176
4. SISTEMA DE VARIABLES
Tabla 5. Operacionalización de las Variables
Monitoreo de la Presión de Yacimiento
Condiciones de Yacimiento
Mantenimiento de la Presión de Yacimiento
Presiones de Yacimientos de las distintas arenas
DEFINICIÓN CONCEPTUAL: FACTOR DE RECOBRO (r): Definido como la fracción del petróleo existente en el yacimiento que se puede producir mediante la aplicación de un proceso de recuperación secundaria, se calcula por Np / N, donde Np es el petróleo producido por la inyección de fluido y N es el petróleo en situ al comienzo de la invasión (Paris de Ferrer, 2001).
Diagnosticar el comportamiento del factor de recobro de petróleo en los procesos de inyección de agua presentes en los yacimientos que emplean actualmente completaciones convencionales.
Ingeniería de Yacimiento
Características del Yacimiento
Características Petrofísicas Mapa Estructural de Campo Coordenadas de los Pozos Distribución de Propiedades (Φ, k, S fluidos) PVT de crudo Permeabilidades Relativas Archivo de Registros Eléctricos Factor de Recobro
OBJETIVO GENERAL Analizar el comportamiento del factor de recobro de petróleo en los procesos de inyección de agua que ejecuta el Distrito Lagunillas, PDVSA, a través de la aplicación de tecnología de completación inteligente que podría ser instalada en la tubería de producción de los pozos de los yacimientos objeto de estudio.
VARIABLE OBJETIVOS ESPECÍFICOS DIMENSIONES SUBDIMENSIONES INDICADORES
177
VARIABLE OBJETIVOS ESPECÍFICOS DIMENSIONES SUBDIMENSIONES INDICADORES
Diagnosticar el comportamiento del factor de recobro de petróleo en los procesos de inyección de agua presentes en los yacimientos que emplean actualmente completaciones convencionales.
Ingeniería de Producción
Evaluación de Perfiles de Inyección y Producción
Historia de producción e Inyección Gráficos de Diagnostico de Producción Información del Pozo Inyector del Yacimiento Información de los Pozos Productores del Yacimiento Diagramas de Completación Actuales
DEFINICIÓN CONCEPTUAL: FACTOR DE RECOBRO (r): Definido como la fracción del petróleo existente en el yacimiento que se puede producir mediante la aplicación de un proceso de recuperación secundaria, se calcula por Np / N, donde Np es el petróleo producido por la inyección de fluido y N es el petróleo en situ al comienzo de la invasión (Paris de Ferrer, 2001).
Observar el comportamiento del factor de recobro de petróleo en yacimientos sometidos a procesos de inyección de agua, aplicando análisis nodal a las capacidades de estrangulamiento de válvulas de control de flujo instaladas en la tubería de producción de los pozos de los yacimientos objeto de estudio.
Ingeniería de Producción
Optimización de la Producción
Análisis Nodal Curva IPR de Inyección Curva de Descarga de la tubería Modelado de Desempeño de estrangulamiento Coeficiente de Flujo de la Válvula (Cv) Caída de presión a través de la válvula (∆P) Densidad relativa del liquido (γL) Tasa de producción (bpd)
178
VARIABLE OBJETIVOS ESPECÍFICOS DIMENSIONES SUBDIMENSIONES INDICADORES
DEFINICIÓN CONCEPTUAL: FACTOR DE RECOBRO (r): Definido como la fracción del petróleo existente en el yacimiento que se puede producir mediante la aplicación de un proceso de recuperación secundaria, se calcula por Np / N, donde Np es el petróleo producido por la inyección de fluido y N es el petróleo en situ al comienzo de la invasión (Paris de Ferrer, 2001).
Evaluar el comportamiento del factor de recobro de petróleo obtenido de pozos productores mediante la utilización de la tecnología de completación inteligente, comparando su desempeño respecto a las completaciones convencionales
Ingeniería de Producción
Innovaciones Tecnológicas en Ingeniería de Producción
Producción de crudo Vida productiva del Pozo Irrupción de agua Intervención de los pozos Recobro de POES Sistemas de pozos inteligentes Monitoreo del yacimiento Estrangulamiento por zonas Sistema de Control de Pozo Inteligente para Pozo Inyector Camisas Deslizantes Mecánicas Tipo On-Off (Controles) para Pozos Productores.
Fuente: Elaboración propia
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
1. Tipo de investigación
Esta investigación fue de tipo descriptiva de campo. Tamayo (1995) afirma que la
investigación descriptiva comprende la caracterización, registro, análisis e
interpretación de la naturaleza actual, la composición y los procesos de un fenómeno.
Estos estudios miden de manera independiente los conceptos o variables a los que se
refieren, por tanto, los estudios descriptivos permiten analizar cómo es y se manifiesta
un fenómeno y sus componentes. En el caso de este estudio, el fenómeno
caracterizado, registrado, analizado e interpretado fue el factor de recobro de petróleo
en yacimientos sometidos a procesos de inyección de agua aplicando Tecnología de
Completación Inteligente.
Al considerar la estrategia de recolección de la información, la investigación se
perfiló como “de campo”, ya que los datos de interés se recolectaron en forma directa
de la realidad. Una investigación se define de campo cuando se realiza en el contexto
donde se observa el fenómeno, permitiendo cerciorar las verdaderas condiciones en
que los datos han sido obtenidos (Tamayo, 2003). Para Bavaresco (1992), los
estudios de campo, se realizan en el propio sitio donde se encuentra el objeto de
estudio, permitiendo a los investigadores conocer a fondo el problema y obtener datos
con mayor seguridad. Por tanto, en el presente estudio se recolectaron los datos
directamente en las instalaciones de PDVSA Occidente, específicamente en los
yacimientos de las Unidades de Explotación que manejan procesos de inyección del
Distrito Lagunillas.
180
Por otra parte, según Sabino (1994), esta investigación fue de carácter primario-
debido a que fue original, producto de la investigación en curso sin intermediación de
ninguna naturaleza.
2. Diseño de la investigación
El diseño de esta investigación fue no experimental, ya que según Hernández y
col., (2003), se realizó sin manipular deliberadamente las variables, observando los
fenómenos tal y como se dieron en su contexto natural. Por tanto, la variable “Factor
de Recobro” no fue manipulada por el investigador, sino caracterizada en su
desenvolvimiento natural.
El diseño se consideró no experimental transeccional (Hernández y col., 2003),
por cuanto la recolección de datos se hizo en un solo momento y en un tiempo único
debido a que su propósito fue descubrir variables y analizar su incidencia en un
momento dado; este tipo de investigación tiene como objetivo observar fenómenos tal
y como ocurren en su contexto natural, para luego analizarlos. La transeccionalidad de
esta investigación estuvo dada por que se realizó en un momento único comprendido
desde Julio del año 2007 hasta Diciembre del año 2008.
Por otro lado, se consideró esta investigación como transeccional descriptiva, ya
que de acuerdo a Hernández y col. (2003), este estudio tuvo como objetivo describir,
categorizar y proporcionar la visión de una comunidad, un contexto, un fenómeno o
una situación y describirla dentro de un enfoque cualitativo, en este caso en los
yacimientos que manejan procesos de inyección del Distrito Lagunillas, PDVSA
Occidente.
3. Población y Muestra
Una población es el conjunto de todos los casos que concuerdan con una serie
de especificaciones (Selltiz, 1974, citado por Hernández y col., 2003). Según Tamayo
181
(2003), la población es la totalidad del fenómeno a estudiar en donde las unidades
poseen características en común, la cual se estudia y da origen a los datos de la
investigación. Bajo esta perspectiva, la población de esta investigación estuvo
conformada por un conjunto de informantes claves constituida por el total de los
Ingenieros custodios de los yacimientos de las áreas que manejan procesos de
inyección de agua del Distrito Lagunillas, PDVSA Occidente. Dicha población estuvo
conformada por un total de 10 individuos.
Dado el tamaño de la población (10 individuos) que manejan los yacimientos:
Bachaquero-02, Bachaquero-12, Bachaquero-18, Basup-57, Laguna-14, C-4X-46, C-
4X-40, C-2X-08, C-2X-38, C-2-VLE-305, C-2-VLE-326, VLC-52/D-192, la elección de
los elementos a estudiar no dependió de la probabilidad sino de las características
propias de la investigación, por tanto, se tomaron como unidades de estudio e
indagación solo los individuos que manejan los procesos de inyección de agua del
yacimiento Bachaquero-18, por tanto, la muestra seleccionada estuvo conformada por
un 1 (un) Ingeniero quien es el custodio del yacimiento Bachaquero-18 del Lago del
Distrito Lagunillas, PDVSA Occidente.
Dado que la prioridad de esta investigación fue obtener riqueza, profundidad y
calidad en la información recopilada y no cantidad ni estandarización, se seleccionó el
yacimiento Bachaquero-18 del Distrito Lagunillas, de forma intencional, por ser el que
maneja mayor información de procesos de inyección de agua y forma parte de una de
las áreas que reporta la mayor cuota de producción del Distrito Lagunillas. Este
yacimiento cuenta con un (1) Informante Clave que ocupan el cargo de Ingeniero de
Yacimiento y fue el individuo idóneo para aportar información por tener las siguientes
características:
Ingeniero encargado de manejar los procesos de inyección agua en el Distrito
Lagunillas, conoce las características de los yacimientos y es el encargado de
establecer e integrar las mejores prácticas técnico-económicas para la explotación
racional y desarrollo de los yacimientos de hidrocarburos. Adicionalmente, este
ingeniero participa en la elaboración y optimización del portafolio de oportunidades del
plan de explotación, determina las actividades del programa anual de generación,
mantenimiento de potencial y captura de datos, da cumplimiento a los planes de
182
incorporación y desarrollo de reservas de petróleo/gas comprometidos en el plan de
negocio y en el programa anual de explotación, mediante la elaboración de los
insumos de Ingeniería de Yacimientos para las propuestas de los trabajos mayores,
menores y captura de datos, se encarga también del monitoreo continuo del
comportamiento de pozos/yacimientos primarios y recuperación adicional empleando
aplicaciones de informática, identifica desviaciones y oportunidades, implanta nuevos
adelantos tecnológicos integrando y validando esfuerzos con otras disciplinas a fin de
cumplir con los compromisos volumétricos y presupuestarios, en concordancia con
leyes y normas de seguridad, higiene, ambiente y calidad.
4. Métodos, técnicas e instrumentos de recolección de datos
En función de los objetivos definidos en el presente estudio, se empleó una serie
de métodos y técnicas de recolección de información, orientadas esencialmente a
alcanzar los fines propuestos. Dada la naturaleza del estudio, esta investigación se
llevó a cabo siguiendo el método científico, debido a que se realizó siguiendo una
lógica secuencial, paso a paso, lo que permitió al investigador acercarse a la realidad
para conocerla, comprenderla y dar respuestas a la interrogantes que van surgiendo
de la interacción sujeto y objeto de investigación (Pelekais y col., 2005).
Siguiendo como marco de referencia teórica los criterios de Pelekais y otros
(2005), para aplicar dicho método científico se necesitó del auxilio de ciertas técnicas
recolección de datos. Por tanto, siguiendo a este autor se aplicaron dos técnicas de
recolección bien definidas y caracterizadas: 1) Técnica Documental, definido por
García Aviles (2000), citado por Pelekais, como proceso operativo que consiste en
obtener y registrar organizadamente la información en libros, revistas, diarios,
informes científicos, entre otros, 2) Técnica de campo, definido como procedimiento
por medio del cual se obtiene y registra la información, directamente en el lugar en el
que ocurren los fenómenos, hechos o situaciones objeto de investigación.
En función de los datos que se requirieron, tanto del momento teórico, como del
momento metodológico de la investigación, en primer lugar, se emplearon las
183
denominadas técnicas y protocolos instrumentales de la investigación documental
(Balestrini,2002). Empleándose la observación documental, que se refiere a la revisión
de libros, documentos históricos oficiales, revistas, periódicos, archivos públicos o
privados, y cualquier otra fuente primaria de importancia en el aporte de datos e
información para la investigación. En este estudio, se revisaron los expedientes de los
pozos, reportes de producción, pruebas de campo, informes de gestión operacional,
entre otros, así como material bibliohemerográfico y documentos electrónicos
relacionados con el tema.
Por otro lado, se emplearon las siguientes técnicas de campo: La observación
directa de tipo cualitativa y la encuesta, para realizar esta última técnica se utilizó como
instrumento para registrar los datos obtenidos durante el proceso de recolección de
información una (1) entrevista dirigida.
Tal y como se mencionó anteriormente, luego de aplicar la observación
documental se procedió a efectuar la primera técnica de campo definida en este
estudio como la observación directa de tipo cualitativa que consistió en explorar
ambientes y contextos, describir ambientes y comprender procesos (Hernández
Sampieri y Otros, 2003). A partir de la incorporación inicial de la técnica de la
observación directa cualitativa, y desde la perspectiva teórica que orientó este estudio,
se intentó captar la realidad estudiada y diagnosticar el comportamiento del factor de
recobro de petróleo en los procesos de inyección de agua presentes en los
yacimientos del Distrito Lagunillas que emplean actualmente completaciones
convencionales. Se efectuó la técnica de la observación en las instalaciones del
Distrito Lagunillas de forma simple, directa y no participante, por cuanto, se asumió el
papel de espectador de los aspectos relacionados al comportamiento del factor de
recobro de petróleo en los procesos de inyección de agua presente en el yacimiento
sometido a estudio.
Después de lograr tener una visión menos superficial del problema objeto de
estudio, a través de la observación directa cualitativa, se introdujo la otra técnica de
campo llamada entrevista, ésta permite el conocimiento de las motivaciones, actitudes
y opiniones de los individuos objeto de estudio.
184
Para aplicar la técnica de campo, entrevista, el investigador se valió de
herramientas de gran utilidad como: la entrevista dirigida, definida por Tamayo (2003)
como la relación directa establecida entre el investigador y los individuos o grupos con
el fin de obtener testimonios orales. Esta técnica, dentro de la presente investigación,
asumió diversas características, al principio del estudio en la fase exploratoria, la
entrevista se realizó a través del diálogo directo, espontáneo y confidencial con los
individuos objeto de estudio, haciendo uso de preguntas abiertas con un orden preciso
y lógico, luego el investigador procedió a completar un formulario de veinte (20) ítems
con preguntas abiertas a medida que se dialogaba con los informantes clave.
En resumen, las técnicas e instrumentos utilizados en esta investigación fueron
los siguientes:
1) Técnicas Documentales: Observación Documental.
2) Técnicas de Campo:
-Observación Directa Cualitativa
-La Entrevista, haciendo uso de un cuestionario conformado por veinte
(20) ítems con preguntas abiertas.
5. Validez y confiabilidad
La validez de un instrumento se refiere a que mida lo que pretende medir
(Sierra, 1998). Para este estudio en particular, el cuestionario conformado por veinte
(20) ítems con preguntas abiertas, fue sometido a una prueba de validez, la validez de
constructo. La validez de constructo según Hernández y otros, 2003, se refiere al grado
en que una medición se relaciona de manera consistente con otras mediciones, de
acuerdo con hipótesis derivada teóricamente y que concierne a los conceptos (o
constructor) que se están midiendo. Un constructo es una variable medida y que tiene
lugar dentro de una teoría o un esquema teórico. El propósito de esta validez fue
cuestionar la calidad del instrumento correlacionándola con el marco teórico y la
variable a medir.
185
6. Procesamiento y análisis de datos
Para que los datos recolectados tengan algún significado, se hizo necesario
introducir un conjunto de operaciones de análisis e interpretación de los datos
recolectados, con el propósito de organizarlos e intentar dar respuesta a los objetivos
planteados en el presente estudio. En primer lugar, para el logro del objetivo No. 1 del
estudio, fueron necesarios los datos aportados por la entrevista dirigida de veinte
(20) preguntas abiertas dirigida al informante clave custodio del yacimiento sometido a
estudio. Estos datos, a medida que fueron suministrados, se resguardaron y
procesaron utilizando diferentes medios electrónicos y paquetes como Word, Excel y
Power Point de Microsoft Office 2003. La tabulación y ordenamiento de los datos de
hizo bajo un procesamiento sencillo, a través de tablas descriptivas y gráficos. Esto
permitió resumir y comparar las consideraciones que se evidenciaron con las técnicas
de observación y al mismo tiempo describir la asociación que pudiera existir entre
algunas de ellas.
En segundo lugar, para el logro del objetivo No. 2, dirigido a observar el
comportamiento del factor de recobro de petróleo en el yacimiento sometido a
procesos de inyección de agua, se aplicó análisis nodal a las capacidades de
estrangulamiento de válvulas de control de flujo instaladas en la tubería de
inyección/producción del pozo BA-1882 con completación inteligente. Los datos
recolectados, relacionados a condiciones de yacimiento, así como a características
petrofísicas, aportados por el personal de Ingeniería de Desarrollo de Yacimiento de
cuatro (4) pozos productores vecinos y del pozo inyector de agua BA-1882, fueron
procesados utilizando los software Prosper y Gap de Petroleum Experts (2009) y WEM
(Well Evaluation Model), este último útil para resolver aplicaciones sencillas de pozos,
creado por P. E. Moseley & Associates (1988-2008) permitió, en un determinado
momento del tiempo, caracterizar las energías del sistema de producción como
funciones de tasas de flujo.
La tasa que balancea las perdidas de presión en el sistema oferta-demanda
definió el flujo del pozo en cada caso, inyección y producción. Los datos fueron
analizados con el objetivo de encontrar posibles oportunidades para mejorar el recobro
186
en los lentes del yacimiento estudiado. Por otra parte, con respecto a los paquetes
Prosper y Gap, estos describen más facilmente los cambios en la geometría de
completación; de todas maneras, al analizar un pozo inyector de agua, no importa cual
simulador se use pues todos deberían dar resultados similares debido a que todos
usan el modelo de flujo líquido en una sola fase (Agua).
Con respecto a los software usados, Prosper (Petroleum Experts, 2009) es un
programa de optimización, diseño y evaluación de desempeño de pozos. Es una
herramienta estándar en la industria para modelado de los pozos de las empresas
operadoras en el mundo. Permite la construcción de modelos confiables y consistentes
de pozos que incluye:
• Diseño y optimización de completaciones de pozos incluyendo multilaterales y
horizontales.
• Diseño y optimización de los tamaños de tuberías y líneas de flujo.
• Diseño, diagnóstico y optimización de pozos con gas lift, bombas hidráulicas y
BES.
• Cálculos de pérdidas de presiones en pozos, líneas de flujo y a través de
estranguladores (chokes).
• Predecir temperaturas fluyentes en pozos.
• Monitorear el desempeño de los pozos para aportar posibles acciones.
Figura 54 Pantalla Prosper Petroleum Experts (2009). Integrated Production Modelling and Field Management Tools. [On-line]. Disponible en:http://www.petex.com/)
187
Por su parte, GAP (Petroleum Experts, 2009) es un optimizador mulfásico de la
red de superficie, el cual se vincula con Prosper y MBaL (Petroleum Experts, 2009)
para modelar el yacimiento completo junto a los sistemas de producción. Sus ventajas
incluyen:
- Puede modelar los sistemas de producción de petróleo, gas y condensado,así
como los sistemas de inyeccción de agua y gas.
- Es una herramienta poderosa y rápida para los procesos de optimización en
la industria. Puede calibrar los estranguladores de superficie y optimizar
compresores, bombas y los pozos con gas lift para maximizar la producción
de crudo, considerando todas las variables del caso.
- Permite al ingeniero construir modelos del sistema de producción incluyendo
los yacimientos, los pozos y los sistemas de superficie.
Figura 55 Pantalla Gap Petroleum Experts (2009). Integrated Production Modelling and Field Management Tools. [On-line]. Disponible
en:http://www.petex.com/
Por otro lado, en la Figura 56, se muestra pantalla de la aplicación Modelo de
Evaluación de Pozo WEM (P. E. Moseley & Associates. (1988-2008)), muy utilizado en
la actualidad ya que ha integrado la amplia variedad de tecnologías de ingeniería
188
necesarias para facilitar, soluciones precisas para virtualmente cualquier pregunta con
respecto a desempeño de pozos.
Figura 56 Pantalla WEM P. E. Moseley & Associates. (1988-2008). [On-line]. Disponible
en:http://www.pmoseley.com/WellPerformance.asp)
El análisis nodal aplicado con el software WEM (P. E. Moseley & Associates.
(1988-2008)) ayudó a determinar si los sistemas de completaciones inteligentes
pueden lograr condiciones de operación establecidas como objetivo, incidiendo en el
aumento del factor de recobro. Cabe destacar además, que con los resultados de este
análisis se pudo evaluar el comportamiento del factor de recobro de petróleo obtenido
de pozos productores mediante la utilización de la tecnología de completación
inteligente, comparando su desempeño respecto a las completaciones convencionales.
Para la interpretación de los gráficos y tablas, se incorporaron inmediatamente
textos expositivos y explicativos donde se describieron los hechos o variables
estudiadas en correspondencia con los objetivos de la investigación.
189
CAPÍTULO IV
ANALISIS DE RESULTADOS
En el presente capítulo se presentan resultados de los datos que permitieron
analizar el comportamiento del factor de recobro de petróleo en los procesos de
inyección de agua que ejecuta el Distrito Lagunillas, PDVSA, a través de la aplicación
de tecnología de completación inteligente que podría ser instalada en la tubería de
producción de los pozos de los yacimientos objeto de estudio.
En el mismo se presenta un análisis descriptivo a partir de la información
aportada a través de la observación directa, la aplicación del instrumento y la
aplicación de paquetes computacionales para evaluación de producción (Prosper, Gap
y WEM), los cuales sirvieron de herramienta para aportar ideas sobre la variable en
estudio. Asimismo se presentan las subdimensiones, dimensiones e indicadores con
sus respectivos análisis dentro de los cuales se realizó la confrontación teórica, que
permitió generar el cuerpo de conclusiones y recomendaciones en función a cada uno
de los objetivos propuestos.
Objetivo No. 1: Diagnosticar el comportamiento del factor de recobro de petróleo en los
procesos de inyección de agua presentes en los yacimientos que emplean actualmente
completaciones convencionales.
A continuación se analizará cada uno de los indicadores correspondientes a la
dimensión o área de Ingeniería de Yacimiento, relacionados con las siguientes
subdimensiones definidas en este estudio: Monitoreo de la Presión del Yacimiento,
Mantenimiento de la Presión de Yacimiento y Características del Yacimiento. El
análisis de estos indicadores se realizó para diagnosticar el comportamiento del factor
de recobro de petróleo en los procesos de inyección de agua presentes en el
yacimiento sometido a estudio.
190
A continuación se muestran los resultados de la aplicación del instrumento:
entrevista dirigida de veinte (20) preguntas abiertas al informante clave custodio del
yacimiento referido:
Condiciones de Yacimiento:
Luego de estudiar y analizar toda la información suministrada para evaluar el
desempeño de la inyección de agua actual, los riesgos de irrupción de agua temprana y
el factor de recobro del yacimiento Bachaquero 18, se concluye que la presión del
yacimiento está declinando y que los problemas asociados a los perfiles de inyección y
producción reducen el recobro de petróleo en el referido yacimiento.
Presiones de Yacimiento de las distintas arenas:
En la Figura 57 se muestran los datos históricos asociados a la presión del
yacimiento para el pozo BA-1882 y el BA-1828 (presión estática del yacimiento) @ 5500
pies como profundidad de referencia. Se puede observar que la presión del yacimiento
esta declinando permanentemente, a pesar del programa de inyección de agua. Esta
tendencia sugiere que la inyección de agua proveniente de los pozos no es suficiente
para mantener la presión o que el agua se está moviendo hacia otros lugares del
yacimiento (inyección preferencial). Es importante mencionar que por difusión el agua
se moverá hacia las zonas con menor presión de yacimiento. En ese sentido, los
ingenieros de yacimiento necesitan determinar si otras zonas del yacimiento están
siendo invadidas por agua proveniente de los pozos inyectores.
Figura 57. Presión Estática Yac. Bach-18 Pozos BA-1882 y BA1828.
(PDVSA, 2008)
191
Características Petrofisicas:
El área de Bachaquero Sureste está conformada por 5 yacimientos: BACH 18,
BACH 77, BASUP 14, BACH 12 y BACH 35. Estos en total suman 298 pozos con las
curvas de campo disponibles, de los cuales se tomaron 187 pozos para realizar el
Modelo Petrofísico de los yacimientos señalados (PDVSA, 2008), teniendo como
objetivo principal la actualización y cuantificación de las reservas de hidrocarburos del
área Sureste, Mioceno a nivel del Miembro Bachaquero.
El modelo petrofísico de los yacimientos en estudio, está fundamentado sobre la
base de los análisis de los núcleos disponibles en los pozos BA343_0 y BA2503_1.
Además, como parte del estudio de caracterización, se analizó la información de
registros convencionales y especiales.
El objetivo del estudio petrofísico es proveer la evaluación de las propiedades del
yacimiento de todos los pozos en el área de estudio. Los resultados de estos análisis
son: arena neta total (ANT), arena neta petrolífera (ANP), saturación de agua (Sw),
porosidad total (PHIT), porosidad efectiva (PHIE), volumen de arcilla (Vshl) y
permeabilidad (K), los cuales fueron calculados y se generaron sumarios petrofísicos
por pozo y por unidad de flujo.
Durante el desarrollo del estudio (PDVSA, 2008), se evaluaron e interpretaron
187 pozos del área, los cuales cuentan con un set de curvas de entrada nombradas a
continuación:
a. GR. API (Gamma Ray)
b. SP. MV (Potencial Espontaneo)
c. CALI. Pulgadas (Caliper)
d. RD. Ohm.m (Resistividad Profunda)
e. RM. Ohm.m (Resistividad Media)
f. RS. Ohm.m (Resistividad Somera)
g. RHOB. gr/cc (Densidad)
192
UWI UNIDAD AN (Pies) ANP (Pies) Vshl (%) PHIE (%) Sw (%) K (mD)005 1BA 1396 0 TOPE U7 53 33 12 25 29 571005 1BA 1396 0 TOPE U6 73 51 13 28 33 991005 1BA 1826 0 TOPE U7 38 38 17 27 16 973005 1BA 1826 0 TOPE U6 79 71 11 31 25 1296005 1BA 1828 0 TOPE U7 44 38 5 23 28 327005 1BA 1828 0 TOPE U6 71 46 4 21 32 245005 1BA 1867 0 TOPE U7 89 40 6 23 24 421005 1BA 1867 0 TOPE U6 93 64 7 26 25 620005 1BA 1882 0 TOPE U7 93 0 0 0 0 0005 1BA 1882 0 TOPE U6 52 0 0 0 0 0
h. NPHI. V/V (Porosidad Neutrón)
i. PEF. (Factor Fotoeléctrico)
j. DT. µs/ft (Sónico)
De la interpretación de estos perfiles se generaron las principales curvas de salida, las
cuales son las siguientes:
a. ANT. Pies (Arena Neta Total)
b. ANP. Pies (Arena Neta Petrolífera)
c. Sw. V/V (Saturación de Agua)
d. PHIT. V/V (Porosidad Total)
e. PHIE. V/V (Porosidad Efectiva)
f. Vshl. V/V (Volumen de Arcilla)
g. K. mD (Permeabilidad)
En la Tabla 6 se muestran las propiedades petrofisicas de algunos pozos del
yacimiento Bachaquero 18. Se evidencia que en general, los lentes o arenas del
yacimiento Bachaquero 18 tienen buena permeabilidad, pero propiedades petrofísicas
heterogéneas contrastan entre los lentes.
Tabla 6. Propiedades Petrofísicas pozos Yac. Bach-18
(PDVSA, 2008)
193
Mapa Estructural de Campo y Coordenadas de los Pozos:
En la Figura 58 se muestran los mapas de contorno del yacimiento Bachaquero
18, así como la ubicación de los pozos. Se aprecia que el pozo vertical inyector BA-
1882 se encuentra ubicado en el flanco de la cresta de la estructura productora. Los
lentes U6 y U7 son de interés particular en este estudio. Teóricamente, el pozo BA-1882
proporciona barrido lateral y soporte de presión a los pozos productores
estructuralmente más altos.
Figura 58. Mapa Estructural Pozos Yac.Bach-18 y sus coordenadas. (PDVSA, 2008)
194
UNIDADAN
(Pies)ANP
(Pies)Vshl(%)
PHIE(%)
Sw(%)
K(mD)
TOPE U7 35-160 11-131 13.1 27.4 22 750TOPE U6 36-114 7-91 13.5 27.1 23 660TOPE U5 56-172 41-157 14.3 27 25 550TOPE U4 66-235 0-186 14.6 27.3 26 800
YACIMIENTO BACH18 35-235 0-186 13.9 27.2 24 690
Distribución de Propiedades (Sw, Phie, K):
En la Tabla 7. se muestran los Sumarios Petrofísicos describiendo los valores
promedios de cada una de las unidades (7, 6, 5 y 4). Los ingenieros que participaron en
el estudio hecho al Yac. Bach-18 (PDVSA, 2008) realizaron el cálculo de todos los
parámetros petrofísicos y el escalamiento núcleo-perfil, para definir que modelos de
Volumen de Arcilla (Vshl), Porosidad Efectiva (Phie), Saturación de Agua (Sw) y
Permeabilidad (K).
Tabla 7. Distribución Propiedades Yac. Bach-18.
(PDVSA, 2008)
Luego de obtener los Sumarios Petrofísico, los ingenieros que participaron en el
estudio hecho al Yac. Bach-18 (PDVSA, 2008) generaron mapas de isovalores, para la
región Sur, con la finalidad de evaluar la distribución de las propiedades petrofísicas
(Arena Neta Total, Arena Neta Petrolífera, Porosidad, Saturación de Agua y
Permeabilidad), en conjunto con los cuerpos sedimentarios presentes en esta región,
permitiendo definir las zonas con mejor calidad de roca asociadas a las mayores
acumulaciones de hidrocarburo.
Como se puede observar en cada uno de los mapas de Isopropiedades se
evidencia distribución de las mejores propiedades del yacimiento como son:
porosidades, permeabilidades y saturaciones de hidrocarburo en el mismo sentido y
dirección que se encuentran los canales distributarios del yacimiento en sentido
Noreste-Suroeste.
195
Figura 59. Mapa de Arena Neta. (PDVSA, 2008)
Figura 60. Mapa de Arena Neta Petrolifera. (PDVSA, 2008)
AN
BACH18
BACH77
BASUP14
ANP
BACH18
BACH77
BASUP14
196
En las Figuras anteriores (Figs. 59 y 60) , se presentan los mapas de Arena Neta
y la Arena Neta Petrolífera, respectivamente, el mapa de Arena Neta muestra la
distribución de los depósitos correspondientes, principalmente a los canales
meandriformes, tal cual como se evidencia en el mapa de facies. La correspondencia
entre el mapa de facies y de arena neta, muestra la dirección preferencial de
sedimentación para el área.
En relación al mapa de Arena Neta Petrolífera se evidencian los cuerpos
sedimentarios y sus respectivas acumulaciones de hidrocarburo, disponiéndose de
valores que oscilan entre (0’ – 186’), al igual que se observa claramente la disminución
gradual de los espesores de ANP hacia el Sur del yacimiento BACH 18, asociados al
avance del agua y posición original del CAPO como se muestra en el mapa de
ubicación del CAPA o CAPP.
Figura 61. Mapa de Porosidad Efectiva. (PDVSA, 2008).
BACH 18
BACH 77
BASUP14
197
En la Figura 61, se presenta el mapa de distribución de porosidades efectivas.
Se evidencia que los mejores valores un rango entre (25 y 29%) están asociadas a la
distrubución sinuosa de los canales meandriformes a lo largo del área de estudio,
teniendo valores entre 12 y 20%, para los depósitos de bordes de canal. En este mapa
no se aprecian valores asociados a las llanuras de inundación debido a que las mismas
no cuentan con porosidades efectivas.
Figura 62. Mapa de Saturación de Agua. (PDVSA, 2008)
En la Figura 62, se observa el mapa de saturación de agua. En el área del
yacimiento BACH 18, se evidencia claramente que hacia la parte más alta de la
estructura se encuentran las mayores saturaciones de hidrocarburo, las cuales tienen
un valor promedio de 76%, mientras que hacia la zona Sureste del yacimiento se
observa un aumento claro en la saturación de agua.
BA
BA
BA
198
Figura 63. Mapa de Permeabilidad. (PDVSA, 2008).
En la Figura 63, se presenta el mapa de permeabilidad, donde se puede
observar que las mejores permeabilidades, varían en un rango entre 600–800mD,
corroborándose con la distribución de las asociaciones de facies caracteristicas del
Miembro Bachaquero (PDVSA, 2008).
PVT de Crudo:
En la Tabla 8, se puede observar un resumen de la información general de los
PVT’s disponibles del yacimiento Bachaquero 18 suministrada por los ingenieros que
participaron en el estudio del yacimiento (PDVSA, 2008). Se evidencia un petróleo muy
homogéneo, con gravedad del orden de 17-18 API, un poco mas baja al Sur, cerca del
contacto agua petróleo original y en la zona Oeste, la gravedad API se reduce.
Se puede considerar entonces una gravedad promedio de 17,4 API. La
temperatura se determinó a partir de los registros de pruebas estáticas validadas,
tomadas en los pozos pertenecientes al yacimiento, resultando una temperatura
aproximada de 175 °F. El yacimiento Bachaquero 18 dispone de 6 muestras PVT
BACH 18
BACH 77
BASUP14
199
tomadas durante los primeros años de producción (1956-1958), correspondientes a los
pozos BA-353, BA-371, BA-372, BA-376, BA-385 y BA-387. Sin embargo, sólo los
correspondientes a los pozos BA-372, BA-376 y BA-387 presentaban toda la
información necesaria para caracterizar los fluidos del yacimiento y para llevar a cabo
todo el proceso de validación.
A estas muestras se les realizaron las siguientes pruebas de validación:
linealidad de la función Y, prueba de balance de materiales, y prueba de la desigualdad,
obteniéndose resultados satisfactorios en los tres pozos y por lo tanto los PVT’s se
consideran validados. Posteriormente, se analizaron y compararon las propiedades de
los tres pozos, concluyendo que se trata de un mismo fluido y las diferencias se deben
principalmente a la variación de profundidad de las muestras tomadas.
Finalmente, se procedió al cálculo del PVT representativo de todo el yacimiento
para su uso en el estudio y simulación del yacimiento Bachaquero 18 (PDVSA, 2008).
Tabla 8. Información General de los PVT’s Disponibles en el Yac. Bach-18.
(PDVSA, 2008).
BA-371 BA-372 BA-376 BA-385 BA-387
Fecha de
Completación 02/10/1956 01/10/1956 14/10/1956 28/11/1956 20/12/1956
Fecha Muestra
PVT 09/10/1956 10/04/1957 26/04/1957 17/06/1958 21/03/1957
Profundidad de
Completación (ft) 6535 6000 5660 - 5474
Profundidad de la
Muestra (ft) 5455 5900 5500 5720 5350
Presión Yac (lpca) 2538 2604 2464 2540 2363
Temperatura Yac
(°F) 172 178 179 179 179
BPD 671 1320 1780 - 2043
%AyS 0 0 0 - 0
RGP (PCN/BN) 163 222 238 - 247
°API residual 15.4 17.1 17.8 - 17.9
Temperatura de la
Prueba (°F) 172 178 179 179 179
RGP de la Prueba
(PCN/BN) 181 236 251 160 265
Presión de
Burbuja (lpca) 1790 2117.7 2157.7 2184 2293.7
200
De las seis pruebas PVT disponibles, se lograron validar completamente las
correspondientes a los pozos BA-372, BA-376 y BA-387. A continuación la Tabla 9
muestra un resumen de los resultados obtenidos en el proceso de validación de los
PVT’s.
Tabla 9. Resumen de los Resultados Obtenidos en la Validación de las Pruebas PVT
(PDVSA, 2008).
Archivos de Registros Eléctricos:
La mayoría de la información suministrada de registros estaba disponible en
forma digital y en copias de papel, las curvas que no se encontraban en digital fueron
digitalizadas a partir de los registros en físico disponibles. La metodología empleada por
el personal que realizó el estudio del yacimiento (PDVSA, 2008) incluyó: vectorización,
edición de registros, ajustes en profundidad (registro de resistividad como base),
empalmes de curvas, diagramación, publicación en las bases de datos corporativas y
certificación de los mismos. El modelo fue construido basándose en el set de registros
disponibles en todos los pozos evaluados. El cálculo de los volúmenes de arcilla y
porosidad, se basó en la respuesta simultánea de todos los registros incluidos en el
modelo, para el cálculo del índice de arcillosidad se utilizaron las curvas de Gamma Ray
(GR) de cada pozo y en los pozos que no contaban con esta curva se realizó el cálculo
con la curva SP, utilizando las siguientes ecuaciones:
ln)(
ln)(
GRcGRshl
GRcGRIshl
−
−= … Ec. (12)
ln)(
ln)(
SPcSPshl
SPcSPIshl
−
−= …Ec. (13)
�: Prueba validada X: Prueba no validada −−−−: No presenta suficiente información
BA-372 BA-376 BA-387 BA-371 BA-385 BA-353
Prueba de Densidad − − − − − −
Prueba de la Función Y � � � X − −
Prueba de Balance de Materiales � � � X − −
Prueba de Desigualdad � � � � − −
PVT Validado � � � X X X
201
Luego, Este Indice de Arcillosidad se le aplicó la corrección por el modelo de
Steibert para realizar el cálculo del volumen de arcilla, mediante la siguiente ecuación:
)5.1(
)*5.0(
Ishl
IshlVshl
−= …………..Ec. (14)
Para realizar el cálculo de la porosidad de cada pozo se utilizaron las curvas de
Densidad-Neutrón de cada pozo y en los pozos que no contaban con estas curvas se
les cálculo una curva de densidad sintética a partir de la información generada de los
pozos con mayor información (PDVSA, 2008).
Factor de Recobro:
En el estudio hecho por PDVSA (2008) sobre el Yacimiento Bachaquero 18 se
indica que se realizó un cálculo del factor de recobro utilizando el Método de Análisis de
Declinación, en el cual se seleccionaron los períodos, antes de la inyección de agua (1)
de 1959 a 1961, y el período después de la inyección (2), entre 1985 y 1989, durante el
cual la cantidad de pozos activos permaneció mas o menos constante.
Se observó en dicho estudio que en el yacimiento BACH 18, durante el período
de declinación natural, la tasa de declinación es de 15,1% anual y las reservas
recuperables se calcularon en 330,77 MMBN; lo cual implica que el factor de recobro
primario, con respecto al POES obtenido con la extensión del yacimiento (973,40
MMBN), es de 33,98%.
Para determinar el factor de recobro total se realizó un análisis de declinación en
el período (2), comprendido entre 1985 y 1989, obteniéndose un factor de recobro total
de 36,83%, lo cual indica que el porcentaje de recobro secundario es de 2,85%.
Es importante destacar de los resultados obtenidos, la disminución significativa
del factor de recobro secundario, la cual se debe en gran parte a que la inyección de
agua en el área no ha sido eficiente, sobre todo en las unidades superiores del
202
yacimiento y en la parte Norte del mismo; ya que los pozos inyectores están ubicados
en el Sur del yacimiento, de tal manera que la inyección de agua está orientada en
dirección perpendicular a la dirección de sedimentación, Suroeste-Noreste (PDVSA,
2008).
Por otra parte, con la data de presión estática (período años 1956-1981) se
realizó el cálculo de la presión volumétrica para calcular el factor de recobro por el
Método Gráfico.
Se realizó el gráfico con el comportamiento de presión en el período antes de
comenzar la inyección de agua y se extrapoló hasta la presión de abandono del
yacimiento (estimada en 600 Lpc), donde se obtuvo unas reservas recuperables de
315,04 MMBN, lo cual corresponde a un factor de recobro primario de 32,36%. Con la
data de presión volumétrica calculada hasta el año 2006, se graficó la tendencia
extrapolando hasta la presión de abandono, donde se obtuvo unas reservas
recuperables totales de 349,00 MMBN, lo cual corresponde a un 35,85% de factor de
recobro total.
Existe influencia de la inyección de agua en el período comprendido entre 1972 y
1983; sin embargo, desde 1983 a 2006, la recuperación secundaria no ha sido efectiva
para mantener la presión en el yacimiento, lo que se traduce en un bajo factor de
recobro por inyección, el cual según el análisis de la presión se encuentra en el orden
de 3,49%. (PDVSA, 2008).
Con los factores de recobro obtenidos por los métodos anteriormente expuestos,
se calculó un factor de recobro promedio, como se muestra en la Tabla 10.
203
Tabla 10. Cálculo de los Factores de Recobro Promedio por Ambos Métodos
FR MÉTODO POR
DECLINACIÓN
METODO
GRÁFICO
FR
PROMEDIOS
FRpet prim%)
33,98
32,36
33,17
FRpet sec(%)
2,85
3,49
3,17
Frpet tot ](%)
36,83
35,85
36,34
(PDVSA, 2008)
Como se ha comentado anteriormente, el punto de mayor importancia en esta
investigación es contribuir a la mejora de los proyectos de recobro de petróleo por
inyección de agua, inyectando la cantidad correcta de fluido de reemplazo en las zonas
más adecuadas del yacimiento, que permitan generar ahorros en fluidos y aditivos de
inyección y aumentar el factor de recobro de petróleo, lo cual se traduce en mayores
ganancias.
Es por lo expresado anteriormente que se han propuesto completaciones de tipo
inteligente para los pozos inyectores y productores del Yacimiento Bachaquero 18,
tomando como referencia inicial el pozo inyector BA 1882, el cual asigne u ofrezca más
fluido a la arena U6, la cual tiene más capacidad de flujo y se reduzca o desacelere el
frente de agua en la arena U7. Con esto, se desea que la presión de la arena U6 se
mantenga, contribuir a que la posibilidad de irrupción de agua temprana en la arena U7
se minimice y hacer más uniforme y homogéneo el frente de barrido de agua que
desplazará el petróleo hacia los pozos productores al instalar dicha tecnología en varios
pozos de dicho yacimiento.
204
A continuación se analizará cada uno de los indicadores correspondientes a la
dimensión o área de Ingeniería de Producción, relacionados con la subdimension
Evaluaciones de Perfiles de Inyección y Producción. El análisis de los indicadores
correspondiente a esta subdimension se realizó igualmente para ampliar un poco mas
desde punto de vista de la Ingeniería de Producción el diagnostico del comportamiento
del factor de recobro de petróleo en los procesos de inyección de agua presentes en el
yacimiento sometido a estudio.
Historia de Producción e Inyección:
El yacimiento Bachaquero-18 inicia su producción, con una tasa de 1900 BNPD,
sin ningún corte de agua y una relación de solubilidad del gas inicial (Rsi) de 251
PCN/BN.
El mecanismo de producción predominante de este yacimiento es el empuje
hidráulico, aunado a ello se asocia un empuje por gas en solución y luego se
implementa en Diciembre de 1964 la inyección de agua. Un total de 155 pozos fueron
completados históricamente en el yacimiento Bachaquero 18. De estos, 72 pozos
productores y 2 inyectores permanecen activos. Teniéndose entonces a Diciembre de
2007 una producción acumulada de 319,14 MMBN. La producción promedio por pozo
fue superior a 1000 BNPD en la década de los 60 y actualmente está en el orden de
120 BNPD.
El corte de agua se incrementó entre los años 1965 a 1984 de 20% a un 40%,
para luego estabilizarse en un 30%. Sin embargo, a partir de 1995 se nota un
incremento hasta un valor actual de 40% (PDVSA, 2008).
Figura 64. Comportamiento de Producción del Yacimiento BACH 18. (PDVSA, 2008)
1 9 5 5 5 7 5 9 6 1 6 3 6 5 6 7 6 9 7 1 7 3 7 5 7 7 7 9 8 1 8 3 8 5 8 7 8 9 9 1 9 3 9 5 9 7 9 9 0 1 0 3 0 5 0 70
1 5
3 0
4 5
6 0
7 5
0
7 5
1 5 0
2 2 5
3 0 0
3 7 5Ta s a Re a l d e Pe tr o le o ( M) Pe tr o le o A c u mu la d o (MM)
B AC H 1 8
1 9 5 5 5 7 5 9 6 1 6 3 6 5 6 7 6 9 7 1 7 3 7 5 7 7 7 9 8 1 8 3 8 5 8 7 8 9 9 1 9 3 9 5 9 7 9 9 0 1 0 3 0 5 0 70
2 0
4 0
6 0
8 0
1 0 0Co r te d e A g u a ( % )
B AC H 1 8
1 9 5 5 5 7 5 9 6 1 6 3 6 5 6 7 6 9 7 1 7 3 7 5 7 7 7 9 8 1 8 3 8 5 8 7 8 9 9 1 9 3 9 5 9 7 9 9 0 1 0 3 0 5 0 70
6 0 0
1 2 0 0
1 8 0 0
2 4 0 0
3 0 0 0Re la c ió n Ga s Pe tr ó le o Me n s u a l
B AC H 1 8
1 9 5 5 5 7 5 9 6 1 6 3 6 5 6 7 6 9 7 1 7 3 7 5 7 7 7 9 8 1 8 3 8 5 8 7 8 9 9 1 9 3 9 5 9 7 9 9 0 1 0 3 0 5 0 70
2 0
4 0
6 0
8 0
1 0 0
FECHA
Pro d u c to r ( s ) A c tiv o (s )
B AC H 1 8
205
Por otra parte, actualmente hay 2 pozos inyectores activos, los cuales están
commingled entre las dos unidades superiores, uno al Norte y el otro al Noreste de la
zona. Desde el año 1997 no se está inyectando en la Unidad 4.
Cabe destacar que la inyección, a pesar de estar concentrada en U6 y U7, no ha
logrado represurizar estas dos unidades (PDVSA, 2008).
Debido a que los pozos objeto de estudio están siendo producidos en
commingled, se utilizó la información petrofisica de yacimientos disponible para
determinar posibles problemas con los perfiles de inyección y producción entre las
arenas U6 y U7.
La Figura 65 muestra la capacidad de flujo estimada teórica calculada para las
arenas U6 y U7 correspondientes a los cinco (5) pozos ofrecidos para el estudio;
usando el espesor de arena neta y permeabilidad, se realizaron cálculos basados en el
espesor total y para la permeabilidad se tomó como base la permeabilidad promedio del
campo para los lentes U6 (942 mD) y U7 (790 mD).
Se obtuvo que, para los pozos productores BA 1396, BA 1826, BA 1867
(exceptuando el pozo BA 1828), existen diferencias significativas en cuanto a
permeabilidad y capacidad de flujo entre las arenas U6 y U7.
Esta situación incrementa la posibilidad de irrupción temprana de agua y bajo
factor de recobro de petróleo.
Sin embargo, las zonas del pozo BA 1828 tienen capacidades de flujo y valores
de permeabilidad similares, es por esta razón que la posibilidad de irrupción temprana
de agua en este pozo es menor. Para confirmar la capacidad de flujo actual de este
pozo, será necesario correr un registro PLT.
Contrariamente, para el pozo inyector BA 1882 (asumiendo que la permeabilidad
promedio usada se acerca a los valores actuales del pozo), el lente U6 tiene capacidad
de flujo relativa menor comparado con el lente U7. Esto limita la inyección de agua en el
lente U6, la cual tiene capacidad de flujo mayor en los otros pozos.
206
Otro aspecto importante a considerar es la movilidad del crudo en el yacimiento.
Según la información obtenida, este yacimiento produce crudo pesado (17,4 API), por
esta razón, es importante controlar la tasa de inyección para evitar posibles
canalizaciones considerando las diferencias en movilidad entre el agua y el crudo.
Figura 65. Capacidad de Flujo Teórica Estimada pozos Yac. Bach-18.
(Elaboración Propia, 2008)
Gráficos Diagnósticos de Producción:
La historia de producción de los pozos y los gráficos diagnósticos pueden ser
usados para suministrar indicios (cualitativos) del desempeño de los pozos, de irrupción
de agua y del mecanismo de producción del yacimiento. En el presente análisis, los
gráficos diagnósticos de los pozos productores seleccionados del Yac. Bach-18
(Figuras 10 a 17) se explicarán más adelante y consisten en:
1. Gráficos de Tasa de Petróleo, Producción de Petróleo Acumulada y Razón
Corte de Agua Acumulado vs. Tiempo.
2. Gráficos de RGP Acumulado y Razón de Corte de Agua Acumulado vs. Tiempo.
207
Los gráficos de producción acumulada ayudan a reducir “picos” asociados con las
fluctuaciones diarias y muestran las tendencias de producción más importante que
pueden ser usadas por los expertos para propósitos de diagnósticos de producción
cualitativo.
Información del Pozo Inyector del Yacimiento:
Como se mencionó antes, para el pozo inyector BA 1882 (asumiendo que la
permeabilidad promedio usada se acerca a los valores actuales del pozo), el lente U6
tiene capacidad de flujo relativa menor comparado con el lente U7. Esto podría limitar la
inyección de agua en el lente U6, la cual tiene capacidad de flujo mayor en los pozos
producotres cercanos.
La Figura 66 muestra el diagrama actualizado de completación del pozo BA-
1882. La completación inferior esta orientada a evitar problemas asociados a la
producción de arena y la completación superior está diseñada para facilitar las futuras
operaciones de rehabilitación. Sin embargo, no es posible corregir o evitar posibles
problemas con los perfiles de inyección con la configuración de completación actual.
Adicionalmente, con esta configuración de completación no es posible correr un
registro PLT para determinar las condiciones de inyección por zona y por esta razón es
difícil monitorear el comportamiento del pozo para determinar oportunidades para
mejorar el proceso de inyección.
208
Figura 66. Diagrama actualizado de completación pozo BA-1882.
(PDVSA, 2008)
209
La Figura 67 muestra la configuración de cañoneo del pozo BA-1882. Se puede
observar que según el criterio del personal de yacimientos, el perfil de inyección para
este pozo es selectivo (el pozo fue perforado selectivamente). Esto podría significar que
el personal técnico de yacimientos diferencia unas zonas de otras. Si esto es así, existe
la posibilidad de que algunas unidades de flujo dentro de cada formación (U6 y U7)
pudieran estar inyectando de diferentes maneras, haciendo el análisis asociado al
problema del perfil de inyección más complejo.
Figura 67. Configuración de cañoneo del pozo BA-1882. (PDVSA, 2008).
210
Con respecto a la historia de inyección del pozo BA-1882, sus tasas de inyección
variaron de 1000 BAPD hasta 18000 BAPD según se aprecia en la Figura 68. En los
últimos años las tasas de inyección más comúnmente usadas varían entre 6000 y 8000
BAPD.
Figura 68. Historia de Inyección pozo BA-1882 (Yac. Bach-18). (PDVSA, 2008)
La más reciente (última) tasa de inyección de agua registrada para el pozo BA-
1882 es de 6000 BAPD, con 60 Lpc de presión en cabezal (PDVSA, 2008).
Se utilizará esta información para posteriormente calibrar el modelo y ajustar la
información de inyectividad de las zonas.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
Feb-8
2
Nov-84
Aug-87
May-90
Jan-9
3
Oct-95
Jul-9
8
Apr-01
Jan-
04
Oct-06
Jul-09
Inje
cti
on
Rat
es (
BW
PD
)
211
Información de los Pozos Productores del Yacimiento:
Figura 69. Diagrama actualizado de completación pozo BA-1828. (PDVSA, 2008)
La Figura 69 muestra el diagrama actualizado de completación del pozo
productor BA-1828, la cual es típica para los productores cercanos del yacimiento. La
completación inferior esta orientada a evitar problemas asociados a la producción de
arena y la completación superior está diseñada para levantar artificialmente el crudo
con gas. Sin embargo, no es posible corregir o evitar posibles problemas con los
perfiles de producción con la configuración de completación actual.
Adicionalmente, con esta configuración de completación no es posible correr un
registro PLT (por dentro de los ranurados) para determinar las condiciones de
producción por zona y por esta razón es difícil monitorear el comportamiento del pozo
para determinar oportunidades para mejorar la producción.
212
El pozo productor BA-1828, muestra el período de pre-inyección teniendo
declinación de producción inicial severa (Figura 70).
Después del inicio del programa de inyección, el pozo BA-1828 mantiene una
tasa neta de producción promedio de aproximadamente 100 BNPD. Esta estabilidad se
debe primordialmente a las características de la formación, las cuales reducen la
posibilidad de irrupción temprana de agua (ver Figura 4) debido a capacidades de flujo
similares entre las arenas U6 y U7, mejor drenaje, razón de corte de agua moderado
(cerca de 15%) con producción neta de petróleo acumulada (sin irrupción de agua). No
hay evidencia de irrupción de agua todavía.
Desde mediados de 2007 ha habido un notable incremento en las tasas de
producción en el pozo BA-1828 (promedio de 250 BNPD) mostrado en las Figuras 70 y
71. Este evento podría ser resultado del incremento de presión de yacimiento asociado
a cierres de producción de pozos vecinos, incrementando la difusión de petróleo hacia
el pozo y el soporte de presión para maximizar la producción.
Figura 70. Desempeño Pozo Productor BA-1828. (PDVSA, 2008)
213
Figura No. 71. Desempeño Pozo Productor BA-1828. (PDVSA, 2008)
Por otra parte, los gráficos diagnóstico del pozo BA-1826 en las Figuras 72 y 73
muestran que las arenas U6 y U7 han experimentado (ambas) irrupciones de agua.
Esto se muestra en los cambios de pendiente inicial y posterior asociados con un
incremento en la razón de corte de agua acumulado y reducciones en aportes de crudo.
Se pudiera inferir que la mayor permeabilidad de la arenas U6 y U7 en la región
cercana al pozo BA-1826, comparada con los pozos vecinos y el contraste en
capacidad de flujo entre las arenas U6 y U7 (Figura 65) promueve un movimiento más
rápido del frente de agua en una zona de este pozo, lo cual causa una temprana
irrupción de agua en el BA-1826. Debido a que ambas capas parecen haberse
inundado de agua (90%), la continuidad operacional de este pozo dependerá del
impacto económico al criterio del programa de inyección de agua y mantenimiento de
presión para el yacimiento Bachaquero 18.
214
Figura 72. Desempeño Pozo Productor BA-1826. (PDVSA, 2008)
Figura 73. Desempeño Pozo Productor BA-1826. (PDVSA, 2008)
215
Con respecto a los gráficos diagnóstico del pozo BA-1396 (Figuras 74 y 75), se
muestran regiones con incrementos en la tasa de producción y tendiendo a incrementar
en corte de agua asociado. Este período también se encuentra asociado con mayor
cantidad de gas de inyección acumulado (incremento en RGP principalmente debido al
incremento en el gas de inyección). Por incrementos de producción, el drawdown en el
yacimiento inició el adedamiento de agua a través de los lentes más permeables de la
formación. La presión de drawdown requerida para lograr la misma tasa de producción
sería más baja cuando la presión de yacimiento es alta, por tanto el riesgo de
adedamiento se reduce.
Figura 74. Desempeño Pozo Productor BA-1396. (PDVSA, 2008)
216
Figura 75. Desempeño Pozo Productor BA-1396. (PDVSA, 2008).
Por otra parte, los gráficos diagnóstico del pozo BA-1867 en las Figuras 76 y 77
muestran declinación en la producción, así como una alta RGP acumulada
(principalmente debido a LAG). Se observa que el perfil de declinación de la tasa de
producción de crudo es exponencial.
Entre los pozos considerados en este estudio, el pozo BA-1867 es el más alejado
del pozo inyector BA-1882. Un corte de agua relativamente bajo, aunque incrementado
en determinado momento debido a alto drawdown y una tasa de producción de crudo
con declinación exponencial, representa un pobre mantenimiento de presión por
inyección de agua, como resultado de inyección de agua insuficiente o flujo preferencial
del agua inyectada hacia zonas más permeables.
217
Figura 76. Desempeño Pozo Productor BA-1867. (PDVSA, 2008)
Figura 77. Desempeño Pozo Productor BA-1867. (PDVSA, 2008)
218
Diagramas de Completación Actuales:
Figura 78. Pozo Inyector BA-1882 y pozo Productor BA-1867. (PDVSA, 2008)
Pozo BA-1882:
Inyector de Agua con tubería de 4-1/2” y equipo de empaque con ranurados de
3-1/2” x 9.3 Lbs/pie en revestidor de 7” x 26 Lbs/pie. El equipo de empaque se instaló
para evitar problemas con la producción de arena. Sin embargo, con esta configuración
no es posible distribuir independientemente la inyección de agua en las arenas U6 y U7.
Todo el caudal de agua inyectado tiende a irse por la arena más permeable.
Pozo BA-1828 (similar a los otros productores):
Productor de crudo con tubería de 2-7/8”, equipo de LAG y equipo de empaque
que incluye colgador y ranurados de 3-1/2” x 9.3 Lbs/pie. El equipo de empaque se
instaló para evitar problemas con la producción de arena. Sin embargo, con esta
configuración no es posible cuantificar independientemente la producción de crudo en
las arenas U6 y U7. Una de las dos arenas tenderá a irrumpir en agua primero que la
otra, reduciendo la vida productiva del pozo.
219
Tal y como menciona Ajayi y col. (SPE 101935, 2006), la tecnología de pozos
inteligentes tiene la capacidad de agregar valor al desarrollo de los activos
(yacimientos) en campos maduros, en su caso particular en el Mar del Norte, que
similarmente al caso de esta investigación (Bachaquero Lago), estudia un yacimiento
maduro sometido a un proceso de inyección de agua. Adicionalmente, agrega Ajayi y
col. (SPE 101935, 2006) que ésta tecnología tiene potencial para acelerar la
producción, reducir la cantidad de pozos a perforar, así como los costos de intervención
y extender la vida útil de los pozos, mediante la manipulación de las válvulas de control
de fondo para cerrar zonas ofensoras con agua después de la irrupción o para abrir
zonas a producción de petróleo. A tal efecto, este estudio se ha enfocado en un
yacimiento maduro, cuya presión se encuentra declinando a pesar de estar sometido a
inyección de agua desde el año 1964 teniendo en la actualidad un factor de recobro
bajo por este concepto.
Para finalizar este punto, es importante mencionar que referentes como el
mencionado anteriormente, así como otros (Armstrong A. y Jackson M., (2001)), han
estimado incrementos potenciales en el factor de recobro de petróleo empleando la
tecnología propuesta en esta investigación en yacimiento bajo procesos de inyección de
agua.
Objetivo No. 2: Observar el comportamiento del factor de recobro de petróleo en
yacimientos sometidos a procesos de inyección de agua, aplicando análisis nodal a las
capacidades de estrangulamiento de válvulas de control de flujo instaladas en la tubería
de producción de los pozos de los yacimientos objeto de estudio.
A continuación se analizará cada uno de los indicadores correspondientes a la
dimensión o área de Ingeniería de Producción, relacionados con la subdimension
Optimización de la Producción. El análisis de los indicadores correspondiente a esta
subdimension se realizó para observar el comportamiento del factor de recobro de
petróleo en yacimientos sometidos a procesos de inyección de agua, aplicando análisis
nodal a las capacidades de estrangulamiento de válvulas de control de flujo instaladas
en la tubería de inyección y producción de los pozos de los yacimientos objeto de
estudio.
220
Análisis Nodal:
Se realizó una primera simulación empleando el software WEM (Well Evaluation
Model) (P. E. Moseley & Associates. (1988-2008)), sobre las tasas de inyección de
agua localizadas en las arenas U6 y U7, bajo la estrategia de alta presión de inyección
en superficie para el pozo BA-1882, usando información suministrada por el personal de
yacimientos, (presión de fondo de 2200 Lpc para U7, 2252 Lpc para U6; presión de
inyección en superficie, 2050 Lpc (caso prueba, alta presión de inyección).
En la Figura 79 se muestran los resultados obtenidos después de introducir los
datos arriba indicados en el software WEM. Se obtuvo una tasa total de inyección de
aproximadamente 8234 BAPD. La distribución por zona fue: U6, 3066 BAPD y U7, 5169
BAPD.
Bajo este escenario de inyección en “commigled”, se puede observar que más
agua está siendo inyectada en la arena U7. Esta posible situación causaría que el frente
de agua se mueva más rápido en U7, que en la arena U6.
La única forma de validar o rechazar esta posibilidad es instalando una
completación con la capacidad de obtener resultados asociados a registros PLT o con
sensores de fondo para monitorear la distribución de la inyección.
Figura 79. Curvas IPC y TPC Inyección de Agua Pozo BA-1882. (Fuente: Elaboración Propia)
221
Es importante resaltar que la alta presión de fondo fluyente (Pwf=4679 lpc) que
se alcanzaría durante el proceso de inyección con los datos indicados anteriormente,
podría exceder la presión de fractura del yacimiento, creando fracturas de alta
conductividad y posteriormente reducir la eficiencia de barrido de los pozos inyectados.
Es por esto que, los ingenieros de yacimiento necesitan considerar la dureza de la
formación para evitar esta posibilidad o indicar otras presiones de inyección menores en
superficie.
La curva IPC de inyección anterior se obtuvo de las contribuciones de cada zona
inyectada (U6 y U7), que al sumarse representan la curva “Combined Outflow” que
intersecta la curva de presión de inyección en el cabezal de la tubería o “Inflow”.
Como se mencionó antes, la curva IPC para pozos de inyección de agua se
obtiene de la manera usual utilizando la ecuación de Darcy. Nótese que esta curva se
caracteriza por incrementar la presión con los incrementos en tasa de inyección,
mientras que la curva TPC ó “Inflow” se caracteriza por decrementos en presión con
incrementos en tasa de inyección.
En todos los casos, siempre existirán parámetros que limiten los diseños como
por ejemplo: tasas máximas permisibles para evitar erosión en las válvulas ó presiones
máximas permisibles para evitar rotura de los equipos o fracturamiento del pozo.
Posteriormente, se realizó una segunda simulación empleando los software Gap
y Prosper (Petroleum Expert, 2009), sobre las tasas de inyección de agua localizadas
en las arenas U6 y U7, bajo la estrategia de baja presión de inyección en superficie
para el pozo BA-1882, usando información suministrada por el personal de yacimientos.
Presión de inyección en superficie, 60 Lpc (caso actual, baja presión de inyección).
222
Figura 80. Pozo Inyector BA-1882 (actual) y red Gap para simular inyección de agua en las arenas U6 y U7. (Fuente: Elaboración Propia).
U7 (zona superior) U6 (zona inferior)
Figura 81. Prosper para simular la inyectividad de las zonas con empaque con grava. (Fuente: Elaboración Propia).
223
WHP (psi)Total
Injection Rates (bwpd)
Injection Rates to U7
(bwpd)
Injection Rates to U6
(bwpd)
Latest test point
60 6000 -- --
Simulation Data 60 5946 3817 2129
Difference 0.00% -0.90% -- --
Tabla 11. Resultados simulación (Prosper/Gap) sobre la inyectividad
de las zonas U6 y U7 con empaque con grava (Elaboración Propia).
Comentarios sobre los resultados de la Tabla 11 (anterior):
- Las tasas de inyección totales concuerdan muy bien con la última prueba registrada.
-Indica que el modelo calibrado representa muy bien la inyectividad del pozo.
64% del total de agua inyectada es tomada por la zona superior (U7) y 36%
del total de agua inyectada es tomada por la zona inferior (U6).
-Indica que para ajustar o modificar las distribuciones de inyección de agua
por zona, se requiere Control de Flujo en Fondo.
Figura 82. Indice de Inyectividad por zona U6 y U7. (Fuente: Elaboración
Propia).
U 7 ( u p p e r z o n e )
U 6 ( lo w e r z o n e )
R e s e r v o i r p r e s s u r e ( p s i )
2 2 0 0 2 2 4 7
I n j e c t i v i t y I n d e x ( b p d /p s i )
7 . 3 9 4 . 6 8
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
Injection Rates (bwpd)
Flo
win
g B
ott
om
Ho
le P
ress
ure
(psi
)
U7 Injectivity
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
Injection Rates (bwpd)
Flo
win
g B
ott
om
Ho
le P
ress
ure
(p
si)
U6 Injectivity
224
La Figura 82 muestra la diferencia en cuanto a Indices de Inyectividad entre las
dos zonas, lo cual refuerza el comentario anterior sobre la necesidad de emplear
Control de Flujo en Fondo de pozo para re-distribuir las tasas de inyección de agua por
zona para hacer el barrido homogéneo.
Modelo de Desempeño de Estrangulamiento:
Según lo expresado por M. Konopczynski y A. Ajayi (SPE 90664, 2004) el valor
de las tecnologías de pozo inteligente se fundamenta en las capacidades para
activamente modificar las zonas de completación del pozo y sus desempeños a través
de control de flujo en subsuelo y para monitorear la respuesta y desempeño de las
zonas a través de equipos de adquisición de datos en tiempo real instalados en fondo,
maximizando así el valor del activo.
Para el caso del pozo inyector BA-1882, conociendo las diferencias existentes en
cuanto a los índices de inyectividad por zona, para lograr una tasa de inyección
homogénea para las dos arenas, suponiendo se le instale una completación inteligente
con estranguladores de flujo en U6 y U7, se consideró el siguiente modelo de
simulación (tercera) en Gap:
Figura 83. Modelo Gap de Pozo Inyector Inteligente con dos zonas. (Fuente: Elaboración Propia).
Annulus flow path to upper zone U7
Annulus flow within shrouded valve
Tubing flow within 2-7/8 concentric tubing to lower zone U6
3-1/2 tubing
225
Pozo Inyector Inteligente con dos zonas:
- Usando la información de Yacimientos disponible e Inyectividad obtenida.
- Modelando los caminos de flujo del pozo inyector inteligente y simulando los detalles
de las sartas de completación, en cuanto a impactos en cambios de geometría en
las distribuciones del flujo inyectado.
- Simulando las condiciones de flujo del pozo para confirmar: que la propuesta de
completación y que los rangos de presiones de los equipos selecionados son
apropiados.
- Realizando análisis de sensibilidades ajustando los estranguladores usando varias
posiciones de apertura/cierre y determinando el impacto sobre las distribuciones de
inyección de agua para dar las recomendaciones pertinentes a este respecto.
Pozo Inyector Inteligente: Filosofía de Operación
- Abrir completamente una zona, estrangular la otra zona para ajustar las
distribuciones de inyección por zona. (Konopczynski y A. Ajayi (SPE 90664, 2004).
- Análisis de sensibilidades para determinar las posiciones de estrangulamiento en
fondo para lograr obtener las tasas de inyección objetivo con presión de inyección
en cabezal de 60 Lpc (caso actual, baja presión inyección) y 1000 Lpc (caso prueba,
alta presión inyección).
Con las dos válvulas de control de flujo por zona abiertas hacia U6 y U7, con
tubería de inyección de 3-1/2” y con presión de inyección en superficie de 60 Lpc:
226
Tabla 12. Resultados Tasas de Inyección por zona con dos válvulas de control de flujo abiertas a U6 y U7 y con presión de inyección en superficie de 60 Lpc (Elaboración
Propia)
Análisis / Recomendaciones:
20% menos de agua se inyectará con la misma presión de inyección en superficie,
porque:
- Se usó tubería de inyección de 3-1/2” sobre el obturador de producción, implica más
caída de presión por fricción.
- Se usó tubería concéntrica de 2-7/8” por dentro del equipo de empaque (Colgador y
Rejillas) para inyectar U6.
- Distribución de flujo por zona similar a la completación original con ambas válvulas
completamente abiertas.
- Se recomienda abrir completamente la zona inferior debido a que la arena (U6)
recibe menos distribución de inyección de agua y regular/estrangular la zona
superior (U7) para operar el pozo inyector inteligente.
Análisis de Sensibilidades sobre porcentajes de estrangulamiento de flujo en fondo:
WHP (psi)Total Injection Rates (bwpd)
Injection Rates to U7
(bwpd)
Injection Rates to U6
(bwpd)
Allocation to U6 (%)
Latest test point 60 6000 -- -- --
Simulation Data for Original
Completion Case60 5946 3817 2129 35.8%
Simulation Data for IWS
Completion Case60 4752 3180 1572 33.1%
227
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
0.0% 2.0% 4.0% 6.0% 8.0% 10.0% 12.0% 14.0% 16.0%
Zona Superior (U7) Apertura Válvula(%)
Total Tasa Agua @ WHP, 60 lpc
Tasas Iny. a U7 @ WHP, 60lpcTasa Iny. a U6 @ WHP, 60 lpc
Rango de estrangulamiento de 0.5% to 9%giveBuena habilidad para controlar la inyección encommingled y ajustar las distribuciones de flujo
TasasdeInyeccióndeAgua(B
Las distribuciones
de inyección de cada
zona pueden ser
controladas con
tecnología de pozos
inteligentes
mediante
operaciones en
surperficie y
regulando en fondo,
lo cual ofrece
flexibilidad para
mejorar la
producción.
Ambas válvulas
abiertas
- Presión de Inyección en Superficie = 60 Lpc (Caso actual, baja presión de
inyección).
- Manteniendo constante la Presión de Inyección en Superficie, abrir completamente
la válvula inferior (U6) y regular/ajustar la válvula superior (U7).
Análisis / Resultados / Recomendaciones:
- Regular la válvula superior controla la distribución de inyección hacia la zona
superior (U7).
- La distribución de inyección hacia la zona inferior (U6) es igualmente impactada por
el ajuste o regulación de la válvula superior.
- El rango más eficiente de estrangulamiento: 0% to 9% abierta.
Figura 84. Análisis de Sensibilidades sobre porcentajes de
estrangulamiento de flujo en fondo para dos zonas
(Psup= 60 Lpc). (Fuente: Elaboración Propia).
Fluye sólo U6 zone
228
ResultadosTabulados:
Tabla 13. Análisis de Sensibilidades sobre porcentajes de estrangulamiento de flujo en fondo para dos zonas (Psup= 60 Lpc) (Elaboración Propia).
Figura 85. Análisis de Sensibilidades sobre porcentajes de estrangulamiento de flujo en fondo para dos zonas (Psup= 60 Lpc). (Fuente: Elaboración Propia).
Operating WHP (psi)
Flow Rates (bpd)
Valves Setting: U7
100%; U6 0% open
Valves Setting: U7 100%; U6 0.5% open
Valves Setting: U7
100%; U6 1% open
Valves Setting: U7 100%; U6 1.5% open
Valves Setting: U7
100%; U6 2% open
Valves Setting: U7 100%; U6 2.5% open
Valves Setting: U7
100%; U6 3% open
Valves Setting: U7
100%; U6 4% open
Valves Setting: U7
100%; U6 5% open
Valves Setting: U7
100%; U6 7% open
Valves Setting: U7
100%; U6 9% open
Valves Setting: U7 100%; U6 15% open
Valves Setting: U7 100%; U6 100% open
Total Water Rates @ WHP, 60 psi
2031.1 2691 3180 3537 3799 3990 4133 4320 4432 4548 4603 4661 4696
Inj. Rates to U7 @ WHP, 60 psi
0 745 1311 1733 2046 2277 2450 2680 2817 2961 3029 3102 3145
Inj. Rates to U6 @ WHP, 60 psi 2031.1 1946 1869 1804 1753 1713 1682 1640 1614 1587 1573 1559 1551
% of distribution to Upper zone (U7)
0.0% 27.7% 41.2% 49.0% 53.9% 57.1% 59.3% 62.0% 63.6% 65.1% 65.8% 66.6% 67.0%
% of distribution to Lower zone (U6) when Lower valve
fully open
100.0% 72.3% 58.8% 51.0% 46.1% 42.9% 40.7% 38.0% 36.4% 34.9% 34.2% 33.4% 33.0%
60
0 .0 %
10 .0 %
20 .0 %
30 .0 %
40 .0 %
50 .0 %
60 .0 %
70 .0 %
80 .0 %
90 .0 %
1 00 .0 %
0 .0 % 1 .0 % 2.0 % 3.0 % 4. 0% 5 .0% 6 .0 % 7 .0 % 8 .0 % 9.0 % 1 0 .0%
Up p er zo n e (U7 ) valve op en p o si tio n (%)
Per
cen
tag
e o
f In
jec
tio
n A
llo
cat
ion
s t
o L
ow
er
Sa
nd
(U
6)
% o f d is tri bu t io n to Lo we r z on e (U6 )wh e n L o w er val ve fu lly o pe n
229
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
0.0% 2.0% 4.0% 6.0% 8.0% 10.0% 12.0% 14.0% 16.0%
Zona Superior (U7) Apertura Válvula (%)
TasasdeInyeccióndeAgua(bapd)
Tasa Total Agua@ WHP, 1000 psi
Tasa Iny. a U7 @ WHP, 1000 psi
Tasa Iny. a U6 @ WHP, 1000 psi
Rango de estrangulamiento de 0.5% a 9% ofreceBuena habilidad para controlar la inyección encommingled y ajustar las distribuciones de flujo
Con ambas
válvulas
abiertas la tasa
total de
inyección será
de 10270 bapd
Las
distribuciones de
inyección para
cada zona,
pueden ser
controladas
empleando esta
tecnología, la
cual ofrece
flexibilidad para
el manejo del
yacimiento y
optimización de
Inyectando sólo la zona
U6, la tasa de inyección
será 5600 bapd aprox.
Mientras la válvula inferior se mantiene totalmente abierta, regular o estrangular el flujo
con la válvula superior puede ajustar las distribuciones de flujo: hacia la zona inferior
(U6) desde 33% hasta 100%; hacia la zona superior (U7) desde 67% hasta 0%.
Por tanto:
- Si la permeabilidad e inyectividad de la zona son correctas
- Los rangos de distribución ajustados satisfacen los objetivos de inyección
- Se recomienda ajustar inicialmente la válvula superior a 1.5% de apertura, para
ofrecer 1733 BAPD (49%) a la arena (U7) y 1804 BAPD (51%) a la arena (U6) con
la válvula inferior totalmente abierta, siendo inyectados 3537 BAPD (100%) totales,
en ese instante de tiempo, con 60 Lpc de presión desde superficie. El propósito final
es lograr una inyección homogénea, equitativamente distribuída entre ambas arenas
para hacer el barrido agua-crudo más eficiente y lograr incrementar el factor de
recobro. (Ver Tabla 14).
- Presión de Inyección en Superficie = 1000 Lpc (Caso prueba, alta presión
de inyección).
Figura 86. Análisis de Sensibilidades sobre porcentajes de estrangulamiento de flujo en fondo para dos zonas (Psup= 1000 Lpc). (Fuente: Elaboración Propia).
230
Los ajustes en cuanto a posiciones de estrangulamiento de válvulas pueden ser
adecuados según los objetivos de distribución de inyección que se tengan planteados.
ResultadosTabulados:
Tabla 14. Análisis de Sensibilidades sobre porcentajes de estrangulamiento de flujo en fondo para dos zonas (Psup= 1000 Lpc) (Fuente: Elaboración Propia).
Figura 87. Análisis de Sensibilidades sobre porcentajes de estrangulamiento de flujo en fondo para dos zonas (Psup= 1000 Lpc) (Fuente: Elaboración Propia).
Con Presión de Inyección en superficie de 1000 Lpc y manteniendo la válvula inferior
totalmente de abierta y regulando o estrangulando la válvula superior, se puede ajustar
las distribuciones de flujo: para la zona inferior (U6) desde 36% a 100% y para la zona
superior (U7) de 64% a 0%. (Ver Tabla 14 y Figura 87).
0 .0 %
10 .0 %
20 .0 %
30 .0 %
40 .0 %
50 .0 %
60 .0 %
70 .0 %
80 .0 %
90 .0 %
1 00 .0 %
0 .0 % 1 .0 % 2.0 % 3.0 % 4. 0% 5 .0% 6 .0 % 7 .0 % 8 .0 % 9.0 % 1 0 .0%
Up p er zo n e (U7) valve op en p o s i tio n (%)
Per
cen
tag
e o
f In
jec
tio
n A
llo
cat
ion
s t
o L
ow
er
Sa
nd
(U
6)
% o f d is t ri bu tio n to Lo we r z on e (U 6 )w h e n L o wer val ve fu lly o pe n
231
Por tanto:
- Si la permeabilidad e inyectividad de la zona son correctas
- Los rangos de distribución ajustados satisfacen los objetivos de inyección
- Se recomienda ajustar inicialmente la válvula superior a 3.0% de apertura, para
ofrecer 4530 BAPD (50.8%) a la arena (U7) y 4387 BAPD (49.2%) a la arena (U6)
con la válvula inferior totalmente abierta, siendo inyectados 8917 BAPD (100%)
totales, en ese instante de tiempo, con 1000 Lpc de presión desde superficie. El
propósito final de esta prueba es lograr una inyección homogénea, equitativamente
distribuída entre ambas arenas para hacer el barrido agua-crudo más eficiente y
lograr incrementar el factor de recobro.
Análisis:
Para el caso de 1000 Lpc de Presión de Inyección en Superficie:
- Con la válvula superior a 3.0% de apertura (U7) y la válvula inferior (U6) totalmente
abierta, se debe tomar en cuenta lo referente a flujo de fluidos a alta velocidad para
prevenir erosión sobre los materiales, según Terziev, I. y Taggart, I., SPE 88492
(2004).
- Debido al estrangulamiento de la válvula superior (3.0% de apertura), fluido a alta
velocidad saldrá a través de los puertos, golpeando la pared interna del revestidor,
causando erosión potencial sobre la pared interna del mismo
232
Figura 88. InForce® HCM-A. Válvula de Control Hidráulica Ajustable. (Baker Hughes (2009). Advancing Reservoir Performance. [On-line]. Disponibleen:http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/esf/java/BHI/efind/BHDSearch.do?func=cert&omitLeftNavSearch=&fromDivision=BOT&searchText=HCM-A)
Recomendación:
- Se recomienda instalar un anillo protector (blast shield) de Carburo de Tungsteno
sobre la válvula 3-1/2” HCM-A para proteger al revestidor de la erosión por la salida
del fluido a alta velocidad (Ver Figura 89).
- Para la válvula inferior encamisada (si es el caso), se recomienda insertar un anillo
protector similar (Carburo de Tungsteno) para proteger la pared interna de la camisa
de los efectos de la erosion, si se selecciona la válvula ajustable 2-7/8” HCM-A.
InletInlet
Shroud /CasingShroud /Casing
HCM ValveHCM Valve
OutletOutlet
PortsPorts
Protection PointProtection Point
InletEntrada
Shroud /CasingRevestidor Prod
HCM ValveHCM Válvula
OutletSalida
PortsPuertos
Protection Point Puntos Calientes
233
Figura 89. Anillos Protectores para evitar Erosión (Blast Joint / Wear Ring). (Baker Hughes (2009). Advancing Reservoir Performance. [On-line].
Disponible:http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/esf/java/BHI/efind/
Coeficiente de Flujo de la Válvula (Cv):
Para la propuesta de completación inteligente del pozo inyector BA-1882
(detallada más adelante), a continuación se presentan las curvas de Coeficiente de
Flujo (Cv) de las Válvulas de Control de Intervalo de 3-12” de diámetro HCM-A (Baker
Hughes, 2009) y de 2-7/8” de diámetro HCM-A (Baker Hughes, 2009) a instalar en la
tubería de inyección. Como se explicó anteriormente, el uso del Coeficiente de Flujo de
las Válvulas de Control de Intervalo como un indicador de desempeño, permite la
comparación entre diferentes válvulas para especificar equipos (válvulas) para procesos
de flujo.
234
Figura 90. Coeficiente de Flujo de la Válvula de Control de Intervalo de 3-12” HCM-A. (Baker Hughes (2009). Advancing Reservoir Performance. [On-line]. Disponible en:http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/esf/java/BHI/efind
Como se aprecia en las Figuras 90 y 91, la tendencia del Coeficiente de Válvula,
Cv, suele ser no-lineal y representa el incremento de caudal de flujo que pasa a través
de la válvula a medida que se incrementa el porcentaje de apertura de la misma. Esta
curva, como se mencionó anteriormente, es una característica de cada válvula y
permite comparar diferentes válvulas al momento de especificar equipo para procesos
de flujo.
235
Figura 91. Coeficiente de Flujo de la Válvula de Control de Intervalo de 2-7/8” HCM-A. (Baker Hughes (2009). Advancing Reservoir Performance. [On-line]. Disponible
en:http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/esf/java/BHI/efind/BHDSearch.do?func=cert&omitLeftNavSearch=&fromDivision=BOT&searchText=HCM-A)
Los valores del Coeficiente de Flujo, Cv, pueden usarse en la Ec. (15) siguiente
para determinar la tasa de flujo de líquido o gas que atraviesa la válvula a determinado
porcentaje de apertura de la misma y con cierta caída de presión (Konopczynski y A.
Ajayi (SPE 90664, 2004).
Caída de Presión a través de las Válvulas (Pozo Inyector):
Considerando que la tasa de flujo de líquido a través de las válvulas viene dada
por la expresión:
( )LPCvqL γ/∆= ……………………..Ec. (15)
donde:
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0,0% 5,0% 10,0% 15,0% 20,0% 25,0% 30,0% 35,0%
Choke Open (%)
Cv
Val
ues
(g
pm
/psi
^0.
5)
Valve sealbore ID: 2.312 inSealbore flow area: 4.198 in 2̂
Note: These results are estimates only and have no t been calibrated or
confirmed. They are to be used for information purposes only.
236
qL= Tasa de flujo de líquido a través de las válvulas (USgpm).
Cv= Coeficiente de Flujo de las válvulas (Usgpm/psi ½).
( ) =∆P Caída de presión a través de la válvula (psi).
( ) =Lγ Densidad relativa del líquido (Agua=1)
De la Ec. (15) se desprende que la Caída de Presión en la válvula es:
( ) =∆P ( )2/ CvqL ……………………..Ec. (16)
Las caídas de presión para las Válvulas de Control de Intervalo propuestas para
el pozo inyector BA-1882, según la Ec. 16, se ubican en aproximadamente 410 Lpc
para la válvula de 3-1/2” tipo HCM-A (Baker Hughes, 2009) reguladora del flujo para la
zona superior (U7), con 60 Lpc de presión de inyección en superficie, la cual con 1.5%
de apertura en dicha zona permite reducir la inyección en el yacimiento U7 y aportar
equitativamente al yacimiento U6. Por otra parte, si la presión de inyección en superficie
es de 1000 Lpc (caso prueba) y con 3.0% de apertura de la válvula superior, la caída de
presión será de aproximadamente 486 Lpc, siendo mínimas o menores a 0.5 Lpc las
caídas de presión en la válvula de 2-7/8” HCM-A (Baker Hughes, 2009) tanto para 60
Lpc de presión de inyección como para 1000 Lpc de presión en superficie, por estar
ésta válvula completamente abierta durante la inyección. Es importante señalar que las
válvulas señaladas cumplen con el El objetivo de estos arreglos es asignar u ofrecer
más fluido a U6, la cual tiene más capacidad de flujo en los pozos productores del
yacimiento y reducir o desacelerar el frente de agua en U7.
Tasa de Producción (BPD):
Muchos pozos investigados muestran problemas con respecto a los perfiles de
producción resultando en irrupción de agua temprana y excesiva agua de producción.
La tecnología de completaciones de pozos tipo inteligente podría ser instalada en pozos
productores para cerrar selectivamente zonas productoras de agua. Se establece que
237
las completaciones de pozo tipo inteligente son una opción viable para incrementar la
productividad de los pozos, así como la inyección de agua. Sin embargo, la estrategia
de completación del yacimiento Bachaquero-18 requerirá más evaluación técnica,
estudios de investigación y justificación económica.
Finalmente, tal como mencionan Konopczynski y A. Ajayi (SPE 90664, 2004), el
método para establecer el más adecuado diseño de control de flujo mediante válvulas
en fondo combina análisis nodal y modelado de desempeño de estrangulamiento, para
modelar el comportamiento de todo el pozo. El objetivo final es mejorar el desempeño
del pozo para obtener su punto óptimo de producción, mientras se incrementa el factor
de recobro y la recuperación de reservas empleando la tecnología de pozos
inteligentes.
Objetivo No. 3: Evaluar el comportamiento del factor de recobro de petróleo
obtenido de pozos productores mediante la utilización de la tecnología de completación
inteligente, comparando su desempeño respecto a las completaciones convencionales.
A continuación se analizará cada uno de los indicadores correspondientes a la
dimensión o área de Ingeniería de Producción, relacionados con la subdimension
Innovaciones tecnológicas en Ingeniería de Producción. El análisis de los indicadores
correspondiente a esta subdimension se realizó para evaluar el comportamiento del
factor de recobro de petróleo obtenido de pozos productores mediante la utilización de
la tecnología de completación inteligente, comparando su desempeño respecto a las
completaciones convencionales.
Producción de Crudo:
En términos generales, la irrupción temprana de agua esta asociada a la distinta
distribución de las propiedades petrofisicas en el yacimiento y/o distinto
comportamiento en cuanto al depletamiento de las zonas productoras; estos problemas
serán más complejos cuando algunos factores tales como las características
238
geomecánicas de las unidades de flujo, los ambientes deposicionales, fallas existentes,
fracturas naturales, sean considerados.
La tecnología de completación de pozo inteligente ofrece los medios para
mejorar la eficiencia de barrido y eficientemente asignar tasas de inyección de agua a
través del uso de estranguladores de fondo con aislamiento zonal de las arenas U6 y
U7, tanto para el pozo inyector como para los productores de crudo. Los
estranguladores de fondo ajustables ofrecen flexibilidad adicional variando la apertura o
cierre del estrangulador según los cambios que presenten las condiciones del
yacimiento.
Vida productiva del pozo:
Como se mencionó anteriormente, los pozos productores sometidos al influjo de
un acuífero o inyección de agua, como son los pozos del yacimiento Bachaquero 18,
son inevitablemente susceptibles a irrumpir en agua. Una vez sucedida la irrupción, la
vida productiva del pozo se deteriora, mientras el agua reduce el flujo fraccional
permisible de petróleo e incrementa la hidrostática dentro del pozo. En casos donde el
pozo produce de varias zonas, la irrupción de agua puede ocurrir en distintos momentos
en distintas zonas, lo cual aumenta la complejidad de la situación; de modo que, una
vez sucedida la irrupción, el operador del pozo enfrenta el dilema entre, continuar el
recobro a una tasa reducida o sacrificar petróleo recuperable (Armstrong y Jackson,
2001).
Por otro lado, sabiendo que la inyección de agua es una técnica frecuentemente
usada para incrementar el recobro de petróleo después del agotamiento primario y
conociendo que la presencia de zonas de alta permeabilidad pueden tener una gran
influencia sobre el recobro debido a que pueden ocasionar una temprana irrupción de
agua y retener petróleo almacenado, se ha planteado recientemente utilizar la
tecnología de pozo inteligente en procesos de inyección de agua la cual ofrece la
oportunidad de prolongar la vida productiva del pozo, mediante la imposición de una
presión apropiada o perfil de tasa flujo a lo largo de los pozos inyectores y productores
para optimizar el pozo, aumentar producción y consecuentemente incrementar el factor
de recobro (Brouwer y col.,2001).
239
Es por esto que se ha descrito anteriormente que mediante el ajuste de apertura
de la válvula superior que aportaría flujo de agua a la arena U7 se podría hacer más
homogénea la inyección con la de la arena U6, permitiéndose lograr un barrido paralelo
de las dos zonas y así evitar el adedamiento de la inyección de agua que trae como
consecuencia una ineficiente inyección de agua, como es el caso del yacimiento
Bachaquero 18.
Irrupción de Agua:
Como se comentó en el punto anterior, la temprana irrupción de agua en pozos
productores debido a la presencia de zonas de alta permeabilidad en yacimientos
sometidos a inyección de agua para incrementar el recobro de petróleo después del
agotamiento primario, puede ser controlada mediante el uso de estranguladores o
válvulas de control de fondo que permitaran prolongar la vida productiva del pozo.
Para el caso del yacimiento Bachaquero 18 objeto de esta investigación, el corte
de agua se incrementó de 20% en 1965 a un 40% en 1984, para luego estabilizarse en
un 30%. Sin embargo, a partir de 1995 se nota un incremento hasta un valor actual de
40%.
En nuestro caso, la propuesta se centra en conytrolar en fondo la inyección de
agua por zona para equilibrar los frentes y hacerlos homogéneos y así mejorar la
eficiencia de desplazamiento e incrementar el factor de recobro, así como retardar la
irrupción en zonas de alta permeabilidad para alargar la vida productiva del pozo.
Intervención de los pozos:
Para el caso en estudio, los pozos que pertenecen al yacimiento Bachaquero 18
no suelen ser intervenidos con guaya fina o tubería continua para abrir o cerrar zonas
pues se completaron en “commingled” (U6 junto a U7) y empleando empaque con
grava; de modo que, se requiere un equipo de perforación (taladro) para realizar una
reparación la cual por lo general incluye limpieza del pozo y reinstalación del equipo de
empaque, la cual cuesta aproximadamente BsF 3.000.000 para pozos productores y
BsF 2.500.000 para pozos inyectores de agua.
240
La propuesta que ha surgido a estos problemas con el presente trabajo de
investigación es el cambio de las reparaciones con taladro por el control hidráulico o
eléctrico desde superficie con Válvulas de Control de Intervalo (ICV) a los pozos para
mejorar el manejo del yacimiento apuntando hacia el aumento del factor de recobro,
aplicando igualmente control de arena (después del análisis granulométrico) para evitar
intervenir los pozos con frecuencia, lo cual se traduce en ahorros de dinero.
Recobro de POES:
El yacimiento Bachaquero 18, es el principal reservorio de petróleo pesado del
Miembro Bachaquero, Formación Lagunillas, Mioceno Sureste del Campo Bachaquero
Lago. Tiene un Petróleo Original en Sitio (POES) de 798,46 MMBN, un factor de
recobro de 36.4%, unas reservas recuperables de 314,99 MMBN. Este yacimiento fue
descubierto en 1955 por medio del pozo BA 285; y a partir de esta fecha se han
completado históricamente 155 pozos, permaneciendo activos 72 pozos productores y 2
inyectores. Su producción inicial fue de 1900 BNPD, sin corte de agua (AyS) y una
relación de gas en solución (Rsi) de 251 PCN/BN. El mecanismo de producción
predominante del yacimiento es el empuje hidráulico, aunado a ello se asocia un
empuje por gas en solución; por lo tanto, el cálculo de su factor de recobro va asociado
a estos mecanismos.
El petróleo originalmente en sitio (POES), se calculó utilizando la ecuación
volumétrica (PDVSA, 2008):
oi
oi
B
ShAPOES
****7758 φ= ………………..Ec. (17)
Donde:
7758 = Factor de conversión (BY / Acres-pie)
A = Área del yacimiento (Acres)
h = Espesor promedio del yacimiento (pies)
241
φ = Porosidad promedio (fracción)
Soi = Saturación promedio de petróleo inicial (fracción)
βoi = Factor volumétrico inicial de petróleo (BY/BN)
Las reservas recuperables de petróleo fueron calculadas con la fórmula:
Res. R. Petróleo = FRp x POES
Donde:
FRp = Factor de recobro de petróleo del yacimiento (fracción)
POES = Petróleo originalmente en sitio (BN)
En este yacimiento se inició la inyección de agua, como proyecto de
recuperación secundaria, en 1964 y para diciembre del 2007 se han inyectado
604,99 MMBA, a través de 12 pozos, de los cuales 2 permanecen activos.
El comportamiento de producción estable, indica que existen aun reservas
remanentes para explotar, las cuales pueden obtenerse al emplear la tecnología de
completaciones de pozos inteligentes, la cual permite maximizar el recobro final de
reservas haciendo fluir juntas unidades de flujo con distintas capacidades de
producción, así como permite cerrar o abrir una unidad de flujo especifica una vez que
el problema asociado a irrupción de gas o agua se encuentra fuera de control.
Para nuestro caso de estudio, se establece que las completaciones de pozo tipo
inteligente son una opción viable para incrementar la productividad del yacimiento
Bachaquero 18 (aumento de recobro de POES), así como mejorar la inyección de agua
mediante el ajuste de perfiles de inyección. Similarmente, para el cierre de zonas en los
casos de irrupción temprana de agua. Sin embargo, la estrategia de completación del
yacimiento Bachaquero-18 requerirá más evaluación técnica, más estudios de
investigación y por supuesto justificación económica (PDVSA, 2008).
242
Sistemas de pozos inteligentes:
En cuanto al caso investigado en el yacimiento Bachaquero 18, se observo que
muchos pozos estudiados muestran problemas con respecto a los perfiles de
producción, resultando en irrupción de agua temprana y excesiva agua de producción,
así como problemas en los perfiles de inyección de agua, con zonas de flujo
preferencial. La referida tecnología tiene un gran potencial para mejorar el
desplazamiento agua-petróleo e incrementar el factor de recobro.
Monitoreo del Yacimiento:
Según lo planteado, el monitoreo permanente de los yacimientos es fundamental
para poder realizar completaciones inteligentes, que constituyen un enfoque moderno
para mejorar la recuperación de los mismos.
El monitoreo permanente en el fondo del pozo exige cada día nuevos desafíos
tecnológicos que obligan a los ingenieros a desarrollar sensores de instalación
permanente resistentes, capaces de suministrar un flujo constante de datos a lo largo
de la vida útil del pozo. Es por esto que, los responsables de desarrollar los sistemas
de monitoreo permanente se basan fundamentalmente en la ingeniería de alta
confiabilidad electrónica y en las pruebas de falla que han permitido a los sensores de
instalación permanente optimizar producción y advertir a los operadores sobre
problemas potenciales para que puedan tomar acciones preventivas o correctivas.
Monitorear los yacimientos implica emplear equipos permanentes de alta
tecnología en el fondo del pozo que ofrezcan a la industria datos o información precisa y
confiable vital para las empresas operadoras para el manejo de los yacimientos y el
desarrollo de sus actividades de optimización.
Para el caso en estudio, correspondiente al yacimiento Bachaquero 18, se
propone utilizar el siguiente equipo (entre los varios que ofrecen las empresas de
servicios petroleros) para la medición de temperatura y presión de fondo tanto en el
pozo inyector BA 1882, como en el pozo productor BA 1828, colocados en diferentes
zonas para las lecturas requeridas en las arenas de interés (U6 y U7).
243
SureSENS 125 Sensor de Instalación Permanente para Monitoreo de Presión y Temperatura. (Baker Hughes (2009).[On-line]. Disponible en:http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/bot/resources/ExternalFileHandler.jsp?bookmarkable=Yes&path=private/BOT/public/intelligent_wells/intelligent_production_systems/well_monitoring/electronic_gauges/index.html&channelId=-4215868).
Este sistema de medición esta diseñado para ser instalado permanentemente en
el ambiente del fondo del pozo, inclusive en ambientes severos, pues todas sus partes
cumplen con la norma NACE MR0175. Este sensor puede medir las presiones
estática y la presión dinámica (y temperatura), así como parámetros de levantamiento
artificial en instalaciones tipo BES, etc. Esta información puede ser usada para
determinar el desempeño de la producción, calcular reservas y obtener datos para
ingresarlos en simulaciones de yacimientos. La información que logra obtener puede
ser usada también para determinar las características del yacimiento y para controlar y
optimizar las tasas de producción.
El sistema SureSENS 125 ha sido diseñado y calificado para operar de manera
confiable a temperaturas sobre los 125°C (equivalen a 257°F).
Especificaciones
Sensor SureSENS 125
Temperatura de Operación 125°C Diámetro (por sensor) 1.25”
Shock 500G
Vibracion >5G
Número de sensores que pueden ser suplidos / TEC Múltiple (>10)
Transductor Modo Cuarzo
Opciones de Transductor (Presión) (LPC) 10K, 16K, 25K
Exactitud en Presion (LPC)
± 0.015% (10K),
± 0.02% (16K, 25K)
Resolución de Presión (LPC) 0.01
Estabilidad de Presión (LPC/Año) 0.02%
Exactitud en Temperatura (gradC), 0.15
Resolución de Temperatura (gradC) <0.01
244
Estabilidad de Temperatura (gradC/Año) <0.1
Distancia Cable Trasmisión (pies) 30,000
Figura 92. SureSENS 125. Sensor de Instalación Permanente para Monitoreo de Presión y Temperatura. (Baker Hughes (2009). [On-line]. Disponible en: http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/bot/resources/ExternalFileHandler.jsp?bookmarkable=Yes&path=private/BOT/public/intelligent_wells/intelligent_production_systems/well_monitoring/electronic_gauges/index.html&channelId=-4215868).
El equipo anteriormente descrito cumple, de acuerdo a sus especificaciones, con
las condiciones necesarias para ser instalado en los pozos del yacimiento Bachaquero
18 y poder monitorear el proceso de inyección de agua, tomando información sobre
temperatura y presiones que permitan ajustar las válvulas de control de fondo según
sea la necesidad.
Estrangulamiento por zonas:
Como elemento importante de los pozos inteligentes se encuentran las válvulas
de control de intervalo (ICV) actuadas desde superficie, empleadas para regular flujo
de fluidos provenientes de zonas individuales o ramas laterales, así como sensores
permanentes de fondo para medición y registro de presión y temperatura. Hoy en día,
las válvulas de control de fondo varían desde aquellas de control simple “on-off” hasta
las actuadas hidráulicamente o eléctricamente con multiposiciones discretas de
245
estrangulamiento o apertura infinitamente variable. Estas innovaciones permiten a los
ingenieros diseñar válvulas que pueden ser ajustadas remotamente de acuerdo al
aporte de las zonas productoras informado o notificado por el sensor permanente de
fondo mas cercano a dichas zonas. El empleo de completaciones inteligentes en un
esquema de producción secuencial, es decir abrir y cerrar zonas en secuencia
remotamente desde superficie, mejora la producción debido a que elimina los costos
de intervención y los bajos perfiles de producción. Las válvulas con estrangulamiento
infinitamente variable puede también ser usadas para eliminar la producción en
secuencia y favorecer la producción en “commingled” mediante el manejo del flujo de
producción de las zonas de alta presión para prevenir el flujo cruzado. Estas válvulas,
según lo planteado, pueden ayudar grandemente a prevenir la irrupción temprana de
agua en el pozo productor, por tanto, ayudan a extender su vida útil, así como pueden
lograr un proceso de barrido efectivo y de recuperación de petróleo en el caso de
inyección de agua. Para el caso en estudio, correspondiente al yacimiento Bachaquero
18, se ha propuesto utilizar, como opción definitiva, los siguientes equipos (entre los
varios que ofrecen las empresas de servicios petroleros) para el pozo inyector de agua
BA 1882:
Para la zona superior U7:
3-1/2” InForce® HCM-A. Válvula de Control Hidráulica Ajustable (Ver detalles en
Marco Teórico / Sistemas de Pozos Inteligentes). (Baker Hughes (2009). Advancing
Reservoir Performance. [On-line]. Disponible
en:http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/esf/java/BHI/efind/BHDSearch.do?func=cert&
omitLeftNavSearch=&fromDivision=BOT&searchText=HCM-A)
Para la zona inferior U6:
2-7/8” InForce® HCM-A. Válvula de Control Hidráulica Ajustable (Ver detalles en
Marco Teórico / Sistemas de Pozos Inteligentes). (Fuente: Baker Hughes (2009).
Advancing Reservoir Performance. [On-line]. Disponible
en:http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/esf/java/BHI/efind/BHDSearch.do?func=cert&
omitLeftNavSearch=&fromDivision=BOT&searchText=HCM-A)
246
La propuesta de utilizar una válvula de 4-1/2” InForce® HCM-A (Encamisada)
para la zona superior U7 y una válvula de 3-1/2” para la zona inferior y revestidor de
producción de 9-5/8”, fue desechada por ser antieconómica (ver detalles más
adelante).
Sistema de Control de Pozo Inteligente para Pozo Inyector:
La tecnología de completación de pozo inteligente ofrece los medios para mejorar
la eficiencia de barrido y eficientemente asignar tasas de inyección de agua a través del
uso de estranguladores de fondo con aislamiento zonal de las arenas U6 y U7. Los
estranguladores de fondo ajustables ofrecen flexibilidad adicional variando la apertura o
cierre del estrangulador según los cambios que presenten las condiciones del
yacimiento.
La Figura 93 muestra una ilustración de la primera propuesta de una
completación inteligente para el pozo inyector BA 1882, basado en la idea de emplear
un revestidor de producción de 9-5/8” con tubería de producción variada de 3-1/2” x 4-
1/2”, con una inyección total de 8234 BAPD y una presión de inyección en superfice de
2050 Lpc. Esta configuración se ajustará a un tamaño de hoyo grande. Es importante
mencionar que las compañías de servicios están en capacidad de preparar los diseños
de pozo para ajustarse a los requerimientos específicos de completación de las
empresas operadoras.
Para lograr una tasa de inyección objetivo de 8234 BAPD, el estrangulador
superior (4-1/2” HCM-A), el cual controla la inyección en la zona superior (U7) fue
ajustado a 0.5% de apertura y el estrangulador inferior (3-1/2” HCM-A, Encamisada), el
cual controla la inyección en la zona inferior (U6) fue ajustado a 100% de apertura. El
objetivo de estos arreglos es asignar u ofrecer más fluido a U6, la cual tiene más
capacidad de flujo y reducir o desacelerar el frente de agua en U7. La Figura 94
muestra el desempeño de estrangulamiento para este caso y compara resultados con
un arreglo sin control de la inyección.
247
Con 0.5% de apertura en la zona superior (U7), el estrangulador permite obtener
un 24% de reducción en la tasa de inyección en el yacimiento U7 y un 40% de
incremento en la arena U6. Con esto, se desea expresar que la presión de la arena U6
podría ser mantenida y se podría minimizar la posibilidad de irrupción de agua
temprana en la arena U7.
Figura 93. Primera Propuesta de Sistema de Control de Pozo Inteligente Inyector. (Fuente: Elaboración Propia)
248
Figura 94. Desempeño de Estrangulamiento y Distribución de Inyección de Agua con y sin Completación Inteligente Pozo Inyector BA-1882 con
Revestidor de 9-5/8”. (Fuente: Elaboración Propia).
Sin embargo, el poco porcentaje de apertura de la válvula superior (0.5%),
generaría una alta caída de presión a través del controlador de flujo si la presión de
inyección en superficie es de 2050 Lpc y con tasa de inyección 8234 BAPD, aunado al
hecho de que emplear revestidores de producción de 9-5/8” es más costoso que los de
7”, esos elementos hacen este diseño antieconómico, aunque ayuda a controlar la
inyección de agua ofreciendo distribuciones de tasas de flujo específicas a las arenas
U6 y U7 por separado. La segunda propuesta se ilustra a continuación en la Figura 94
la cual se basó en una presión de inyección de agua en superficie de 60 Lpc,
ajustando la válvula superior a 1.5% de apertura, para ofrecer 1733 BAPD (49%) a la
arena (U7) y 1804 BAPD (51%) a la arena (U6) con la válvula inferior totalmente
abierta, siendo inyectados 3537 BAPD (100%) totales, en ese instante de tiempo. El
propósito final es lograr una inyección homogénea, como se ha dicho.
249
Figura 95. Segunda Propuesta de Pozo Inteligente Inyector. (Fuente: Elaboración Propia).
En la Figura 95 se observa que las zonas U6 y U7 se encuentran una encima de
otra, separadas por una empacadura u obturador selectivamente. La parte superior de
la completación incluye tubería de 3-1/2”, equipos de control y monitoreo, tubería
concéntrica de 2-7/8” y el ensamblaje de sellos del localizador. Mediante la instalación
de la completación superior dentro del obturador de control de arena SC-1 inferior con
el Snap Latch Seal Assembly (Baker Hughes, 2009), la inyección de agua se divide en
dos flujos separados hacia U6 y U7 respectivamente. La inyección hacia la zona
superior U7 es controlada por la válvula de 3-1/2” HCM-A y sale de la válvula hacia el
anular entre la parte interna del revestidor de producción y los elementos de la
completación superior, continúa hacia abajo pasando por entre la tubería concéntrica
de 2-7/8” y las rejillas superiores hasta llegar a la arena U7. La inyección hacia la zona
250
inferior U6 es controlada por la válvula de 2-7/8” HCM-A, fluyendo por dentro de la
tubería concéntrica de 2-7/8” hacia la arena inferior U6. Igualmente se propone un
sistema de tres sensores de presión y temperatura para monitorear dichas condiciones
fluyentes en fondo de cada zona y de ambas zonas en “commigled” fluyendo por la
tubería de producción. Las distribuciones de inyección de agua pueden ser
determinadas en tiempo real combinando los datos de los sensores con información
sobre las posiciones de las válvulas. Actualmente, se estima entre 10% a 20% la
exactitud de medición de este método.
Una alternativa a esta propuesta de completación para el pozo inyector BA-1882
es colocar una válvula de 2-7/8” HCM-AL en la zona inferior, la cual es tipo On-Off sin
estrangulamiento ajustable. La razón para escoger esta válvula se basa en los análisis
de flujo realizados anteriormente en los cuales se obtuvo que la zona superior tiene
mayor inyectividad y sabiendo que abrir completamente la válvula inferior, mientras se
ajusta, calibra o estrangula la válvula superior representa la filosofía más importante de
operación para ajustar las distribuciones de flujo de agua en ambas zonas, teniéndose
también un impacto en cuanto a ahorros en costos de equipos de completación pues
las válvulas HCM-AL tipo On-Off son más económicas que las ajustables. Estas
válvulas también aplican para casos de pozos productores.
Camisas Deslizantes Mecánicas Tipo On-Off (Controles) para pozos
Productores:
Con el propósito de optimizar el programa de inyección, la empresa operadora
puede escoger también instalar dos camisas o mangas de circulación mecánicas tipo
On-Off en los pozos productores del yacimiento Bachaquero 18, para cerrar cualquier
zona selectivamente que esté produciendo agua en exceso y mejorar la eficiencia de
recobro y optimizar la cantidad de agua de inyección. La Figura 96 muestra el
esquemático de un pozo productor propuesto con estas camisas o mangas.
251
Figura 96. Esquemático de Completación Pozo Productor con Camisas Deslizantes Mecánicas tipo On-Off. (Fuente: Elaboración Propia).
Finalmente, según lo planteado por Brouwer y col., SPE68979 (2001), la
tecnología de pozos inteligentes tiene un gran potencial para mejorar el
desplazamiento agua-crudo. Esto se observa al ver que con las válvulas de control de
fondo se puede hacer homogéneo el frente de inyección de agua. Igualmente, el
referente mencionado comenta que en casi todos los casos donde hubo optimización,
se retrasó la irrupción de agua. Por su parte, Ajayi y Konopczynski, SPE94851 (2005)
estimaron en su trabajo una ganancia de producción de petróleo en el rango entre
2.5% y 26% en la vida del pozo al compararla con los sistemas convencionales. Los
resultados obtenidos por ellos muestran la capacidad de los sistemas para maximizar
la productividad del activo en casos donde se presenta temprana irrupción de agua y
cuando ésta se presenta en ciertos casos de manera tardía.
252
Lo anterior, nos conduce a concluir que el factor de recobro de petróleo de los
pozos productores de yacimientos sometidos a inyección de agua como método de
recuperación secundaria, tiene un alto potencial para incrementarse al emplear la
tecnología de pozos inteligentes, después de evaluar el yacimiento y realizar los
estudios previos que permitan determinar la mejor aplicación de dicha tecnología.
253
CONCLUSIONES
Luego de realizar el análisis descriptivo correspondiente a partir de la información
que se recopiló en el desarrollo del trabajo de investigación y de los datos aportados
mediante la aplicación de métodos e instrumentos de recolección de datos, así como
también desarrollar la correspondiente confrontación teórica de los datos que se
obtuvieron, se generaron una serie de resultados con su correspondiente estrategia de
implementación o difusión en función a cada uno de los objetivos propuestos, entre
estos se pueden nombrar los siguientes:
a) Este estudio encontró que el yacimiento Bachaquero 18 se encuentra en proceso
de declinación de la presión lo cual afecta los aportes de los pozos productores. La
declinación en la presión de yacimiento sugiere que no existe suficiente presión de
soporte ofrecida o suministrada por los pozos inyectores.
b) Debe tomarse en cuenta el riesgo de fracturar el yacimiento y empeorar el perfil de
inyección como resultado de altas presiones de inyección al yacimiento.
c) Las válvulas controladoras de flujo y las camisas deslizantes mecánicas pueden
cerrar selectivamente zonas productoras de agua o abrir zonas productoras de
petróleo, contribuyendo a mejorar los problemas con respecto a los perfiles de
producción o inyección.
d) A través de esta investigación se diagnosticó el comportamiento del factor de
recobro de petróleo en procesos de inyección de agua presentes en el yacimiento
Bachaquero 18 del Distrito Lagunillas donde se emplean actualmente
completaciones convencionales. Esto permitió conocer la situación en cuanto al
factor de recobro de petróleo actual al aplicar tecnologías de completación
convencionales, el cual es bajo, implicando que el proceso de inyección establecido
en el yacimiento no ha logrado mantener la presión del yacimiento ni aumentar
significativamente el mismo . Con este diagnóstico la gerencia del Distrito Lagunillas
y sus ingenieros de yacimiento pueden conocer la situación actual para tomar las
254
medidas necesarias para aumentar el factor de recobro, entre ellos, el propuesto en
este trabajo.
e) Al lograr observar el comportamiento del factor de recobro de petróleo en
yacimientos sometidos a procesos de inyección de agua, aplicando análisis nodal a
las capacidades de estrangulamiento de las válvulas de control de flujo que podrían
ser instaladas, en la tubería de producción e inyección de los pozos , se pudo
conocer la aplicabilidad de esta tecnología en los procesos de recuperación
secundaria del Distrito Lagunillas, pues el análisis nodal es comúnmente usado por
los ingenieros de optimización como herramienta y no reviste mayor complejidad,
además de adicionar el modelo de desempeño de estrangulamiento de las válvulas
controladoras de flujo, que en conjunto constituyen el método que permite obtener la
óptima eficiencia de producción del pozo y por consiguiente incrementar el factor de
recobro de petróleo.
f) Al evaluar el comportamiento del factor de recobro de petróleo obtenido de pozos
productores mediante la utilización de la tecnología de completación inteligente,
comparando su desempeño respecto a las completaciones convencionales, se
puede visualizar su aplicación efectiva y se puede inferir su impacto en recobro de
petróleo en comparción con el actual sistema de inyección de agua. Adicionalmente
se logró validar la pertinencia en la adquisición de las tecnologías de completación
inteligente para aumentar el factor de recobro en los otros yacimientos sometidos a
inyección de agua del Distrito Lagunillas.
Finalmente, con este estudio, no se pretendió calcular el factor de recobro del
yacimiento empleando la tecnología de pozo inteligente, debido a que se requiere de
una serie de estudios y análisis que escapan a los lapsos de tiempo disponibles para
esta investigación.
255
RECOMENDACIONES
De acuerdo a las conclusiones obtenidas de esta investigación, así como del
análisis de los resultados de la misma, se proponen las siguientes recomendaciones:
- Considerar la aplicación de la Tecnología de Pozo Inteligente en
yacimientos sometidos a inyección de agua como proceso de recuperación
secundaria cuya presión se encuentre declinando, con el propósito de
mantener la presión y ayudar a aumentar el factor de recobro de petróleo.
- Considerar la aplicación de la Tecnología de Pozo Inteligente en pozos con
problemas en sus perfiles de producción y/o inyección, con el propósito de
hacer homogéneos dichos perfiles y optimizar dichos procesos.
- Capacitar técnicamente a los ingenieros de Yacimientos, Producción y
Rehabilitación de pozos sobre Tecnología de Pozo Inteligente, con el fin de
buscar oportunidades para aumentar la producción de petróleo en sus área
de trabajo.
- Presentar ante la comunidad científica nacional e internacional los trabajos
de campo o investigaciones que sobre Tecnología de Pozo Inteligente se
generen, con el fin de considerar su valor técnico e intelectual y estar a la
par de las operaciones efectuadas en el mundo.
- Concretar la construcción de uno o varios pozos con Tecnología tipo
Inteligente, con el fin de evaluar su desempeño como prueba piloto de
campo, para monitorear periódicamente los efectos que dicha tecnología
ejerce sobre el o los yacimientos, así como los aspectos que permiten
concretar progresos reales en cuanto al aumento del factor de recobro de
petróleo del yacimiento y a la recuperación de hidrocarburos.
256
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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ANEXOS
ANEXO A
Instrumento
12
Preguntas:
1. Diga cuáles son las condiciones actuales del yacimiento Bach.18? 2. Posee información relacionada a las características petrofísicasdel yacimiento
Bach.18? 3. Posee información referente a la Historia de Producción e Inyección de los
pozos del yacimiento Bach. 18? 4. Posee Gráficos diagnósticos de Producción de los pozos del yacimiento Bach.18? 5. Posee información sobre la Inyección pozo Ba-1882? 6. Posee información sobre la Producción del pozo Ba-1828? 7. Dispone de un Mapa Estructural del campo de la zona de interés? 8. Posee o dispone de las coordenadas de los pozos del yacimiento Bach. 18? 9. Dispone de la distribución de propiedades del yacimiento? 10. Dispone de los diagramas de completación de los pozos inyectores y productores
del yacimiento Bach. 18? 11. Posee un Análisis PVT validado del yacimiento Bach. 18? 12. Posee las curvas de permeabilidad relativa por unidad de flujo? 13. Dispone de Tablas de Presión capilar del yacimiento? 14. Dispone de información sobre las presiones del yacimiento de las distintas arenas? 15. Dispone de los archivos de Registros Eléctricos en formato .LAS de producción e
inyección ?