Clasificación de pozos

Pozo Vertical

Primera opción a la hora de definir un pozo considerando sus bajos costos comparativos y la madurez de la tecnología.
Muy fácil de perforar, completar y reparar.
En caso que fluidos indeseables entren al pozo, es muy fácil diagnosticar mediante registros eléctricos.
Ideal para fracturamiento Hidráulico.
Alto porcentaje de éxito en las cementaciones primarias (en caso de mala cementación se garantiza la reparación). Los registros de evaluación de la cementación tienen muy buen desempeño.
Yacimientos de buen espesor
Yacimientos de alta anisotropía de permeabilidad

Pozo Inclinado (Tipo “J” o Tipo “S”)

Desarrollados para sobrepasar las limitaciones en superficies, conservando las ventajas del pozo vertical para una geometría tipo "S" y mejorando su performance de producción (I.P.) con la geometría tipo "J" debido a un pseudo skin negativo consecuencia de un espesor completado mayor que la arena neta petrolífera.
En comparación con un pozo vertical, los costos y los tiempos incrementan considerablemente y los éxitos de las cementaciones son amenazados por la tendencia del revestidor a recostarse contra el hoyo, impidiendo una buena centralización (vital para el éxito de las cementaciones).
Los registros de cementación ofrecen buena confiabilidad. La reparación de cementaciones en general ofrecen muy buenas expectativas.
Desde el punto de vista de yacimientos, su aplicabilidad es similar a la de un pozo vertical (buen espesor, drena toda la columna, alta anisotropía de permeabilidad).

Pozo Horizontal

Desarrollado para drenar yacimientos de poco espesor con la finalidad de incrementar el área de contacto entre el sistema pozo-yacimiento. La respuesta de producción es directamente proporcional a la relación Kv/Kh.
Es necesaria una excelente caracterización para asegurar la navegación dentro de la arena objetivo. No permite (salvo hoyos pilotos) investigar toda la columna así como tampoco completar prospectos por debajo de la sección horizontal.
La cementación es todo un reto. La falta de una efectiva centralización pone en riesgo la cementación primaria.
La confiabilidad de los registros de cementación es baja. Requiere utilizar artificios para poder registrar la sección horizontal, tales como: "Tractor", "Coiled Tubing" y "Tool Pusher". No se puede registrar el “OverLap”
En caso que se detecte que la cementación es defectuosa, la reparación de la misma es poco menos que imposible.
Si fluidos indeseables entran al pozo, el solo diagnóstico hace casi inviable el proyecto sumado a las ínfimas opciones de reparación y/o aislamiento de las zonas ofensoras

Pozo Multilateral

Similar a los pozos horizontales, con mayor expectativas de producción debido a la completación de uno o más yacimientos con dos o más laterales. Desarrollado para el drenaje conjunto de varios yacimientos.
Los costos y tiempos de perforación, así como de completación incrementa en la medida que vamos desde un nivel I (hoyos desnudos) hasta un nivel VI (integridad mecánica e hidráulica).
Los riesgos y problemas operacionales incrementan tanto por la naturaleza de las operaciones como por el componente adicional, las juntas multilaterales, las cuales ofrecen el punto más débil del sistema multilateral.
Además de las limitaciones de reparación mencionadas para un pozo horizontal, el acceso a ambos laterales es prácticamente imposible.
Algunas de las reparaciones exitosas de multilaterales han consistido en aislar el lateral, convirtiendo el pozo en un horizontal común y corriente.

Usualmente los modelos predicen mayores tasas de producción y como consecuencia mayor acumulado, en la medida que los pozos incrementan su complejidad.
En la práctica, las expectativas de producción no se cumplen por diferentes razones:
Alta producción de fluidos indeseables (agua y/o gas)
Producción de finos y/o arena (arenamientos)
Rápida declinación de producción
Interferencia entre los laterales (multilateral)

Pozo Horizontal Longitud 3000 ft
Pozo Multilateral con dos brazos, longitud de 3000 ft c/u
Pozo Vertical cañoneado 152 pies,
Predicción a 10 años

Side Track en Pozos Someros

Lateral nuevo partiendo de un pozo viejo
Revestidores fatigado expuestos a impactos durante la reentrada.
Liner de producción limitado a la geometría existente
Requiere habilitar el pozo para la re-entrada.
Sacrificio de la energía del yacimiento. Colgador liner aproximadamente 600 ft por encima del intervalo completado (260 Lpc para crudos 10°API)
Construcción agresiva 10-15° / 100 ft, que se traduce en fatiga y deformación del liner o rejilla.
No existe importante disminución de costos comparado con un pozo nuevo.

Multilaterales Cabrutica

Pozo vertical, descartado (arenas de poco espesor)
Inicia perforación de pozos horizontales (95): alta tasa de declinación, poca entrega del yacimiento
Perforación de multilaterales: horizontales cortos con espinas de pescado para conectar pequeños lentes

Reparación de Pozos Horizontales
Arenamiento
Sacar completación, limpiar pozo, correr Re-Liner, bajar completación (pérdida de circulación / bajada Re-Liner)
Alta producción de agua y/o gas
Diagnóstico
Usar Coiled Tubing Enhebrado para:
Correr registro PLT, induciendo simultáneamente con N2.
Correr registro “Spectral Flow Log” o “Water Flow Log” con Coiled induciendo simultáneamente con N2.
Tratamiento
Perforar aislamientos
Colocar tapón de arena con Coiled Tubing
Bombear tratamiento (geles, cementos especiales)
Probar aislamientos
Remover tapón de arena
Reparación de pozos multilaterales

Reparación de Pozos Multilaterales
Diagnóstico
Sólo se puede perfilar el lateral principal. El acceso al segundo lateral es muy poco probable
Para perfilar el lateral principal, se requiere aislar el lateral secundario
Principal problema asociado a la junta multilateral
Diagnóstico mediante análisis del comportamiento de producción
Tratamiento (asumiendo arenamiento)
Recuperar completación
Limpiar hasta colgador. Rectificar / Pulir el receptáculo
Bajar “Tie-Back” y aislar lateral
Limpiar lateral principal
Bajar completación

Referencia
Charla dictada en el II Foro de perforación realizado en Intevep por Molina O.