11 enero 2009

Revisión de los riesgos de colisión del campo Petrocedeño (Zuata Principal). Faja Petrolífera del Orinoco
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El Campo petrolero Petrocedeño empezó en 2000 y produce 180.000 barriles diarios de crudo pesado, gracias a una estrategia de desarrollo independiente de cada unidad estratigráfica y a una constante perforación y conexión de nuevos pozos. Ya se perforaron más de 500 pozos horizontales de 1400m de largo, en estrella a partir de plataformas centrales y se debe seguir perforando más que 1000 pozos para mantener el nivel de producción. Posee limitaciones en el desarrollo de las plataformas por falta de espacio en superficie y por riesgo de colisión en el subsuelo.
Se debe adaptar un modelo de expansión de las plataformas condicionado por el patrón inicial de desarrollo que está llegando a sus límites. Se analizaron los riegos de colisión en la ubicación de los pozos futuros previstos en cada plataforma y cuando una plataforma se encuentra ya muy congestionada, se investigan nuevas alternativas de expansión, como es el caso de la macolla VD, con 41 pozos perforados y con una nueva entrada de 10 pozos planificada.
Los parámetros con que manejar el desarrollo futuro son el patrón de extensión de las instalaciones de superficie y el alejamiento del cono de congestionamiento compuesto por las secciones verticales de todos los pozos ya perforados. Esta evolución del patrón de desarrollo a medida que se llene el campo de pozos debe ser anticipada, involucrando geociencias, perforación y construcción. De esto depende el mantenimiento del plan de producción del campo.

Los problemas encontrados al momento de la ubicación de un pozo son los siguientes:
- Gran densidad de pozos existentes.
- Altos riesgos de colisión en los niveles más someros.
- Menos cellars disponibles y dificultades de superficie.



Configuración Cluster VD (Pozos existentes - Vista en planta)
Tras varias fases de extensión de la plataforma y de perforación, se llena el subsuelo con pozos yendo en direcciones optimizadas para el desarrollo de las arenas pero no optimizadas para facilitar la perforación de nuevos pozos en la sección vertical, debajo de la plataforma.

Los riesgos de colisión son drásticos en la parte intermedia de los pozos, en la que se forma un cono de congestionamiento formado por la suma de todas las secciones intermedias de los pozos, las cuales salen desde una sección muy reducida y se orientan de forma desorganizada en azimuts. Por el contrario, el riesgo de colisión en las secciones horizontales de los pozos es únicamente circunstancial, debido a presencia de pozos de otras macollas demasiado cercanos y/o a la existencia de pozos 3D.

Soluciones alternativas:
1. Ubicación de nuevas macollas: colocar macollas dentro de unas ya existentes, facilita el descongestionamiento existente y minimiza el riesgo de colisión a nivel superficial; sin embargo esto implica colisión en las secciones horizontales de los pozos
2. Extensión superficial de las macollas: toma únicamente en cuenta las facilidades de superficie de las mismas, por lo que se hace necesario integrar la visión de fondo y evaluar desde esa perspectiva la posibilidad de ubicar pozos en profundidad, que es la raíz del problema.
3. Extensión de las macollas: creación de nuevas filas, extensión lateral y ajuste en diseño de pozos.
4. Extensión de las macollas: creación de plataformas satélites y ajuste en diseño de pozos.

Conclusiones
Con un desarrollo según un patrón de perforación “en estrella”, Petrocedeño ha logrado alcanzar rápidamente una producción diaria de 180.000 barriles de crudo pesado, optimizando las instalaciones de superficie y el impacto ambiental.
Después de 8 años de producción y más de 500 pozos perforados, se debe adaptar un nuevo modelo de expansión de las plataformas adentro de las limitaciones impuestas por el patrón inicial de desarrollo que está llegando a sus límites. El campo está entrando en la fase de madurez de su desarrollo, con más de 1000 pozos por perforar de manera continua en los años que vienen.
En base a un estudio detallado de ubicación en profundidad de todas la propuestas del catálogo de pozos a perforar, geocientistas y perforadores pueden estimar los riegos de colisión y intentar retrasar la fase de congestionamiento, optimizando las orientaciones de perforación según los cellar disponibles.
En conjunto con ingenieros de construcción, se debe luego planificar la extensión de la plataforma, tomando en cuenta criterios de superficie y de subsuelo, de manera a anticipar la construcción de esta extensión antes la fase de congestionamiento.
En cada fase de su explotación, un campo petrolífero encuentra nuevos retos. Tras 8 años de desarrollo intensivo, Petrocedeño debe tomar medidas para manejar su evolución de un campo joven hacia un campo maduro sin crisis de adolescencia. Analizar los riesgos de congestionamiento y planificar nuevos patrones de desarrollo de sus plataformas representa un reto crítico en esta transición.



Referencia
Charla dictada en el II Foro de perforación realizado en Intevep por la geofísico M. García. Petrocedeño.
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