revolución energética que convirtió la semana pasada a Estados Unidos en el primer productor de hidrocarburos por encima de Rusia y Arabia Saudita y que promete cambiar la geopolítica y la economía mundial.

Hasta hace unos años el fracking era muy caro y solo cuando el precio del petróleo alcanzó 100 dólares por barril comenzó la bonanza. Ahora los norteamericanos extraen el 45 por ciento del gas de su país de este modo y producen 22 millones de barriles diarios. En los últimos cinco años las importaciones de petróleo y gas cayeron un 32 y un 25 por ciento respectivamente y se calcula que de ahora a 2020 el país se volverá un exportador neto. Se cree que en Estados Unidos hay más de 100 años de reservas.

Ese botín llega a un país que usa el 25 por ciento de la energía mundial y que hasta 2005 importaba el 60 por ciento de su consumo, lo que lo ponía a la merced de otros. En 1974, Nixon prometió “ya no ser dependientes para 1980”, Carter dijo que “con la excepción de una guerra, la independencia energética es el reto más grande del país”, Clinton afirmó que “la dependencia es nuestra mayor amenaza” y Bush hijo advirtió que “Estados Unidos es adicto al petróleo, muchas veces importado de regiones inestables”. Pero ninguno había logrado revertir la tendencia.

Ahora las bases de la geopolítica mundial se mueven. La política de Washington ya no se subordinará a su abastecimiento energético, que lo ha justificado todo. Desde guerras absurdas como la de Iraq, hasta alianzas contra natura con el régimen de Arabia Saudita, a pesar de su apoyo al islamismo radical o depender de la Venezuela chavista. Aunque las predicciones son azarosas, es probable que en unos años la Casa Blanca se aleje de su obsesión con el Medio Oriente, tenga más margen de maniobra ante Rusia o deje de competir con China por recursos.

Washington podrá presionar los precios energéticos e ignorar a la Opep, el cartel petrolero mundial

En otros países, incluido Colombia, también hay mucho gas esquisto, mientras Rusia tiene pocas reservas. En este juego Estados Unidos tiene la mejor mano. Los bajos costos energéticos impulsan una reindustrialización y más competitividad. Se calcula que el gas barato equivale a una rebaja salarial del 17 por ciento. Dejar de importar hidrocarburos aliviana además el déficit comercial crónico estadounidense, uno de los lastres de su economía, y fortalecerá el dólar.

Lo malo es que esta revolución puede abrir la puerta a un desastre ambiental sin precedentes. No solo porque un solo pozo consume millones de litros de agua, porque se inyectan toneladas de químicos, porque se sospecha que la fractura produce terremotos o porque en las cercanías el agua se llena de metano y se vuelve inflamable. Sino también porque la abundancia desestimularía la búsqueda de soluciones sostenibles para el futuro.

Algunos países como Francia o Alemania prohibieron el fracking y en el Reino Unido miles de personas salieron a las calles para detener la construcción de pozos en Sussex. Uno de sus lemas rezaba: “El dinero no se bebe”.

Riesgos del proceso de extracción

Aire

El metano del gas esquisto es quemado y produce CO2.

Los químicos de las aguas contaminadas se evaporan.

Agua

Hay casos en los que el agua contaminada se filtra en los acuíferos usados para el consumo y la agricultura. También se ha desbordado de sus reservorios y ha roto tuberías.

Las enormes cantidades de agua necesarias para extraer el gas afectan el suministro en zonas áridas.

Tierra

Produce microsismos, pero en ocasiones ha creado temblores lo suficientemente fuertes como para ser sentidos por los humanos. En 2011 en Ohio se registró uno de cuatro grados en la escala de Richter.

Fuente HidrocarburosBolivia

¿Qué es el shale gas o gas esquisto?

¿Qué es el shale gas o gas esquisto?

El gas de esquisto es un gas natural que no aparece almacenado en bolsas, como el gas convencional, sino enquistado dentro de bloques de rocas sedimentarias formadas a partir de materiales orgánicos.

¿Cómo se extrae?

A partir de los pozos abiertos para explotar el gas convencional, se perfora en horizontal a lo largo del bloque rocoso que contiene el gas esquisto. Las paredes de esas perforaciones se cubren con cemento para aislarlas de los acuíferos y del terreno.

A través de esas conducciones horizontales se introduce una válvula que rompe el cemento y las rocas con pequeñas detonaciones eléctricas. Después, se inyectan entre 4 y 10 millones de litros de agua, mezclados con arena y aditivos que permiten mejorar la suspensión de los granos arenosos en el agua.

Ese líquido se cuela hasta la última fractura abierta en la roca, cargándose con el gas confinado. Esa mezcla vuelve a salir al exterior. Los granos de arena introducidos con el agua se quedan encajados en las grietas y las mantienen abiertas para que el gas pueda seguir escapando de las rocas.

Fuente rtve.es

Métodos avanzados producen cada vez más impactos ambientales

Métodos avanzados producen cada vez más impactos ambientales

En la búsqueda de mejorar las formas de producción y extracción de los hidrocarburos, la industria energética inventa cada vez nuevas tecnologías, no obstante, en cada actividad, cualquiera sea el área, se produce un impacto medioambiental. En esta ruta, surgen divergencias y discusiones de si se deben utilizar o no las nuevas tecnologías en pro del desarrollo.

El experto en sistemas de fluidos de perforación, Pablo Alpire, explica que la industria en general, y en especial las actividades petroleras están cada vez más regidas y/o reguladas por las leyes gubernamentales, así como normas y políticas de las propias compañías que se dedican a la actividad, que buscan reforzar su responsabilidad social corporativa. Ambas apuntan a lo mismo, ser cada vez más responsables con el medio ambiente, es así que toda nueva tecnología y producto que aparece en el mercado debe cumplir estrictamente las leyes y normas que implican ser “medioambientalmente amigable”.

Todas las compañías operadoras y de servicio, en su mayoría, trabajan bajo certificaciones internacionales como la familia de las ISO 14000, las OSHA y las de calidad.

Por citar como ejemplo, la evolución de los fluidos de perforación base aceite (OBM Oil base Mud) a base aceites minerales (MOBM – Mineral Oil Base Mud) hace que las compañías que tratan estos fluidos también evolucionen.

La unidad de desorción térmica “Hammermill, es fruto de ello que, además de tratar los recortes impregnados, sin usar quemadores, recupera los fluidos en un porcentaje mayor al 95% para que sean reutilizados, explica el experto.

Fractura hidráulica
Según Alpire, el fracturamiento hidráulico es un método que ya tiene muchos años de uso, desarrollo y evolución, y se usa para resolver algunos problemas del reservorio como baja permeabilidad, baja producción y/o control de arena.

La evolución de este método lo ha convertido en la solución para poder producir los reservorios de shale gas/shale oil que tienen como principal característica la casi nula permeabilidad, por lo que se hace necesario conectar los poros que contienen el fluido hidrocarburífero presurizado para poder producirlo.

Imaginemos, dice Alpire, que los poros de una piedra pómez están llenos de gas o petróleo pero estos fluidos no pueden fluir debido a la falta de interconectividad, lo que en reservorio se le llama permeabilidad, entonces debe realizarse una fractura para conectar los poros.

YPF Argentina ya está usando este método desde hace algunos años, y se podría decir que es la compañía con mayor desarrollo de la región en yacimientos de shale gas/shale oil (como el muy citado yacimiento Vaca Muerta).

Contaminación
Para realizar las fracturas hidráulicas y lograr producir este tipo de yacimientos se necesitan grandes volúmenes de agua y arena y productos químicos, lo que obliga a las compañías a controlar el buen uso de estos importantes recursos.

Los equipos requeridos para este tipo de fracturas (fracturadores, blenders, mixers) son cada vez de mayor potencia, lo que significa mayor uso de combustible y emisiones de dióxido de carbono al medioambiente.

Para obtener una libra de arena de fractura lista para meter al pozo, se utiliza una proporción mínima de 1:10, factor que afecta el medio ambiente.

Entre los principales problemas ambientales detectados, sobre todo en Estados Unidos, se pueden mencionar: contaminación de las aguas superficiales y subterráneas, contaminación del aire, afecciones a la salud humana. Alteraciones del paisaje y el terreno, contaminación de suelos al cerrar los pozos y riesgo sísmico.

Licencias
Las leyes son cada vez más precisas y existen entes gubernamentales especializados que rigen y son estrictos en el cumplimiento de las normas.

Para obtener un permiso medioambiental para la actividad, debe hacerse y aprobarse un (Estudio de Impacto Ambiental – EIA) y un plan de manejo y mitigación para que los impactos ambientales pasen de “negativos” a no negativos.

La industria petrolera boliviana tiene altos estándares internacionales, los tipos de pozos que se perforan en el país son desafiantes y exigen el uso de la mejor tecnología disponible, y esto viene apareado con la minimización de los impactos ambientales negativos.

Traer los vehículos de rezago de países más desarrollados a nuestro país, es traer “tecnología” más contaminante en relación a lo anterior. Tecnología nueva que entra al país es ambientalmente más amigable, dice Alpire.

“Toda actividad produce un impacto medioambiental, modificar las condiciones originales del medio ambiente para construir casas, caminos, etc, (…) y las acciones que deben tomarse para mitigar los impactos negativos se enfocan a cumplir con las leyes gubernamentales y las normas y políticas de las compañías, y que estas evolucionen constantemente al paso de la aparición de nuevos productos y nuevas tecnologías”, señala Alpire.

No obstante, desde la perspectiva ambientalista, este método de perforación implica la contaminación de miles de litros de agua y el vertido de este elemento con toneladas de desechos en cursos de agua.

Fobomade
Consecuencias medio ambientales

Las tecnologías denominadas no convencionales, entre las que se encuentra el fracking o fractura hidráulica, se han desarrollado en Estados Unidos. Actualmente se conoce que en Marcelus Shale, Pensylvania, se han explorado como 65.000 pozos con gravísimos impactos para la gente y para el ambiente, explica la coordinadora de Proyectos y Campañas del Foro Boliviano sobre el Medio Ambiente y Desarrollo (Fobomade), Patricia Molina.

La técnica consiste en la perforación a muy grandes profundidades y luego la perforación transversal con inyección de grandes volúmenes de agua con químicos y arena, por donde circulará el gas. Estos volúmenes de agua y químicos contaminan las fuentes subterráneas de agua, incluso con elementos radiactivos altamente cancerígenos, como el radio y salen luego en un 80% a la superficie terminando de contaminar toda el agua superficial.

En Pensylvania, donde se encuentra Marcellus Shale, no pueden consumir agua de la canilla y están sufriendo de graves problemas de salud, indica Molina.

Para que sea rentable una explotación de este tipo debe continuar perforando constantemente porque si no decae el volumen de gas. Esto implica la contaminación de miles de litros de agua y el vertido de esta agua con toneladas de desechos, en cursos de agua, terminando con toda vida.

Nueva York se ha declarado libre de Fracking, aunque no ha logrado evitar que le echen las aguas contaminadas.

Fuente Energy Press