30 Oilfield Review

Dispositivos de control de influjo: Perfeccionamiento de los estándares

La maximización de la recuperación de las reservas mediante la utilización de pozos

horizontales requiere el manejo del flujo de fluidos a través del yacimiento. Un enfoque

de creciente popularidad es el empleo de dispositivos de control de influjo que retardan

la intrusión de agua y gas y reducen el volumen de reservas pasadas por alto.

Tor EllisMarathon Petroleum Company (Noruega) LLCStavanger, Noruega

Alpay ErkalHouston, Texas, EUA

Gordon GohKuala Lumpur, Malasia

Timo JokelaSvein KvernstuenEdmund LeungTerje MoenFrancisco PorturasTorger SkillingstadPaul B. VorkinnStavanger, Noruega

Anne Gerd Raffn Abingdon, Inglaterra

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Winter 2009/2010: 21, no. 4. Copyright © 2010 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Ewen Connell, Rosharon, Texas; y a Mary Jo Caliandro, Sugar Land, Texas.ECLIPSE, PeriScope, Petrel, ResFlow y ResInject son marcas de Schlumberger.

Las técnicas de perforación de pozos de alcance extendido y pozos multilaterales incrementan significativamente el contacto entre el pozo y el yacimiento. Este contacto incrementado permite que los operadores utilicen menos caída de pre-sión para lograr tasas de producción equivalentes a las de los pozos verticales o desviados conven-cionales. La capacidad para optimizar los resulta-dos obtenidos con estas configuraciones estándar, mediante un manejo más eficiente de los fluidos de yacimiento, ha sido mejorada sustancialmente gracias al desarrollo de válvulas de control de influjo y estranguladores operados en forma remota. Estos dispositivos permiten que los ingenieros ajusten el flujo proveniente de zonas individuales que se encuentran sobrepresionadas o subpresionadas, o de zonas que producen agua o gas, lo cual puede resultar perjudicial para la productividad general del pozo.

No obstante, las secciones largas perforadas en sentido horizontal a través de un solo yacimiento plantean otros tipos de desafíos. En las formacio-nes homogéneas, se producen caídas de presión significativas en el intervalo a agujero descubierto, a medida que los fluidos fluyen desde la profundi-dad total (TD) hacia el talón del pozo. El resul-tado puede ser la ocurrencia de caídas de presión significativamente mayores en el talón que en la punta. Conocido como efecto talón-punta, este diferencial de presión produce un influjo irregu-lar a lo largo del trayecto del pozo y genera el fenómeno de conificación de agua o gas en el talón (próxima página). Una de las posibles con-secuencias de esta condición es el fin anticipado de la vida productiva del pozo y un volumen sus-tancial de reservas que quedan sin recuperar en el tramo inferior del pozo.

La irrupción de agua o gas en cualquier punto del trayecto del pozo, también puede provenir de la heterogeneidad del yacimiento o de las diferen-cias existentes en las distancias entre el pozo y los contactos de fluidos. Las variaciones de presión producidas en el yacimiento por su compartimen-talización o por la interferencia del flujo de los pozos de producción y los pozos de inyección tam-bién pueden conducir a una irrupción prematura.1 Dado que tienden a exhibir un alto grado de frac-turamiento y variación de la permeabilidad, los yacimientos carbonatados son especialmente vul-nerables a los perfiles de influjo irregular y a las irrupciones aceleradas de agua y gas.2

Muchas terminaciones diseñadas para pozos de largo alcance incluyen sistemas de control de la producción de arena. Si estas terminaciones no cuentan con dispositivos de aislamiento, tales como empacadores, el flujo anular puede produ-cir la erosión severa y el taponamiento de los cedazos (filtros) de arena. En el pasado, esos efectos del flujo anular se contrarrestaban con empaques de grava o cedazos de arena expansi-bles. Pero los empaques de grava a menudo redu-cen la productividad en la región vecina al pozo. Los cedazos de arena expansibles requieren pro-cedimientos de instalación complejos y son pro-clives a colapsar en las etapas posteriores de la vida productiva del pozo.

En las terminaciones tradicionales, la solu-ción para contrarrestar el incremento del corte de agua o gas consiste en reducir el diámetro del estrangulador en el cabezal del pozo. Esto reduce la caída de presión, lo cual se traduce en tasas de producción más bajas pero niveles más altos de recuperación acumulada de petróleo. No obs-

Volumen 21, no. 4 31

tante, esta solución simple por lo general no fun-ciona en los pozos perforados con altos ángulos de inclinación.

En los pozos terminados con tecnología “inte-ligente,” los operadores pueden aislar o reducir el flujo proveniente de zonas problemáticas, utili-zando válvulas de fondo de pozo accionadas en forma remota. Pero los pozos horizontales, dise-ñados para optimizar la exposición del yaci-miento, a menudo no son candidatos adecuados para dichas estrategias. Los pozos extremada-mente largos con frecuencia poseen muchas zonas. El límite respecto del número de penetra-ciones disponibles en el cabezal del pozo puede

tornar imposible el despliegue de un número de válvulas de control de fondo de pozo suficiente para garantizar su efectividad.3 Por otro lado, dichas terminaciones son caras y complejas, y plantean una diversidad de riesgos si se instalan en secciones largas de alto ángulo.

En consecuencia, los operadores a menudo optan por que estos pozos con múltiples zonas produzcan utilizando dispositivos de aislamiento, tales como los empacadores dilatables. Para redu-cir el flujo cruzado y contribuir al flujo uniforme a través del yacimiento, han recurrido a los disposi-tivos pasivos de control de influjo (ICDs), combi-nados con empacadores dilatables. Mediante la

restricción o la normalización del flujo a través de las secciones de alto régimen de producción, los dispositivos ICD producen mayores caídas de presión, y por consiguiente tasas de flujo más altas, a lo largo de las secciones de pozo que son más resistentes al flujo. Esto permite corregir el flujo irregular causado por el efecto talón-punta y la permeabilidad heterogénea.

Independientemente de que estén diseñados con fines de inyección o de producción, los disposi-tivos ICD poseen aplicaciones en pozos horizonta-les y desviados y en diversos tipos de yacimientos.4 Estos dispositivos suelen formar parte de termi-naciones en agujero descubierto que además incluyen cedazos de arena. Por otro lado, las ter-minaciones con dispositivos ICD a menudo utili-zan empacadores para segmentar el pozo en los puntos de gran contraste de permeabilidad. Esta estrategia combate los fenómenos de conifica-ción de agua o formación de crestas de gas a tra-vés de las zonas fracturadas, detiene el flujo anular entre los compartimientos y permite el aislamiento de las zonas húmedas potenciales.

Los dispositivos ICD también son efectivos en los yacimientos en los que su capacidad para regular las tasas de influjo crea en la punta del pozo una caída de presión suficiente para que el fluido de yacimiento fluya o lleve el revoque de filtración y otros sólidos a la superficie.

Este artículo describe diversos diseños de dis-positivos ICD y cómo éstos son modelados para adecuarse a determinadas aplicaciones. Algunos casos de estudio de Asia, el Mar del Norte y Medio Oriente ilustran cómo estos dispositivos pasivos permiten que los operadores incrementen la vida productiva del pozo y la recuperación final.

1. Al-Khelaiwi FT, Birchenko VM, Konopczynski MR y Davies DR: “Advanced Wells: A Comprehensive Approach to the Selection Between Passive and Active Inflow Control Completions,” artículo IPTC 12145, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo, Kuala Lumpur, 3 al 5 de diciembre de 2008.

2. Raffn AG, Zeybek M, Moen T, Lauritzen JE, Sunbul AH, Hembling DE y Majdpour A: “Case Histories of Improved Horizontal Well Cleanup and Sweep Efficiency with Nozzle-Based Inflow Control Devices in Sandstone and Carbonate Reservoirs,” artículo OTC 19172, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 5 al 8 de mayo de 2008.

3. Las penetraciones del cabezal del pozo son orificios practicados en el cabezal del pozo a través de los cuales deben pasar los cables de alimentación y las líneas hidráulicas para llegar hasta un dispositivo instalado en el fondo del pozo. La cantidad de orificios que pueden perforarse es limitada por la superficie y la cantidad de material que es posible remover del cabezal del pozo sin comprometer su integridad.

4. Jokela T: “Significance of Inflow Control Device (ICD) Technology in Horizontal Sand Screen Completions,” Tesis de Licenciatura, Det Teknisk-aturvitenskapelige Fakultet, Stavanger, 30 de mayo de 2008.

> Efecto talón-punta. Las pérdidas de presión producidas a lo largo de un pozo horizontal, en una formación homogénea, hacen que la presión de flujo de la tubería de producción sea más baja en el talón del pozo que en la punta. Con el tiempo, y mucho antes de que el petróleo (verde) proveniente de las secciones cercanas a la punta llege al pozo, el volumen de agua (azul) o gas (rojo) presente es arrastrado hacia el talón (extremo superior); esto produce el fin anticipado de la vida productiva del pozo. Los dispositivos de control de influjo instalados dentro de los arreglos de cedazos (filtros) de arena igualan la caída de presión producida a lo largo de todo el pozo, estimulando el flujo uniforme de petróleo y gas a través de la formación (extremo inferior) de modo que los arribos de agua y gas son retardados y tienen lugar en forma simultánea.

OSWIN09/10—Rick, story #2—Figure 02

Talón Punta

32 Oilfield Review

Control de la velocidadLos dispositivos de control de influjo se incluyen en el hardware instalado en la interfase existente entre la formación y el pozo. Estos dispositivos utilizan una diversidad de configuraciones de flujo continuo que incluyen boquillas, tubos y canales helicoidales de tipo laberinto (arriba). Están diseñados para balancear el perfil de influjo del pozo y minimizar el flujo anular a expensas de una caída de presión adicional, limitada, entre la formación y el pozo (abajo).5 Y lo logran a través del cambio del régimen de flujo, que pasa de flujo

radial darciano en el yacimiento a un flujo con una caída de presión adicional dentro del disposi-tivo ICD. Cada uno de los tipos básicos de disposi-tivos ICD utiliza un principio operativo diferente para alcanzar esta contrapresión.

La caída de presión que se produce en un dis-positivo ICD de tipo boquilla es una función de la tasa de flujo a medida que el fluido atraviesa los orificios de restricción insertados en la tubería base o en el alojamiento externo a la tubería base. Como lo estipula el principio de Bernoulli, la caída de presión producida a través de un orifi-

cio se incrementa en función del cuadrado de la velocidad del flujo de fluido, la cual aumenta cuando se reduce el diámetro de apertura del orificio.

Los dispositivos ICD con boquillas son compo-nentes autorregulados de las terminaciones. Es decir, dada la incertidumbre de las variaciones de permeabilidad producidas a lo largo de la sec-ción horizontal del pozo, cada unión del disposi-tivo ICD se comportará en forma independiente de la heterogeneidad local y del tipo de fluido, las cuales pueden cambiar con el tiempo. Lo primero puede suceder debido a la compactación o a la subsidencia que tiene lugar alrededor del pozo y lo segundo, como resultado del influjo inevitable de agua o gas.

Dado que los fluidos más móviles que el petró-leo, tales como el agua o el gas, fluyen hacia el inte-rior del pozo a velocidades más altas que la del petróleo, la contrapresión en el punto de ingreso se incrementa. Esto retarda el flujo de los fluidos de formación a través de los intervalos o los filo-nes de alta permeabilidad, impidiendo que el agua o el gas lleguen al pozo por delante de las reservas acumuladas en las secciones menos per-meables de la formación.

Los dispositivos helicoidales hacen que el fluido fluya a través de canales cuyo diámetro y longitud se encuentran predeterminados. La presión dife-rencial provista por estos dispositivos está determi-nada por la fricción producida contra la superficie de los canales y constituye una función de la tasa de flujo y de las propiedades de los fluidos.6

No obstante, esta sensibilidad a la viscosidad puede producir ineficiencias cuando la contrapre-sión en los filones donde tiene lugar el fenómeno de irrupción no es significativamente mayor que en las áreas que producen petróleo de menor vis-cosidad debido al arrastre de agua y gas.

Los dispositivos ICD con orificios son simila-res a los dispositivos con boquillas. La contrapre-sión se genera mediante el ajuste del número de orificios de diámetro conocido y las característi-cas del flujo de cada herramienta. Los orificios se insertan en una camisa colocada alrededor de una tubería base. Otra opción consiste en una cámara anular ubicada en un tubular estándar para cam-pos petroleros. El fluido de yacimiento se produce pasando a través de un cedazo de arena a una cámara de flujo desde la cual fluye luego por tubos paralelos hasta llegar a la sarta de producción. Al igual que las versiones de canales helicoidales,

> Reducción de la influencia de las áreas con alta tasa de flujo. En un modelo heterogéneo, los dispositivos ICD redujeron la tasa de influjo de fluido (azul) en el talón (dentro del círculo naranja) a la mitad de la tasa pronosticada para una terminación con cedazos solamente (rojo). Pero incrementaron la tasa de influjo proveniente de los dos tercios inferiores del pozo (dentro del óvalo verde), incluida la punta.

OSWIN09/10—Rick, story #2—Figure 04A

12

10

8

6

4

2

0Tasa

de

prod

ucci

ón p

or lo

ngitu

d, b

bl/d

/pie

Profundidad medidaTalón Punta

> Tipos principales de dispositivos ICD. El fluido proveniente de la formación (flechas rojas) fluye a través de las múltiples capas de los cedazos, montadas en una camisa interna, y a lo largo del espacio anular existente entre el tubo base sólido y los cedazos. Luego ingresa en la tubería de producción, a través de una restricción en el caso de las herramientas con boquillas y orificios (extremo superior), o a través de un trayecto tortuoso en el caso de los dispositivos tipo helicoidal o tubular (extremo inferior).

OSWIN09/10—Rick, story #2—Figure 03

ICD tipo boquilla

ICD tipo canal helicoidal

Volumen 21, no. 4 33

estos dispositivos ICD tubulares también se basan en la fricción para crear una caída de presión que está determinada por la longitud y el diámetro interior del tubo. Algunos dispositivos ICD recién introducidos se describen mejor como combina-ciones de tubo-canal y orificio-boquilla.

Algunos pozos pueden beneficiarse con una innovación reciente introducida en los dispositi-vos ICD, consistente en una válvula que reac-ciona ante un cambio producido en la presión aguas arriba o aguas abajo. El dispositivo ICD autónomo ajusta el área de flujo cuando cambia el diferencial de presión existente en ella.

Todos los dispositivos ICD son componentes permanentes del pozo y su régimen nominal se fija por su resistencia al flujo. En esencia, el régi-men nominal significa la cantidad total de caída de presión generada en el dispositivo con una pro-piedad del fluido y una tasa de flujo de referencia. Los dispositivos de tipo boquilla y orificio poseen una ventaja con respecto a los dispositivos ICD con canales: el tamaño de la boquilla y, por consi-guiente, el régimen nominal del dispositivo ICD pueden ajustarse fácilmente en la localización del pozo, antes del despliegue, en respuesta a la infor-mación de perforación obtenida en tiempo real.

Los diseños de los dispositivos ICD se basan habi-tualmente en modelos de yacimientos previos a la perforación, y la modificación del régimen nomi-nal de los dispositivos ICD de tipo canal o tubo es más compleja, lenta y difícil de implementar en la localización.

Modelado: estático y dinámicoHistóricamente, los dispositivos ICD de tipo boquilla han sido diseñados utilizando una rela-ción entre la caída de presión en la entrada del dispositivo, calculada con la ecuación de Bernoulli, y la caída de presión de formación promedio deri-vada de la ecuación de Darcy. Cuando esta rela-ción se aproxima a la unidad, los dispositivos ICD son autorregulados.

Los diseños basados en estas hipótesis son simples y efectivos en los pozos horizontales con índices de productividad (PI) relativamente altos y restricciones mínimas al flujo. Se asigna el mismo número y tamaño de boquillas ICD a cada unión de tubería de producción, desde la punta hasta el talón. Este enfoque normalmente mejora la unifor-midad del flujo a través del yacimiento, contra-rresta gran parte del efecto talón-punta y balancea el flujo proveniente de zonas heterogéneas.

Pero estos objetivos pueden lograrse a expen-sas de la restricción extrema del flujo prove-niente de zonas de petróleo de alta permeabilidad y alto régimen de producción. Por otro lado, este método elimina la flexibilidad del control zonal y no contempla los efectos de la variación zonal del producto entre el espesor y la porosidad, la satu-ración y los contactos agua-petróleo.

Para obtener diseños más precisos, los inge-nieros pueden recurrir al proceso de modelado utilizando herramientas tales como el software ICD Advisor de Schlumberger. Mediante el empleo de sistemas de régimen estacionario, los especia-listas modelan los componentes hidráulicos del pozo para determinar el flujo de la tubería de pro-ducción y del espacio anular, la dirección del flujo y las correlaciones de flujo específicas de la terminación. El flujo del yacimiento se determina a través de los modelos de PI.

Incorporando los datos de pozos vecinos, herramientas LWD, fuentes geológicas y fuentes de otro tipo, los ingenieros optimizan los diseños de pozos mediante la determinación del desem-peño de la región vecina al pozo en un momento determinado. Además, prueban diversos escena-rios y diseños de terminación para balancear el flujo, reducir el corte de agua, controlar las rela-ciones gas-petróleo y, mediante la variación del número de empacadores de aislamiento por tramo de pozo, para verificar los efectos de la comparti-mentalización anular (izquierda). Lo que hacen es determinar el impacto de la densidad de los empacadores sobre la producción en presencia de los dispositivos ICD. Finalmente, determinan el número y los tamaños de las boquillas a desple-gar en cada compartimiento.

Las ventajas de este proceso de modelado continuo son: diseños rápidos, modelos de alta resolución de la región vecina al pozo y la cuanti-ficación del potencial inexplorado de producción de petróleo con la reducción del corte de agua y gas. No obstante, este enfoque sólo proporciona una instantánea en el tiempo y no puede pronos-ticar o cuantificar el valor de retardar la irrup-ción de agua o gas. Este paso requiere la inversión de mucho más tiempo y esfuerzo para ejecutar las simulaciones dinámicas, tal como el uso del flujo de trabajo de ingeniería de yacimientos del soft-ware Petrel junto con el modelo de Pozos Multisegmentados (MSW) del simulador de yaci-mientos ECLIPSE.

> Impacto de la densidad de los empacadores. Mediante el aislamiento de los compartimientos existentes dentro de las formaciones heterogéneas, es posible reducir considerablemente el corte de agua y la producción de arena manteniendo al mismo tiempo o, como en este caso, incrementando la producción de petróleo. Los ingenieros de yacimientos primero prueban el modelo para determinar la densidad óptima de los empacadores antes de determinar el número y los tamaños de los dispositivos ICD necesarios para la terminación. En este ejemplo, la instalación de tres boquillas de 4 mm de diámetro por unión redujo el corte de agua al 7.6% en comparación con el 23.7% obtenido en una terminación en agujero descubierto. Al mismo tiempo, la producción aumentó de 7,760 a 9,290 bbl/d [1,233 a 1,476 m3/d] sin que se produjera un incremento significativo de la presión de fondo de pozo (BHP). Cuando se utilizó la misma configuración de boquilla cada dos uniones, el corte de agua se redujo al 12.5%.

OSWIN09/10—Rick, story #2—Figure 06

Agujero descubierto

Unión, 3 x 4 mm

Producción depetróleo, bbl/d

7,759

Segunda unión, 3 x 4 mm

8,821

9,290

Producción degas, Mpc/D

698

798

837

Producción deagua, bbl/d

2,411

1,263

762

Corte deagua, %

23.7

12.5

7.6

BHP (presión defondo de pozo), lpc

3,794

3,752

3,740

5. Alkhelaiwi FT y Davies DR: “Inflow Control Devices: Application and Value Quantification of a Developing Technology,” artículo SPE 108700, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo de México, Veracruz, México, 27 al 30 de junio de 2007.

6. Al Arfi SA, Salem SEA, Keshka AAS, Al-Bakr S, Amiri AH, El-Barbary AY, Elasmar M y Mohamed OY: “Inflow Control Device an Innovative Completion Solution from ‘Extended Wellbore to Extended Well Life Cycle’,” artículo IPTC 12486, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo, Kuala Lumpur, 3 al 5 de diciembre de 2008.

34 Oilfield Review

Este modelo trata al pozo como una serie de segmentos y permite que los ingenieros modelen independientemente el flujo trifásico, el registro de la fracción volumétrica de líquido-gas y las implicaciones del empleo de los dispositivos ICD y las válvulas de control de flujo a lo largo de la vida productiva del pozo. Cada segmento mode-lado puede inclinarse hacia arriba o hacia abajo, y puede contener diferentes fluidos para dar cuenta de un trayecto de pozo ondulado.

Idealmente, el modelado dinámico se realiza utilizando un modelo geológico de campo com-pleto. Pero a menudo esto no es factible aún con hardware de computación paralelo de alto rendi-miento, debido al largo proceso de simulación computacional necesario para ejecutar las carre-ras. Una solución más práctica es la que comienza con la extracción de un modelo de sectores a par-tir del modelo de simulación de campo completo ECLIPSE que puede extraer el flujo, la presión o las condiciones de borde sin flujo para reducir el tiempo de la simulación dinámica a la vez que se respeta la heterogeneidad geológica y la interfe-rencia producida de los pozos cercanos.

La reducción del número de celdas de la cua-drícula geológica ofrece carreras más sensibles. Por otro lado, el modelo de sectores puede com-binarse con el modelo de campo completo. Luego se modifica el área de interés para refinar la cua-drícula y efectuar un rescalamiento a partir del modelo geológico, y se carga la trayectoria del pozo. A continuación se crea el pozo segmentado con los dispositivos ICD y los empacadores en la simulación ECLIPSE.

El punto dulceEl beneficio obtenido con la capacidad para incorporar rápidamente los datos nuevos en las terminaciones quedó demostrado en un campo situado en el área marina de Malasia. Habiendo optado, debido a razones de índole económica, por perforar dos pozos horizontales largos dentro de un objetivo caracterizado por la presencia de un anillo de petróleo de poco espesor con un cas-quete de gas y un acuífero activo, el operador incluyó los dispositivos ICD ResFlow en el diseño de la terminación. Como se trata de dispositivos tipo boquilla, es fácil ajustarlos y optimizarlos en la localización en respuesta a los nuevos datos LWD sin que esto implique un tiempo de equipo de perforación valioso.

Los pozos formaron parte de la segunda etapa del desarrollo de un campo maduro, y uno de los desafíos planteados fue un yacimiento de arenis-cas apiladas con echados inciertos y areniscas no consolidadas. La compañía buscó además evitar el daño de la formación durante la perforación, minimizar los costos de perforación y maximizar la producción y el drenaje de las reservas rema-nentes, minimizando al mismo tiempo el corte de agua.7

Si bien la opción de los pozos horizontales era menos costosa que un plan alternativo que con-templaba la perforación de tres pozos desviados, planteaba más desafíos técnicos ya que requería la perforación de un lateral de 610 m [2,000 pies] y otro lateral de 305 m [1,000 pies] colocados en forma precisa respecto de los contactos de flui-

dos y los límites del yacimiento (izquierda). Esta opción requería además el empleo de cedazos de arena en agujero descubierto y dispositivos ICD pasivos para posibilitar la contribución de la pro-ducción de toda la longitud del pozo.

Se utilizaron sistemas de perforación rotati-vos direccionales para perforar los pozos a la mayor distancia posible respecto del contacto de agua, con el fin de retardar la producción de agua, y lo más cerca posible del límite de la lutita suprayacente para captar el petróleo de la cima. Además se empleó un arreglo de herramientas LWD que incluyó una herramienta de resistividad azimutal y lectura profunda que mide la distancia hasta un límite—la herramienta de mapeo de los límites de capas PeriScope—para direccionar una trayectoria de pozo regular.

El lateral más largo fue puesto en producción sin la asistencia de un sistema de levantamiento artificial por gas, con un régimen de 2,300 bbl/d [366 m3/d] de petróleo y un corte de agua de aproximadamente 10%. Este nivel de producción de agua estaba previsto debido a la presencia de agua móvil en el anillo de petróleo, y no se asocia con el fenómeno de irrupción de la pata de agua. El segundo pozo, perforado echado arriba respecto del primero, demandó un sistema de levanta-miento artificial por gas para la limpieza y su pro-ducción inicial fue de aproximadamente 1,900 bbl/d [302 m3/d] con un corte de agua del 20%.

La producción de ambos pozos se asemejó a la proveniente de otros pozos desviados del área, perforados en forma convencional a través de las areniscas apiladas del campo. No obstante, aún incluyendo los costos de la tecnología adicional—el sistema de perforación rotativa direccional, el sistema LWD y los dispositivos ICD ResFlow—el costo total del proyecto fue 15% inferior a lo que habría sido utilizando los métodos tradicionales de construcción de pozos. Por otro lado, el incre-mento de la eficiencia de barrido obtenido con la tecnología de colocación de pozos y los dispositi-vos ICD aumentó el valor del activo en unos 100,000 bbl [16,000 m3] de petróleo.

Componentes críticosAdemás de su capacidad para mejorar la eficien-cia de drenaje e incrementar la recuperación acumulada de petróleo, los dispositivos ICD ofre-cen a la industria componentes de bajo riesgo y relativamente económicos para las estrategias orientadas por tecnologías. Estos componentes son fáciles de agregar a los programas de desarro-llo que incluyen sistemas de control de arena y pozos horizontales.

>Ubicación de pozos. Como parte de un proyecto en curso de expansión de campos petroleros, esta área pequeña de un campo situado en el área marina de Malasia fue seleccionada como objetivo de desarrollo utilizando un lateral de 2,000 pies (A) y un lateral de 1,000 pies (B). El delgado anillo de petróleo (verde) está limitado por un fuerte empuje de agua (azul) y un casquete de gas (rojo). Las curvas de nivel correspondientes a la profundidad están indicadas en pies. (Adaptado de Maggs et al, referencia 7.)

OSWIN09/10—Rick, story #2—Figure 10

–4,000

–3,875

–3,750

Zona de gas

A

B

Zona de petróleo Zona de agua

2,500

m0 750

pies0

Volumen 21, no. 4 35

7. Maggs D, Raffn AG, Porturas F, Murison J, Tay F, Suwarlan W, Samsudin NB, Yusmar WZA, Yusof BW, Imran TNOM, Abdullah NA y Mat Reffin MZB: “Production Optimization for Second Stage Field Development Using ICD and Advanced Well Placement Technology,” artículo SPE 113577, presentado en la Conferencia y Exhibición Anual de las Europec/EAGE de la SPE, Roma, 9 al 12 de junio de 2008.

En el sector noruego del Mar del Norte, los ingenieros de Marathon Petroleum Company (Noruega) LLC llegaron a la conclusión de que las reservas recuperables presentes en las columnas relativamente delgadas de petróleo de los campos Alvheim y Volund se asociaban, de manera directa

y sistemática, con la cantidad de zona productiva neta expuesta al pozo (arriba). Por consiguiente, para establecer un grado de contacto máximo, Marathon perforó pozos con uno, dos y tres latera-les y con secciones horizontales cuya longitud fluc-tuaba entre 1,082 y 2,332 m [3,550 y 7,651 pies].

El grupo de Marathon observó que para explo-tar a pleno las ventajas de la correlación de las reservas recuperables con los pies netos de con-tacto con el yacimiento, era importante que toda la longitud de las terminaciones contribuyera a la producción. En las primeras etapas del proyecto, el grupo decidió utilizar tanto los dispositivos ICD ResFlow tipo boquilla como los dispositivos ICD tipo helicoidal en todos los pozos de produc-ción; un total de diez pozos en el Campo Alvheim y un pozo en el Campo Volund.

Como resultado de este enfoque basado en la tecnología y gracias a la geología favorable, Marathon incrementó las reservas registradas en libros del Campo Alvheim, las cuales pasaron de 147 millones a 201 millones de bbl [23 millones a 32 millones de m3] de petróleo, así como de 196,000 a 269,000 MMpc [5,500 millones a 7,600 millones de m3] de gas.

Los campos estuvieron en producción menos de dos años y las operaciones de terminación incluyen numerosas tecnologías, lo cual dificulta la atribu-ción de resultados específicos a una sola metodolo-gía. No obstante, la producción total de agua en la instalación flotante de producción, almacena-miento y descarga (FPSO) del Campo Alvheim es menor que la prevista originalmente. Un buen ejemplo de esto es el Pozo 24/6-B-1CH que posee una columna de petróleo de 13 m [43 pies] y un acuífero activo. El pozo produjo con tasas de pro-ducción más altas que las planificadas original-mente sin que se detectara un inicio o un incre- mento significativo de la producción de agua (izquierda). Ambos resultados, aunque con cau-sas no concluyentes, indican el éxito de los dispo-sitivos ICD para el mantenimiento de un perfil de flujo uniforme.

Cuando una terminación planificada con un solo lateral terminó siendo un trilateral, los inge-nieros también aprendieron una lección valiosa acerca de la planeación para la utilización de los dispositivos ICD y las instalaciones multilaterales. Dado que la operación de terminación real se apartó del plan original, la tasa de flujo difirió de la pronosticada. Los dispositivos ICD selecciona-dos para estas instalaciones poseían un tipo de diseño que no podía cambiarse fácilmente, y por ende optimizarse en la localización. Como resul-tado, el fenómeno de conificación de gas y agua se produjo antes de lo esperado en ambos laterales.

> Plano de los Campos Alvheim y Volund situados en el sector noruego del Mar del Norte. [Cortesía de Marathon Petroleum Company (Noruega) LLC.]

OSWIN09/10—Rick, story #2—Figure 07

Boa

Volund

Kneler B

Base del tuboascendente sur

Alvheim FPSO

Kneler A

East Kameleon

Vilje

Línea de producción

Línea de levantamiento por gas

Línea de inyección y eliminaciónde agua

Conexión umbilical

Base del tuboascendente oeste

Base del tuboascendente este

>Mejoramientos de la producción. En el Pozo 24/6-B-1CH del Campo Alvheim, la columna de petróleo de 13 m con un acuífero activo produjo con una caída de presión mayor que la planificada originalmente. Como se muestra en la gráfica, los volúmenes de producción más altos resultantes se lograron sin incrementar significativamente el corte de agua con respecto a los valores pronosticados, lo cual es indicativo, por no decir concluyente, de que se obtuvo un perfil de influjo uniforme.

OSWIN09/10—Rick, story #2—Figure 08

30,000

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0

80

70

60

50

40

30

20

10

09 de sept.

20091º de jun.

200921 de jul.

200912 de abr.

200921 de feb.

2009

Fecha

13 de nov.2008

2 de ene.2009

8 de ago.2008

24 de sept.2008

16 de jun.2008

Tasa

de

prod

ucci

ón d

e pe

tróle

o, b

bl/d

Corte

de

agua

, %

Tasa real de producción de petróleoTasa pronosticada de producción de petróleoCorte de agua realCorte de agua pronosticado

36 Oilfield Review

Recientemente, otro operador expandió la aplicación de las terminaciones con dispositivos ICD, no para contrarrestar los efectos de los perfi-les de influjo irregular sino para contrarrestar los perfiles de presión irregular. En un pozo horizon-tal que se extendía más de 1,600 m [5,200 pies] a través de un yacimiento de alta permeabilidad en un campo de gran extensión de Medio Oriente, la presión diferencial entre el talón y la punta era de 200 lpc [1.4 MPa] y la presión más alta se registraba en el talón.8

Un registro de producción inicial confirmó lo que se esperaba dado el perfil de presión: durante una carrera con el pozo cerrado, se detectó un flujo cruzado descendente de fluidos desde el talón hasta la punta. Por otro lado, las medicio-nes derivadas de los registros de producción durante el período de flujo natural del pozo, indi-caron la presencia de agua que se desplazaba hacia abajo respecto del talón, y petróleo que fluía hacia la superficie. Los registros indicaron además que la producción provenía solamente del primer 10% del lateral.9

En base a los resultados del modelado está-tico, el operador efectuó la reterminación del pozo con 22 dispositivos ICD ResFlow y, para seg-mentarlo, utilizó siete empacadores dilatables en la sarta de producción. Los registros obtenidos después de la reterminación indicaron que el flujo cruzado se había eliminado y que la producción provenía de todo el lateral. El corte de agua se redujo del 30% a menos del 10%, y el perfil de influjo real coincidió con el perfil pronosticado con el modelo ICD estático (arriba).10

Un inicio limpioPrevisiblemente, se ha observado que la diferen-cia en las caídas de presión producida entre el talón y la punta como resultado de las caídas de presión por fricción en un pozo horizontal termi-nado en agujero descubierto se incrementa con la longitud del pozo. Esta disparidad puede hacer que el revoque de filtración sea levantado prefe-rentemente de la pared del pozo en el talón y puede traducirse en un rendimiento pobre del pozo como resultado de la existencia de un factor de daño proporcionalmente más alto en la punta.

Los estudios han demostrado que en ambien-tes de permeabilidad relativamente alta, los mejo-res resultados en términos de limpieza—remoción del revoque de filtración después de las operacio-nes de perforación o terminación—se obtienen mediante el tratamiento químico correcto y del contraflujo extendido a altos regímenes.11 En 2006, Saudi Aramco terminó dos pozos de prueba provistos de sistemas ICD, uno en una formación de arenisca y el otro en roca carbonatada. En la

arenisca, la preocupación era el fenómeno de conificación de agua y gas a través de los filones de alta permeabilidad, y el operador procuró reducir el impacto del efecto talón-punta para mejorar la eficiencia de barrido y de limpieza. La terminación en el agujero descubierto de 8½ pul-gadas incluyó cedazos de 5½ pulgadas con boqui-llas ICD ResFlow en cada unión de la tubería de producción. Para la compartimentalización y un mejor control del influjo, se instalaron empaca-dores elastoméricos dilatables pequeños cada dos uniones. La longitud de la sección horizontal fue de 775 m [2,540 pies].

El pozo produjo con una tasa fluctuante entre 6,000 y 7,000 bbl/d [953 y 1,113 m3/d] durante 4 meses. Luego se adquirió un registro de producción. Los datos del registro, sumados a la imposibilidad de que la herramienta llegara a 198 m [650 pies] de la TD debido a la presencia de lodo cargado de sólidos que rellenaba la punta del pozo, indicó que éste no se había limpiado a pesar del prolon-gado período de flujo.

La tasa de flujo se incrementó luego hasta alcan-zar un valor que variaba entre 9,000 y 10,000 bbl/d [1,430 y 1,590 m3/d] durante 4 h y el pozo fue registrado nuevamente. Los nuevos datos indica-ron un perfil de flujo mejorado y la herramienta pudo recorrer otros 106 m [350 pies]. Cuatro horas después, se bajó nuevamente la herra-mienta de adquisición de registros, esta vez hasta una distancia de 15 m [50 pies] de la TD (próxima página). La tasa se redujo a la cifra original de 6,000 a 7,000 bbl/d y los datos derivados de la carrera final de adquisición de registros indicaron que el perfil de influjo había experimentado un cambio permanente.

Los ingenieros sospechaban que las tasas más altas, requeridas para limpiar todo el intervalo de producción, habían exacerbado el efecto talón-punta en las terminaciones tradicionales en agu-jero descubierto. Los responsables del desarrollo

8. Krinis D, Hembling D, Al-Dawood N, Al-Qatari S, Simonian S y Salerno G: “Optimizing Horizontal Well Performance in Nonuniform Pressure Environments Using Passive Inflow Control Devices,” artículo OTC 20129, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 4 al 7 de mayo de 2009.

9. Krinis et al, referencia 8.10. Krinis et al, referencia 8.11. Shahri AM, Kilany K, Hembling D, Lauritzen JE,

Gottumukkala V, Ogunyemi O y Becerra Moreno O: “Best Cleanup Practices for an Offshore Sandstone Reservoir with ICD Completions in Horizontal Wells,” artículo SPE 120651, presentado en la Exhibición y Conferencia del Petróleo y el Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 15 al 18 de marzo de 2009.

> Perfil de influjo derivado de las mediciones del registro de producción. Después de la instalación de los dispositivos ICD y de los empacadores dilatables, se corrieron las herramientas de adquisición de registros de producción para obtener un perfil de influjo a lo largo de todo el pozo, con tasas de flujo bajas, intermedias y altas. El perfil de influjo mostrado se obtuvo con el pozo fluyendo con la tasa intermedia. El flujo cruzado, evidenciado en los registros anteriores, ha sido eliminado y la contribución del flujo es evidente en todo el lateral. El perfil de influjo real (verde) fue muy similar al simulado (rojo). (Adaptado de Krinis et al, referencia 8.)

OSWIN09/10—Rick, story #2—Figure 09

Perfil de flujo real de una terminación con dispositivos ICD

1 ICD

Talón Punta

1 ICDICD

2 ICDs 2 ICDs 3 ICDs 3 ICDs 4 ICDs 5 ICDs

Prod

ucci

ón, b

bl/d

Empacador dilatable

Profundidad medida

Perfil de flujo simulado

12. Sunbul AH, Lauritzen JE, Hembling DE, Majdpour A, Raffn AG, Zeybek M y Moen T: “Case Histories of Improved Horizontal Well Cleanup and Sweep Efficiency with Nozzle Based Inflow Control Devices in Sandstone and Carbonate Reservoirs,” artículo SPE 120795, presentado en el Simposio Técnico de la Sección de Arabia Saudita de la SPE, 10 al 12 de mayo de 2008.

13. Raffn AG, Hundsnes S, Kvernstuen S y Moen T: “ICD Screen Technology Used to Optimize Waterflooding in Injector Well,” artículo SPE 106018, presentado en el Simposio de Producción y Operaciones de la SPE, Oklahoma City, Oklahoma, EUA, 31 de marzo al 3 de abril de 2007.

Volumen 21, no. 4 37

de los modelos ajustaron los datos del registro de producción con una simulación estática del yaci-miento y en la simulación reemplazaron la termi-nación con dispositivos ICD por una terminación con cedazos estándar. Luego incrementaron la tasa en la terminación con cedazos estándar hasta alcanzar 15,000 bbl/d [2,400 m3/d].

La simulación indicó un efecto talón-punta ex-tremo: la punta aportaba sólo un 25% de la produc-ción aportada por el talón. Por el contrario, las termi-naciones ICD simuladas con tasas de 15,000 bbl/d, mostraron un mejor balance del influjo con una contribución mucho mayor de la punta.12

Estos resultados son significativos porque mues-tran que las terminaciones con dispositivos ICD posibilitan longitudes de pozos extendidas en ambas formaciones sin comprometer el efecto de balanceo o la eficiencia de limpieza en las secciones inferiores de los pozos. Tal resultado permite que el operador contacte más formación con menos pozos sin temor a sacrificar la producción acumulada.

Inversión de la direcciónSi bien se denominan dispositivos de control de influjo, los dispositivos ICD también se utilizan para manejar la salida de fluidos en los pozos de inyec-ción. En algunos casos, el modelado indica que es más efectivo colocar los dispositivos ICD en el pozo inyector que en el pozo productor. Y, en muchos casos, la mejor opción consiste en instalar los dispo-sitivos tanto en el inyector como en el productor.

Los pozos de inyección a menudo penetran diversos intervalos prospectivos con característi-cas variables y les proporcionan el soporte de presión. Para evitar la irrupción de agua en los pozos de producción, los ingenieros de yacimien-tos que diseñan los proyectos de inyección deben considerar los contrastes de permeabilidad, el efecto talón-punta, el daño de la formación, la creación de zonas de pérdida de circulación y los cambios de inyectividad producidos en el pozo.13

Como lo hacen con el control de influjo, los dispositivos ICD encaran estos desafíos mediante el balanceo de la salida de fluidos a lo largo de todo el pozo de inyección. Si el pozo posee un filón de alta permeabilidad, la característica de auto-rregulación de los dispositivos ICD impide un incremento significativo de la tasa de inyección local. Esta capacidad para controlar automática-mente la movilidad del fluido se traduce en un

mejoramiento de la distribución del agua y del soporte de presión, lo cual mejora el barrido areal y vertical de las reservas de petróleo en todas las zonas. Además, retarda la irrupción de agua y, dado que los dispositivos ICD pueden controlar la presión y la tasa de inyección, el riesgo de fractu-ramiento de la región vecina al pozo es mínimo.

Estas capacidades se ajustaban a los objetivos de gestión del grupo de Statoil a cargo de la pla-neación del desarrollo 2004 del Campo Urd; un campo satélite que enviaba su producción a la unidad FPSO Norne ubicada en el Mar del Norte. Puesto en producción en el año 2005, el campo petrolero Urd contiene dos estructuras heterogé-neas: Svale y Stær, que se encuentran a 4 y 9 km [2.5 y 5.6 millas] de distancia del campo princi-pal, respectivamente. El campo fue desarrollado utilizando tres plantillas submarinas y líneas de conducción para las operaciones de producción de petróleo, inyección de agua y levantamiento artificial por gas. Entre otros, los objetivos de ges-tión del sistema de inyección con dispositivos ICD fueron los siguientes:

• optimizar el soporte de presión y la eficiencia de barrido para todas las zonas

• retardar la irrupción de agua en las zonas conectadas de alta permeabilidad

• evitar las fracturas que pueden dominar la dis-tribución del agua.

La estructura Stær fue terminada con un pozo inyector que contenía dispositivos ICD y dos pozos horizontales de petróleo provistos de tec-nología inteligente para el control de tres zonas. El yacimiento se divide en dos segmentos; el pozo inyector y el pozo productor se encuentran en el Segmento 1 y el segundo productor de petróleo en el Segmento 2.

El inyector es un pozo vertical perforado a tra-vés de las formaciones Not, Ile, Tilj y Åre 2, y pro-vee soporte de presión y barrido para los dos pozos productores horizontales. Con unos 250 m [820 pies] de profundidad, el pozo de inyección corresponde a una terminación en agujero descu-bierto con dispositivos de control de inyección ResInject, cedazos de arena y un empaque de grava recubierto de resina para prevenir el flujo anular.

> Limpieza mediante tasas más altas. Después de que la herramienta de adquisición de registros no lograra alcanzar la TD y luego de que los datos de registros indicaran la ausencia de contribución de producción desde la punta, al cabo de un período de flujo inicial de 4 meses (rojo), la tasa se incrementó hasta alcanzar entre 9,000 y 10,000 bbl/d durante 4 horas y se volvió a correr el registro de producción. Los datos arrojaron un perfil de flujo mejorado y la herramienta pudo recorrer 350 pies más (gris). Cuatro horas después, la herramienta de adquisición de registros se corrió hasta una distancia de 50 pies de la TD (verde). La tasa se redujo a una cifra fluctuante entre 6,000 y 7,000 bbl/d y los datos de registros demostraron que el perfil de influjo había experimentado un cambio permanente (azul). (Adaptado de Sunbul et al, referencia 12.)

OSWIN09/10—Rick, story #2—Figure 11

Profundidad medida, pies

11,7009,000 9,300 9,600 9,900 10,200 10,500 10,800 11,100 11,4000

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

Tasa

de

prod

ucci

ón, b

bl/d

Registro inicial con 6,000 bbl/dRegistro inicial con 9,000 bbl/dRegistro repetido con 9,000 bbl/dRegistro repetido con 6,000 bbl/d

38 Oilfield Review

Los ingenieros de Reslink y Statoil diseñaron el sistema y modelaron las tasas de inyección pre-vistas para las tres zonas utilizando técnicas de terminación diferentes: cedazos estándar sola-mente, dispositivos ICD con boquillas del mismo tamaño e igual número de boquillas por unión, y diferentes números de dispositivos ICD por unión (arriba). El equipo optó por utilizar la misma configuración de boquillas a lo largo de todo el pozo en lugar de tamaños y números específicos de boquillas ICD para cada zona. Esta elección reflejó el hecho de que si bien con diferentes diseños en cada zona se lograban las tasas de inyección objetivo, las simulaciones sustentaron la aplicación de tasas de inyección máximas en las zonas superiores.14

Estas simulaciones se ejecutaron para eva-luar el aspecto económico del empleo de pozos inyectores ICD en la estructura Stær y para selec-cionar el diseño de la boquilla. Se utilizaron dos simulaciones estáticas de la región vecina al pozo para comparar la distribución del agua: la pri-mera se basó en el proceso de inyección dentro de la matriz, incluidas sus variaciones de per-meabilidad, y en la segunda se consideró la inyec-ción dentro de una zona fracturada.

En el primer caso, la zona superior de alta permeabilidad recibió una porción irregular del agua inyectada. No obstante, con los dispositivos ICD, el flujo de salida máximo se redujo en un 50% y las zonas con permeabilidad más baja reci-bieron más agua. Para el segundo modelo está-

tico, se agregó una capa de 12 m [39 pies] y 20 D para simular una fractura. Cuando en el modelo se incluyeron dispositivos ICD, la fractura experi-mentó un incremento de la tasa de inyección de agua de sólo un 10% aproximadamente; y se expe-rimentó un salto diez veces mayor cuando sólo se utilizó un cedazo estándar en el mismo modelo.

En una tercera evaluación se empleó un modelo de yacimiento de campo completo para estimar el efecto de la distribución mejorada del agua. Esta evaluación incluyó un pozo de inyección equipado con dispositivos ICD, en escenarios similares a los analizados con el simulador de la región vecina al pozo en los primeros dos casos.

Según los resultados de las simulaciones, dado un canal de alta permeabilidad, el empleo de los dispositivos ICD incrementaba la producción acumulada de petróleo en un 10% con respecto a la producción lograda con el uso de un cedazo estándar solamente. Además, las simulaciones indicaron que en ausencia de una zona de alta permeabilidad, los dispositivos ICD mejorarían la producción de petróleo en un 1% y que el caso más probable se encontraba entre estos dos valo-res (próxima página).

> Optimización del diseño del dispositivo ICD para pozos inyectores. Las tasas de inyección utilizadas en diferentes escenarios de terminación de la estructura Stær demuestran que los pozos inyectores pueden optimizarse en base a la permeabilidad y al diseño de las boquillas para obtener las tasas deseadas en cada zona. (Adaptado de Raffn et al, referencia 13.)

OSWIN09/10—Rick, story #2—Figure 12

Zona 1800 a 1,800 mD

Zona 2200 a 500 mD

Zona 3100 a 2,000 mD

Tasa de inyección total, m3/d

5,800

Cedazoestándar

748

961

7,509

4,604

ICD con igualtamaño deboquilla,

1.2 cm/unión entodas las zonas

1,233

1,677

7,514

3,500

Tasa objetivo,m3/d

800

3,200

7,500

3,570

ICD con unaconfiguración

diferente

Tamaño dela boquilla

820

3,128

0.9 cm/unión

0.7 cm/unión

2.2 cm/unión

7,518

14. Raffn et al, referencia 13.15. Tachet E, Alvestad J, Wat R y Keogh K: “Improve

Steam Distribution in Canadian Reservoirs During SAGD Operations Through Completion Solutions,” artículo 2009-332, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Porlamar, Venezuela, 3 al 5 de noviembre de 2009.

16. Fram JH y Sims JC: “Addressing Horizontal Steam Injection Completions Challenges with Chevron’s Horizontal Steam Test Facility,” artículo 2009-398, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Porlamar, Venezuela, 3 al 5 de noviembre de 2009.

17. Fram and Sims, referencia 16.

Volumen 21, no. 4 39

>Modelos de corte de agua. En su mayor parte, el corte de agua real de este pozo fue menor que el pronosticado con cualquiera de los dos modelos. Si bien este campo se encuentra en la etapa de producción inicial, las cifras mejoradas pueden reflejar el mejoramiento del barrido logrado con el empleo de los dispositivos ICD. (Adaptado de Raffn et al, referencia 13.)

OSWIN09/10—Rick, story #2—Figure 13

1,000,000800,000600,000

Producción acumulada de petróleo, m3

400,000200,0000

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Corte

de

agua

, %

Historia de producciónTerminación estándar modelada,canales de alta permeabilidadTerminación estándar modelada,ausencia de canales de alta permeabilidad

En el año 2008, en base el éxito de este pro-yecto de inyección de agua, Statoil instaló otro pozo de inyección provisto de los dispositivos ICD ResInject en la estructura Svale. El comporta-miento del pozo respondió a los objetivos.

El control del futuroEl éxito de los dispositivos ICD ahora está lla-mando la atención de los productores preocupa-dos por la ineficiencia del flujo proveniente de los laterales largos. Entre éstos se encuentran los productores de petróleo pesado. Durante más de 15 años, el método de drenaje gravitacional asis-tido por vapor (SAGD) fue el proceso preferido para el desarrollo de los campos productores de petróleo pesado. A pesar de estos antecedentes, el proceso aún no se comprende bien.15 Es proba-ble que la distribución actual del vapor en los pozos de inyección horizontales, diseñados para calentar y llevar el petróleo a los pozos de pro-ducción más profundos, sea menos que óptima, especialmente en los yacimientos heterogéneos.

Además de las dificultades comunes que se asocian con la creación de un flujo uniforme a través de cualquier yacimiento, los sistemas de agua bifásicos (líquido y vapor) utilizados en los pozos SAGD se suman a la dificultad que plantea el control. Además de las inquietudes relaciona-das con el flujo monofásico, en lo que respecta a los perfiles de velocidad de fluido y las caídas de presión asociadas con las configuraciones de las tuberías, muchos otros factores, incluidos los efectos del régimen de flujo, el registro de la frac-ción volumétrica del agua, el desdoblamiento de fase, el tamaño de las gotas pequeñas, la forma-ción de tapones y otras variables, se introducen en el flujo bifásico.16

Habitualmente, las tuberías de revestimiento cortas para los procesos de inyección SAGD son tuberías ranuradas a lo largo de toda la sección; configuración que contribuye poco a optimizar la distribución del vapor. Para combatir el efecto talón-punta, hoy muchos operadores utilizan con-ductos de vapor dobles en pozos de vapor hori-zontales; uno colocado cerca del talón del pozo y el segundo cerca de la punta.

En un esfuerzo para comprender mejor la pro-ducción con el proceso SAGD y hallar soluciones más eficientes para sus desafíos, Chevron cons-truyó una instalación horizontal de superficie para inyección de vapor en su Campo Kern River situado cerca de Bakersfield, California, EUA. Sus investigadores se están centrando en la eva-luación y el despliegue del equipo para el empla-

zamiento preciso y confiable del vapor, a lo largo de los laterales de los pozos de inyección horizon-tales, para mejorar la recuperación.17

La proliferación que han experimentado en los últimos años da cuenta de la efectividad de los dispositivos ICD. La utilización de estos dispositi-vos ha permitido a los operadores extraer todo el valor que implica la capacidad para perforar late-rales largos, exponiendo de ese modo volúmenes grandes del yacimiento al pozo. En realidad, puede decirse que el drenaje ineficiente, ocasio-nado por el flujo irregular a través del yacimiento, amenazó con imponer límites económicos sobre la longitud del pozo de menor magnitud que los límites técnicos. Hoy, las longitudes se miden en kilómetros en lugar de metros, como sucedía hace menos de una década. —RvF