Embed Size (px)
Citation preview
c 50 rf . ;2R/
ACADEMIA MEXICANA DE INGENIERIA
SIMULADOR NUMERICO PARA EL DESARROLLO, EXPLOTACION Y COSTEO
DE LA PRODUCCION EN YACIMIENTOS CON POZOS VERTICALES U
HORI ZONTALES
DICIEMBRE 6 DE 1990
PRESENTADO POR: ING. MAURO SANTAMARIA ESPEJEL.
ANEXO A
SIMULADOR NUMERICO PARA EL DESARROLLO, EXPLOTACION Y COSTEO
DE LA PRODUCCION EN YACIMIENTOS CON POZOS VERTICALES U
HORI ZONTALES
4 SIMULADOR NUMERICO PARA EL DESARROLLO, EXPLOTACION Y COSTEO DE LA PRODUCCION EN YACIMIENTOS
CON POZOS VERTICALES U HORIZONTALES
SIMULADOR NUMERICO PARA EL DESARROLLO, EXPLOTACION Y COSTEO
DE LA PRODUCCION EN YACIMIENTOS CON POZOS VERTICALES U
HORIZONTALES.
INTRODUCC ION
Los pozos "verticales", han sido para la industria petrolera
en todo el mundo la solución genérica a los problemas de
perforación, tanto exploratoria en busca de nuevos
yacimientos como del desarrollo de los propios campos o
yacimientos.
Se consideran verticales, todos aquellos pozos que alcanzan
y atraviezan total o parcialmente su objetivo que es el
yacimiento productor, en dirección vertical.
Los pozos cuya trayectoria de perforación ha sido vertical
de principio a fin, los denominamos "verticales totales" o
simplemente "verticales".
Aquél pozo cuya trayectoria inicial vertical, por
desviaciones sucesivas se modifica para dirigirla al
objetivo, y retoma su dirección vertical para alcanzarlo y
atravesarlo parcial o totalmente, se denomina "vertical
direccional orientado".
La distancia entre las trayectorias verticales inicial y
final de un pozo vertical direccional orientado, puede ser
del orden máximo de 80% de la profundidad superficie-
objetivo.
Lo anterior, en términos prácticos de "posición", nos
indicaría para una profundidad ejemplo de 3125 m., que
podríamos perforar desde un solo lugar, pozos exploratorios
1
'ERTI Cf
PERFORACION DE POZOS
14- DISTANCIA MÁXIMA APROX, 80% DE PROFUNDIDAD -
VERTICAL "DIRECCIONAL ORIENTADO"
o de desarrollo, hasta en 2.5 km. a la redonda por medio de
pozos verticales direccionales orientados, de aconsejarlo
así análisis de costos previo. (Ver Anexo A pág. 1 = A-l)
Pozos Horizontales.
Se consideran pozos horizontales, todos aquellos que
alcanzan y atraviezan parcial o totalmente su objetivo, que
es el yacimiento productor, en dirección horizontal.
La productividad de un pozo esta regida por la longitud de
contacto del pozo con el yacimiento productor.
Para el caso de un pozo vertical y yacimiento productor de
bajo espesor vg; 5 m. la longitud del contacto pozo-
yacimiento, podrá ser máxima de 5m e igual al espesor del
yacimiento; En cambio si se perfora el mismo yacimiento
con un pozo horizontal, la longitud del contacto pozo-
yacimiento se podrá aumentar en 10, 50, 100 o más veces, lo
que necesariamente incrementará la productividad del pozo en
una determinada proporción respecto a los incrementos de la
longitud de contacto pozo yacimiento y consecuentemente se
incrementará la recuperación final de dicho pozo.
Cronología de la perforación horizontal.
La perforación horizontal en la industria petrolera
internacional marca su inicio en 1937, cuando en el campo
YAREGA, RUSIA, se perforaron varios pozos, con longitud
horizontal total de 300 metros, que estimulados con vapor,
produjeron aproximadamente 1000 barriles por día.
2
ç OTEUCIAL ABSOLUTO - RITMO DE EXPLOTACION
-
1 1 1 1 1
0 50 lOO
RITMO DE EXPLOTACIOfI
hP = INDICE DE PRODUCTIVIDAD M3 /DIAIKGIcM 2
,O,Y. = PRESION ORIGINAL DEL YACIMIENTO KG/CM 2
PA = POTENCIAL ABSOLUTO
= i.P. x p.O.Y, M 3 /DIA
FIF. = PRESION DE FONDO FLUYENDO KG/cM2
MINIMA PRACTICA OBTEEJTBLE, DE P.OY,I2
A P.OY./3
= RITMO DE EXPLOTACION
= lOO (P.OIY. - P.F.F1)/P.OY.
mi
Entre 1939 y 1941, en los ESTADOS UNIDOS DE AMERICA, se
perforaron 6 pozos con logitud horizontal total de 305
metros en el campo MC CONNESVILLE, OHIO.
En 1952, en VENEZUELA se perforaron varios pozos a una
profundidad de 3000 metros con longitudes horizontales de 19
a 30 metros c/u, en el campo de LA PAZ, VENEZUELA PONIENTE.
En 1967, en CHINA se perforó un pozo a 1100 metros de
profundidad y 400 metros de longitud horizontal, que
reportan produjo inicialmente entre 5 y 10 veces más que un
pozo vertical, colapsándose en pocos días.
En 1978, en CANADA se perforó en el campo COLD LAKE,
ALBERTA, un pozo a 475 metros de profundidad con longitud
horizontal de 305 metros en arenas no consolidadas.
En 1980, en FRANCIA se perforó a 670 metros de profundidad y
100 metros de longitud en el campo de LACQ, FRANCIA
OCCIDENTAL.
En 1981-1983, en ITALIA costa afuera en el mar Adriático
campo ROSPO MARE, se perforó un pozo a 1370 metros de
profundidad con logitud horizontal de 606 metros, en calizas
naturalmente fracturadas, que produjo 15 veces más que pozos
verticales vecinos. Se redujo la conificación de agua.
En 1984, en Hanover, ALEMANIA OCCIDENTAL, se perforó un pozo
a 1920 metros de profundidad con 365 metros horizontales en
domo salino.
3
FRACCIOI1 DE POTEFICIAL ABSOLUTO
11
'5
ki
- - -
ni 0 50 100
RITMO DE EXPLOTACION
FACTIR AUXILIAR DE DECLINACION (.5 - .01)7,5 = .98
FRAc:ION OBLIGADA PARA RITMO 1 = .005
INTETSECCION (7,7557, .077557)
FACTR OBLIGADO PARA RITMOS BAJOS
(0,077557 - .005)16,7557 = ,0107
RITVI EXPLOTACION FRACCION DE POTENCIAL ABSOLUTO
1 7.7557 .0107 (RE-1) - .005
7.757-8.7557 RE/lOO
8.75E7 lOO .577557 - .5 x ,98(RE-7.7557)
3
FACTOR ANUAL DI DECLIHACION
1
O lO 20 30 40 50 60 70 50 90 100U
RITMO DE P::RLOTACION
FACTOR AUXILIAR DE CREC:1IENTO 1h3333 01 = 1,01108
PUNTO OBLIGADO AUXILIAR = .30611
Ru. EXPLOT, FACTOD ANUAL DE DECLINACIH
RE
150 1.30611 - (1.30611 x 1.0158RE - 1)
4
La perforación de "radio largo" se inicia desde la
superficie y se lleva a cabo con técnicas, equipos de
medición, herramientas y procedimientos convencionales a la
fecha, hasta alcanzar la horizontalidad, haciendo
desviaciones de 2 0 , 3.5 0 6 7 0 por cada 30.5 metros de
avance, que respectivamente corresponden a radios de
curvatura de 875, 500 y 250 metros. La perforación
horizontal se efectúa por procedimiento "Turbo Drill" y
puede ser del orden de 1000 metros (record mundial hasta
1988 = 1250 metros).
A la fecha, 1990, en México no se han perforado pozos
horizontales, sin embargo, se cuenta con la tecnología,
elementos humanos y materiales para perforar desde la
superficie, pozos direccionales orientados con alto grado de
precisión, como lo demuestran los múltiples pozos de
desarrollo perforados desde plataformas en la Sonda de
Campeche.
Se hace especial mención de los pozos de alivio Ixtoc A e
Ixtoc B, perforados desde plataformas autoelevables
colocadas a 736 y 847 metros en direcciones N 10 0 56' 16" E y S 88 0 35' 36" de longitud Oeste, a 94 kilómetros al
Noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche, con el extremo de
última tubería cementada a la profundidad de 3627 metros,
medidos desde la mesa rotaria, y que se encontraba
totalmente fuera de control.
Ambos pozos Ixtoc A e Ixtoc B cumplieron cabalmente su
objetivo, al alcanzar la profundidad mencionada dentro del
cono de incertidumbre de 40 metros de radio, que permitieron
la inyección de agua, lodo y obturantes al extremo y fondo
del pozo Ixtoc 1, haciéndolo retornar a su condición de
completo control.
5
n r- T o
.8 R
.7 p
.5 p
.5 L
,14 i'4
C
.3 1 o N
.2
.1 N u
0. L
50
ESTDWCTURA BASICA
DE
IXPLOTAC ION
LO
1.
.9
L .8
.7
.5
- .3
.2
1 0.0
N
t i L 10 20 30 LtO
RITMC DE EXF'_OTACION
5
Un respaldo tecnológico tal, da la seguridad de que en breve
podremos contar en el país, con el dominio de la técnica en
perforación horizontal.
Enterado por diferentes reportes a nivel internacional,
acerca de la producción proveniente de pozos horizontales,
varias veces mayor que la proveniente de pozos verticales,
todos ellos terminados en un mismo yacimiento; y con el
deseo de explicarme de manera lógica, la razón de tales
incrementos de "productividad" y sus posibles repercusiones
en el costo de la producción; me avoqué a la elaboración de
pequeños programas de cómputo, como herramientas para
ensayar repetidamente el comportamiento de hipótesis
explicativas de las diferencias de producción enunciadas al
inicio de este párrafo.
La integración de esos pequeños programas en uno sólo,
culminó en lo que denomino, "Simulador numérico para el
desarrollo, explotación y costeo de la producción, en
yacimientos con pozos verticales u horizontales".
SIMULADOR
Los objetivos fundamentales del simulador, son la
"Conceptualización y diseño bajo régimen de declinación
exponencial, de una estructura básica predictiva del
desarrollo, explotación y costeo de la producción", y el
"Seguimiento numérico de alternativas por programa", que en
términos de número de pozos y su espdiamiento, producción
de crudo y/o hidrocarburos líquidos totales, ingresos,
egresos y costo de la producción, proporcione cifras que
permitan la selección de la alternativa más conveniente.
r1
r
OPTTM17ACION DFI RITMO DF FXPLOTACTON
Rl [MU 1 1 RACCIUN /\C UR DE IRU1JUCC lUN 113 IDI /\ /\NUS RLCUPER/\ EXPLOT, POTENCIAL DECLINA- ARRANQUE MEDIA DE ClON TO
ABSOLUTO ClON ANUAL 1ER, DIA 1ER. AÑO EXPLOT, TAL M3,
7 .069040 .895583 12.50 11,83 23,02 38083
7.7 .076988 .880693 13,85 13,03 21,61 38323
7.7557 .077557 .883823 13,96 13,12 21.51 38337
7.8 .0/8 .883131 ILI.ULI 13.19 21,02 38330
8 .08 .88 14.40 13.51 21,04 38296
8.7557 .087557 .868110 15.76 14.68 19.70 38132
10 .099722 .808316 17.95 16.53 17.80 37653
20 .187131 .679016 33,68 27,26 9,48 30756
30 .258551 .490054 46.54 32,58 5.83 22953
40 .316906 .2791 148 57,04 30,114 3.64 15113
50 .364586 .043748 65,63 13.73 1.82 5221
Por el momento, tanto la "estructura básica predictiva",
como el "programa de seguimiento numérico", se limitan a la
solución de alternativas propias de yacimientos con energía
expulsiva por expansión de gas, que se pretendan explotar
por medio de pozos verticales u horizontales.
Bajo el supuesto de que la perforación y terminación de
pozos horizontales, será un hecho tan factible y rutinario,
como lo es ya el de los pozos verticales, el simulador:
No abordará problemas de la perforación en si.
Se limitará en este aspecto, a la determinación del número
de pozos necesarios, tanto productivos como totales.
Iniciará su acción anual de explotación, con el arranque de
los pozos productivos que se estime hayan sido terminados el
año inmediato anterior.
Arrojará resultados acordes con el criterio del usuario, ya
que es este quien fija el valor de las variables que
intervienen en el proceso, al alimentar al simulador con la
información necesaria para su operación.
INFORMACION NECESARIA
La información necesaria para ejemplificar el procedimiento,
corresponde a un caso real de formaciones del Terciario en
áreas de los distritos Poza Rica y Sur de la Zona Norte de
Petróleos Mexicanos.
Tal información, que el Simulador solicita en forma
conversacional, asigna valor a las variables
correspondientes, como se describe a continuación:
7
POZOS VERTICALES V2000
ALTERNAT 1 VAS
CONCEPTO
POZOS
45358 47358 N ° POZOS PRODUCTIVOS 51838 5123 N° Pozos TOTALES 289,8 283,7 M ESPACIAMIENTO EXÁGONAL 5 6 SEt'ANAS PERF, Y TERM./POZO 300 316 N° TOTAL EQUIPOS PERFI NE-
CE SAR 1 OS
PRODUCC ION
13.12 13,12 M3 /DÍA PROD, :EDIA CRUDO
1E, AÑO/POZO
21.50 19,71 Aros TIEMPO DE EXPLOTACIÓN
38337 36718 M3 PROD. TOTAL CRUDO/POZO
61715 59109 M3 PROD, TOTAL H.L.T./pozo
17607 17607 10 BLS PROD, TOTAL H.L.T./
CCJ UNTO
INGRESOS-EGRESOS
13508 12938 lCD $ INGRESO TOTAL/POZO
17222 16378 10 $ EGRESO TOTAL/POZO
-37114 -314149 1C $ INGRESO-EGRESO/POZO
-168.5 -16 14,5 10 12 $ INGRESO-EGRESO/CONJUNTO
COSTO EXTRACCION
1414.36 1414,08 lúD $IBL, COSTO EXTRACCIÓN
15,30 15,20 US,DLLS/BL, COSTO EXTRACCIÓN
7
VARIABLES FISICAS
Extensión del Yacimiento? 3300 x 10 6 M 2
Area determinada por medio de trabajos de exploración
geológica, gravimétrica, magnetométrica o sismológica
como favorable para la contensión de fluídos. A medida
que se perforan pozos que resultan productivos, va
cambiando la denominación por la de Area o Extensión
del Yacimiento.
Volumen original de H.L.T.? 106000 x 106 BLS
Determinado a partir de la extensión y espesor medio
del yacimiento, porosidad, saturaciones de agua, y de
hidrocarburos, factor de volumen de formación,
contenido de licuables del gas, equivalente en crudo de
los licuables del gas, y equivalente en crudo del gas
seco.
Reserva original de crudo? 10938.616 x 10 6 BLS
Volumen máximo que se considera economómicamente
extraible, bajo régimen de recuperación primaria, y
tipo de energía expulsiva, expansión volumétrica.
Reserva original de H.L.T.? 17608.228 x 106 BLS
Volumen máximo de H.L.T. que se considera
económicamente extraible (Variables físicas 1) a la 4),
Fuente: Anuarios Estadísticos y Memorias de labores de
Petróleos Mexicanos 1979/1989).
G EOMETR JA
CUPERAC ION
:6.61%
VERIl CLES
HOR 1 ZONTA LES
AREA DE ACCION
+
DD2 -/12 VOLUMEN DE FOR1ACION + 7/D2H/ 1
DR E fi A DO
RELACION DE VOLUMENES JE FORMACION DRENADOS
HOR/VER = (6+7 )/- = 2,9
M.
Simultáneamente a la introducción de la información
anterior, el Simulador calcula y almacena los
siguientes conceptos:
Equivalente en crudo de los líquidos:
Del gas y del gas seco (4)-(3) 6669.612x10 6 BLS
Relación de reservas HLT/crudo (4)/(3) 1.6098
Factor de recuperación (4)/(2)
16.61 %
Reserva unitaria de crudo (4)/(1)
3.3145 BLS/M2
.526948 M 3 /M 2
5) Indice de Productividad? .9 m3/DIA/kg/cm 2
Ya sea medido en prueba o calculado, su importancia
estriba en que para formar su valor, se interrelacionan
las características físicas de la roca almacenadora,
como son: porosidad, permeabilidad tanto vertical como
horizontal y efectiva, saturaciones de fluídos, etc.; y
de los fluídos como densidad y viscosidad. La parte de
presión kg/cm 2 , debe interpretarse como diferencia de
(presión original del yacimiento-presión de fondo
fluyendo)/cm 2 , o bien (presión de fondo cerrado-presión
de pozo fluyendo)/cm 2 .
Oj
PERFORACION Y TERMINACION
COSTO UNITAR:O 106 $IM
BASE PERF, HORIZONTAL 10 6 $
VERTICAL 1,5
1500 x LS 2250 DIRECCIONAL 3.0
785 x 3 2350 HORIZONTAL 14,5 M LONG. H x 14,5
S E M A N A S
Pozo V2030 H-152 H-3014 H-508 H-912 PERF, 14 6 7 9 11 TERT' 2 2 2 2 2 TOT 6 8 9 13
C O S 1 0 16 $
VERTICAL 3000 2250 2250 2250 2250 DJRE:CIONAL 2355 2355 2355 2355 M. HORIZONTAL 6814 1368 2736 4104 INST, SUPERF500 500 500 300 500
TOTA 3500 5789 6473 7841 9209
1 NF J R M A CI QN A DIC JO r; AL
Pozo AREA ACCIÓN M 2 /pozo INv. 10 6 $ F. INCR. I.P
H-152 30141< 1456 = 1386214 5789 1,95 = (3+1])/1] Ft-304 3014 x 608 = 1814832 61473 2.90 = (6+11)111 H-608 30141< 912 = 2772148 7841 4,80 = (12+11)11] H-912 304 ;<1216 = 369664 9209 6,70 = (1811)/11
6) Presión original del yacimiento P.O.Y.? 200 kg/cm 2
El simulador calcula y almacena el potencial absoluto -
(5) x (6) 180 m 3 /DIA
Profundidad del pozo? 2000 m.
Producción de abandono? 1 m3/DIA
Estimada considerando las antiguas reglas empírico
prácticas de dificultad mecánica de obtención de
producción, de .5 m /DIA ó 1 BPD por cada 1000 metros o
pies de profundidad respectivamente.
VARIABLES ECONOMICAS
INGRESOS
Ingreso Unitario? 12 U.S.DLLS/BL
Se asigna como ingreso unitario, el precio medio del
crudo de exportación, de calidad semejante a la del que
se espera obtener, que es de 25 1 API (densidad .9
gr/c.c.), parecido al tipo MAYA, marino pesado de
exportación (valor promedio observado durante los 12
meses anteriores a la crisis del Golfo Persico).
Paridad cambiaria? 2900 $M.N./$U.S.DLLS.
(valor promedio estimado para el año 1990)
10
?OZOS HORIZONTALES
ALTERNATIVS CONCEPTO
H-152 H-30 M1 LONG, PERFI HORIZ:ITAL
INFORMACION ADICIONAL
13862 1883 M2 ÁREA DE ACCIÓN
5789 673 iü $ INV. PERF, E 151, SLDERF, 1.95 2,9 FACTOR INCRI ÍNDICE RODUCT1VJD
POZOS
23805 1785L N° POZOS PRODUCTIVOS
27206 2005 N° POZOS TOTALES
8 9 SEMANAS PERFI Y TERVPOZO
208 180 N° EQUIPOS PERF. NECESARIOS
PRODUCC ION
25,59 3O,O M3 /DÍA PROD. EDIA TER. AÑ/FOZC 26,91 30,1--- AÑos TIEMPO EXPLOTAc:ÓN/PoIo
77508 11667 M3 PRODUCCIÓN TOTAL RUDO/EDZD
12773 18785 M3 PRODUCCIÓN TOTAL HL.T.czo 18683 2-109-, 106 BLS PROD. TOTAL
JUNTO
INGRESOS-EGRESOS
27311 4111 106 $ INGRESO TOTAL/OZD 29758 38757 iü $ EGRESO TOTAL/F:ZO -247 2357 iO $ INGRESO-EGRESC POZO -58,25 10 12 $ INGRESO-EGRESO COJUTC
COSTO EXTRACCION
37917 3280L $IBL COSTO DE EXTRAC:IÓJ 13.07 11.31 U.S. DLLS./BLI COSTO DE EXTRACCIf'
10
EGRESOS
Impuestos a la federación? 36.36 % de Ingresos
R.E.Y.D.C.? Reserva para exploración y
declinación de campos 15.43 % de Ingresos.
Pago de perforación improductiva y gastos de
exploración en busca de nuevos yacimientos, que
compensen la declinación de la producción.
Factor global de amortización? 2 adimensional
Afecta a la inversión en perforación e instalaciones
superficiales, y representa el costo financiero de
dicha inversión.
Gastos de operación? 150 x 10 6 $/Pozo/Afo
Cubre mano de obra directa e indirecta, más valor de
combustibles usados en operación.
ESTRUCTURA BASICA PREDICTIVA
Los tres conceptos cuya interrelación integra la estructura
básica predictiva, son: el ritmo de explotación, la fracción
del potencial absoluto y el factor de declinación anual
correspondiente a este régimen.
11
POZOS HORIZONTALES
ALTERNAT 1 VAS
CON CE PTO
H-608 H-912 M. LONG, PERF, HORIZONTAL
INFORMACION ADICIONAL
2772148 3595514 M2 ÁREA DE ACCIÓN 78141 9209 106 $ INVI PERFI E INSTI SUPERF. 14,8 67 FACTOR INCRI fNDICE PRODUCTIVIDAD
POZOS
11903 8927 N° POZOS PRODUCTIVOS 13603 10202 N° POZOS TOTALES 11 13 SEMANAS PERFI Y TERM/POZO 1414 128 N° EQUIPOS PEFI NECESARIOS
PRODUCC ION
53,0 87,93 M3 /DÍA PROD, iMEDIA 1ER, AÑO/POZO 34,2 36,91 AÑOS TIEMPO EXPLOTACIÓN/POZO 195021 2733614 M3 PRODUCCIÓN TOTAL CRUDO/POZO 3139145 14140052 M3 PRODUCCIÓN TOTAL H.L.T,/pozo 23505 214710 106 BLS PROD, TOTAL H.L.T./cON-
J U NT O
INGRESOS-EGRESOS
68720 96326 106 $ INGRESO TOTAL/POZO 56 1402 738 141 10 6 $ EGRESO TOTAL/POZO 12318 221485 iO $ INGRESO-EGRESO/POZO 11466 200,7 10 12 $ INGRESO-EGRESO/CONJUNTO
COSTO EXTRACCION
28562 26677 S/BL COSTO DE EXTRACCIÓN 9,85 9,2 U,S, DLLS./BLI COSTO DE EXTRACCIÓN
11
Ritmo de Explotación RE
Toma su valor del cociente expresado en términos de %, de la
diferencia de presión original del yacimiento y la presión
de fondo fluyendo, entre la misma presión original del
yacimiento. (A-2)
Fracción del Potencial Absoluto Frac. P. A. (A-3)
El simulador resuelve la intersección de la recta de
potencial absoluto con la curva auxiliar de declinación como
el punto de ritmo de explotación 7.7557 y de fracción de
potencial absoluto .077557, su valor se representa
gráficamente por dos tramos rectos y uno curvo regidos por
las ecuaciones:
RE de 1 a 7.7557
01074 (RE-l) + .005
RECTA
RE de 7.7557 A 8.7557
RE/lOO
RECTA
RE de 8.7557 a 100 .57757-.5 x .98 (RE-7.7557)
CURVA
FACTOR ANUAL DE DECLINACION F.A.D. (A-4)
Su determinación se basa en los valores:
Factor auxiliar de crecimiento 1/.3333.01 = 1.011048
Punto obligado auxiliar = .30611
12
zZ —C/D
CD
LiJ
—LU
CD CN í'r u- .1 C O LiJCD
C/D
000 o o o
(1)
NJO CD-o—E-
CD zr 00 co
L! O (Ni
LÍ\ CD N. 00 CD (Ni N. H CD
co
U - (Ni CD CD CD r co (Ni
CD t CD (Ni .1.1
.1 V
CD.. .1
-zt 00 (Nl CD CD r-1 N O CD
u- CD
co CD
o- uJuJ o--J
UJE- uj
CD
CD OCD
LL- UJL) CID
rl-
E- LLJ
c
(-) =
o- C/)CD
Cf) uj
NJQ > CD
o- Cf)
LLJUJ CID
(-) z
CD
(1) CDD
o- D
—E- (-)
C-)
C/D
ccz CD
z LIJLLJ
uJ
o-O)
12
y para RE de 1 a 50 se rige por la ecuación:
F.A.D. = 1.30611 - (1.30611 x 1•011048RE 1)
El simulador calcula los valores de Fracción de potencial
absoluto y factor anual de declinación correspondiente a los
ritmos de explotación que se consideren necesarios para
formar la expresión gráfica de la "estructura básica
predictiva", que se muestra. (A-5)
OPTIMIZACION DEL RITMO DE EXPLOTACION
A partir del valor del potencial absoluto, el simulador
puede calcular para un pozo y ritmo cualquiera, la
producción de arranque del ler. día de operación, la
producción media del primer ejercicio, el tiempo en años de
explotación y la sumatoria de producción correspondiente.
Por iteraciones sucesivas con criterio de convergencia hacia
la mayor producción total posible, se encuentra que para el
ritmo 7.7557 (intersección) corresponden 38357 M 3 de crudo,
mayor que las correspondientes a cualquier otro ritmo
ensayado, por lo que 77557 constituye el ritmo óptimo de
explotación, que se usará en lo sucesivo como tal, para
cualquier alternativa que se ensaye. (A-6)
Seguimiento numérico por programa.
El simulador, continuando con su programación resuelve
alternativas de explotar el yacimiento con diferentes
números de pozos verticales.
13
CRONOLOGIA DE LA PRODUCCION EN BIPID.
POZOS H-304 MODI M=54343 T.EX1=53.13 AÑOS
PRODUCCION MEDIA ANUAL
AÑO CRUDO H.L.T.
1 54343 87485 2 156716 252293 3 301538 485439 4 483878 778985 5 645035 1038427
6 787468 1267728 7 913355 1470390 8 1024616 1649507 9 1122951 1807814
10 1209862 1947730
11 1286676 2071391 12 1354566 2180686 13 1414568 2277282 14 1467600 2362657 15 1514471 2438113
16 1555896 2504803 17 1592509 2563745 18 1624868 2615839 19 1653468 2661881 20 1678745 2702574
21 1646742 2651054
GRAN TOTAL DEL CONJUNTO 21094 10 6 BLSI H.L.T.
DIF, RESPI ALT, VERTICALES 3487 106 BLSI H.L.T.
13
Para la alternativa que se ensaya, el simulador presenta
cuatro grupos de resultados en materia de: Pozos,
Producción, Ingresos-Egresos y Costo de Extracción con el
desgioce que se presenta a continuación:
GRUPO (DESGLOCE DE RESULTADOS)
POZOS:
Núnero de pozos productivos necesarios para
desarrollar totalmente la extención del yacimiento.
Número total de pozos a perforar deducido a partir
de a) y el indice estadístico de exitos observados
en perforación de desarrollo.
Número de equipo de perforación necesarios para
perforar el número de pozos mencionados en b).
PRODUCC ION:
M3 /DIA producción media de crudo por pozo que se
espera obtener durante el primer ejercicio.
Tiempo de explotación en años/pozo.
M 3 de producción total de crudo perforado por pozo.
M3 de producción total de H.L.T. esperada por pozo.
10 6 BLS. de producción de H.L.T. esperada del
conjunto.
14
CR0NLGIA DE LA PRODUCCION EN B.P.D.
POZOS H-E:3 MOD, M=58647 LEX=57191 ANOS
3 RODUCCION MEDIA ANUAL
AÑO CRUDO
H,LIT.
58647 169128 325420 522202 696122
849836 985693 1105766 1211890 1305684
1388581 1461848 1526603 1583835 1634418
1679124 1718636 1753558 1784423 1811702
1777165 1687993
94415 272275 523886 840681
1120671
1368133 1586845 1780149 1950994 2101992
2235447 2353397 2457645 2549781 2631213
2703185 2766795 2823015 2872704 2916620
2861019 2717463
1 2 3 4 5
6 7 8 9
'O
11 12 13 1'4 15
16 17 18 19 20
21 22
GRAN TOTA DEL CC'JUNTO 23505 10 6 BLS. H.L.T,
DIF, RESE, ALT. \'RTICALES 5898 10 6 BLS, H.L.T.
14
INGRESOS-EGRESOS:
10 6 $ de ingreso total por pozo.
106 $ de egreso total por pozo.
106 $ ingreso-egreso por pozo.
1) 1012 $ ingreso-egreso del conjunto.
COSTO EXTRACCION:
10 3 $/BL costo de extracción.
U.S. DLLS/BL costo de extracción
Los resultados que se obtienen, clasifican estas alternativas como incosteables, ya que se pierden de 3449 a
3717 millones de pesos por pozo, y respectiva y
consecuentemente de 164 a 168 billones de pesos para el
conjunto. (A-7)
POZOS HORIZONTALES
La producción proveniente de pozos horizontales, reportada
como varias mayor que la proveniente de pozos verticales
perforados y terminados en el mismo yacimiento, es
atribuible en grado mayoritario, a los volúmenes de la
formación que drenan los horizontales respecto a la de los
verticales.
15
CRONOLOGIA DE LA PRODUCCION EN BIP.D
POZOS H-912 MOD. M=61944 T.EX.59,91 AÑOS
PRODUCCION MEDIA ANUAL
AÑO CRUDO HIL,TI
1 51944 99722 2 178635 287581 3 343715 553339 4 551559 887942 5 735255 1183573
5 897613 1445047 7 1041107 1576055 8 1167930 1880225 9 1280019 2050575
lO 1379087 2220161
11 1466644 2361119 12 1544030 2485700 13 1612425 2595808 14 1672875 2693124 15 1725301 2779134
16 1773521 2855152 17 1815254 2922338 18 1852139 2981719 19 1884739 3034201 20 1913552 3080585
21 1877073 3021859 22 1844833 2969955
GRAN TOTAL DEL CONJUNTO 24710 106 BLS, HILIT,
DIE. RESPI ALT. VERTICALES 7103 106 BLS, H.L.T.
15
La geometría del área de acción de un pozo vertical, es la
de un círculo de diámetro D, y vale '17D 2/4 . La relación
de las geometrías del área de acción práctica/vertical es de
8/17= 2.54.
La geometría del volumen drenado de la formación, de un pozo
vertical, es la de un cono de altura H y vale liD 2 H/12; la
correspondiente al pozo horizontal de longitud D, es de
[(6+77 )D 2H]/12. La relación de volúmenes drenados de la
formación horizontal/vertical es de (6 +77 )/77 = 2.9.
La relación de las relaciones 2.9/2.54 = 1.14, indica que es
de esperarse de la explotación del yacimiento con pozos
horizontales, aproximadamente un 14% adicional a la
recuperación esperada de la explotación del yacimiento con
pozos verticales. (A-8)
Este incremento a la producción total/pozo y total del
conjunto puede interpretarse como una recuperación mejorada,
sin perder de vista la condición de que se esta logrando con
los métodos normales de producción primaria.
El simulador, en sus subrutinas de pozos horizontales,
solciita conversacionalmente información adicional propia de
la alternativa que esta por resolver, consistente en:
Area de acción/ pozo?
Inversión en perforación e
instalaciones superficiales? 106 $/pozo
Factor de incremento al I. P. vg.: 2.9
16
Acto seguido, desarrolla la alternativa que se le solicita.
La información adicional mencionada se preparó por fuera del
simulador, a partir de los 289.4 metros de espaciamiento en
arreglo exagonal de los pozos verticales de la primera
alternativa desarrollada, que es la distancia entre dos
lados paralelos de un exágono cuya área resulta de 72752 M2 01
a la que corresponde un diámetro D= 304 mts., que será el
espaciamiento entre pozos horizontales del caso, cualquiera
que sea su longitud. (A-9)
Se corrieron las alternativas de longitudes de perforación horizontal de: D/2, D, 2D y 3D, con los resultados que se muestran en las tablas y, a continuación. (A-lo y 11)
EQUIPO DE PERFORACION
La cuantificación del número de equipos de perforación
necesarios para llevar a cabo el desarrollo del yacimiento
se hizo considerando un máximo de vida útil de 20 años para estos equipos y la adquisición del número necesario durante
4 años consecutivos, lo que límita el tiempo de perforación a un máximo de 23 años.
El módulo base de adquisición de equipos, será de un equipo
cada año durante 4 consecutivos, con lo que se habrán adquirido 80 años equipo, capaces de perforar y terminar un
número determinado de pozos según la alternativa, de los cuales el 87.5% se espera que resulten productivos.
17
El cociente del número total de pozos necesarios y el número
de pozos determinados para los 80 a?ios equipo del párrafo
anterior, deberá redondearse al próximo inmediato superior
que sea divisible entre cuatro, con lo que se conocerá el
número de equipos que se deben adquirir durante cuatro afios
consecutivos. (A-12)
CRONOLOGIA DE LA PRODUCCION
Esta se determina, con base en el "módulo de producción
media diaria de primer ejercicio" M=A x E x C, en el que las
literales representan:
Número anual de equipos de perforación, adquiridos y
puestos en operación.
Número de pozos productivos por equipo y por aíío.
Producción media de crudo del primer ejercicio en
BPD.
La secuencia general del simulador para calcular la
producción media anual de cualquier ejercicio, consiste en
declinar la del ejercicio inmediato anterior y adicionarla
de la producción esperada de nuevos pozos en términos del
módulo M, durante los 23 años de actividad perforatoria al
término de la cual ya debe haberse manifestado la
producción pico del conjunto. (A-13, 14 y 15)
RESUMEN Y CONCLUSIONES
Para finalizar, en la siguiente y última página de esta presenta
ción, se muestran las cifras predictivas correspondientes a desa
rrollos con pozos horizontales de H-0 (Pozos Verticales), a - -
H-152, 304, 608 y 912 metros respectivamente.
La observación comparativa de las cifras que se presentan, permi
te concluir que conforme se incrementa la longitud de desarrollo
horizontal de la perforación, en cuanto al concepto:
Pozos.- Se requerirá perforar pozos ms costosos, pero en me
nor número y costo total de perforación correspondiente.
Producción.- Se obtendrá, tanto una mayor producción inicial
o de arranque por pozo, como una mayor recuperación final por
pozo y del conjunto.
Ingresos, Egresos.- Se obtendrán cifras cada vez mayores. La
diferencia "Ingresos-Egresos" negativas de las alternativas -
H-0 y H-152, las clasifica como incosteables.
Costo Extracción.- Se obtendrán costos de extracción cada -
vez menores. Habiéndose fijado el ingreso unitario en 12 U.S.
Dlls/BL, se confirma la incosteabilidad de las alternativas -
H-0 y H-152.
19
CD
RESUMEN PREDICTIVO DE POZOS PERFORADOS A 2000 M. DE PROFUNDIDAD
ALTERNATIVAS DE DESARROLLO HORIZONTAL EN METROS
45358 23805 17854 11903 8927 181,432 157.1493 132,078 106.664 93.952 21.50 26.91 30.13 34.21 36,91
38337 77508 116679 195021 273364
61715 124773 187830 3139 146 4 140062 17607 18683 2109 14 23505 24710
COSTO, EXTRACCIÓN
U.S. DLLS/BL, DE CRUDO
15.30 13,07 11,31 9.85 9,2
CONCEPTO Fi-O H-152 H-304 H-608 H-912
Pozos
NÚM, PRODUCTIVOS NECESARIOS
10 12 $ COSTO TOTAL PERFORACIÓN
AÑOS DE EXPLOTACIÓN
PRODUCCIÓN
M3 CRUDO TOTAL/POZO
M3 H.L.T. TOTAL/POZO lOb BLS. H.L.T. TOTAL/CONJUNTO
INGRESOS, EGRESOS
10 $ INGRESO TOTAL/POZO
10 6 $ EGRESO TOTAL/POZO iü $ (INGRESO-EGRESO/POZO 10 12 $ (INGRESO-EGRESO)/CONJUNTO
13508 27311 41114 68720 96326
17222 29758 38757 56402 73841 -3714 -2447 2357 12318 22485 -168,5 -58.25 42.08 1146.6 200.7
