TRABAJO ESPECIAL DE GRADO ANÁLISIS DE PARÁMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCTIVIDAD DE LOS YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO

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1 TRABAJO ESPECIAL DE GRADO ANÁLISIS DE PARÁMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCTIVIDAD DE LOS YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO Presentado ante la Ilustre Universidad Central de Venezuela Por la Br. Díaz P, Kimberlin A Para optar al título De Ingeniera de Petróleo Caracas, Noviembre 2015

2 TRABAJO ESPECIAL DE GRADO ANÁLISIS DE PARÁMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCTIVIDAD DE LOS YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO TUTORES ACADÉMICOS: Prof. Lisbeth Miranda Prof. Diego Manfre Presentado ante la Ilustre Universidad Central de Venezuela Por la Br. Díaz P, Kimberlin A Para optar al título De Ingeniera de Petróleo Caracas, Noviembre 2015

3 Caracas, Noviembre de 2015 Los abajo firmantes, miembros del Jurado designado por el consejo de Escuela de Ingeniería de Petróleo, para evaluar el Trabajo Especial de Grado presentado por la Bachiller Diaz P., Kimberlin A. titulado: ANÁLISIS DE PARÁMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCTIVIDAD DE LOS YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO Consideran que el mismo cumple con los requisitos exigidos por el plan de estudios conducente al Título de Ingeniera de Petróleo, y sin que ello signifique que se declaren solidarios con las ideas expuestas por el autor, lo declaran APROBADO. iii

4 DEDICATORIA Este triunfo se lo dedico: A mi Dios, por darme la Fe, Fortaleza, Salud y Esperanza para lograr mis objetivos. A mi Abuelo David (QEPD), por todo el amor y cariño sincero que me brindó en vida, por ser ese impulso para seguir adelante, por sus palabras de aliento Gracias! esta meta lleva tu nombre. A mi Madre Magalys, por los ejemplos de perseverancia y constancia que ha infundado en mí, por ser el pilar fundamental en todo lo que hago y lo que soy. Todo esto te lo debo a ti. Y a las personas que nunca dudaron que lograría este triunfo: Mi Familia Amada. Kimberlin Díaz iv

5 AGRADECIMIENTOS Este trabajo especial de grado es el resultado del esfuerzo conjunto de quienes me brindaron su apoyo durante mi período académico, por esta razón agradezco. Primeramente a Dios, por ayudarme a terminar este proyecto, gracias por darme la fuerza y el coraje de hacer este sueño realidad. A mi casa de estudio, la Ilustre Universidad Central de Venezuela, por ser la casa que venció todas mis sombras y por darme la oportunidad de formarme como una profesional. A los profesores de la Facultad de Ingeniería, por compartir su tiempo y conocimientos. A mi Profesor Diego Manfre, por su ayuda y colaboración en cada momento de consulta y soporte a lo largo de la ejecución este Trabajo Especial de Grado. A mi tutora académica Lisbeth Miranda, por los conocimientos técnicos ofrecidos, por el tiempo dedicado en el trascurso del Trabajo Especial de Grado. A todos los compañeros y amigos que descubrí en el transcurso de la carrera, por los largos y gratos tiempos de estudio, por la bonita amistad. Gracias! v

6 RESUMEN Díaz. P, Kimberlin A. ANÁLISIS DE PARÁMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCTIVIDAD DE LOS YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO Tutores Académicos: Prof. Lisbeth Miranda. Prof. Diego Manfre. Tesis. Ciudad Universitaria, U.C.V. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería de Petróleo. Año 2015, nº pag 195. Palabras claves: Análisis de sensibilidad, Modelos de pozos, PIPESIM Los yacimientos de los campos de gas del Oriente de Venezuela han sido explotados desde la década de los 40 s como consecuencia de esto han disminuido su potencial de producción. Esta investigación se enfoca en evaluar el impacto que tiene la variación de algunos parámetros del sistema en la producción de los pozos, con el fin de proponer a futuro una mejora en la producción de los mismos. Para ello fue necesario contabilizar los pozos actualmente activos, recolectar información necesaria para el análisis, realizar una revisión bibliográfica de las correlaciones de flujo vertical de los yacimientos en estudio, construir los modelo de pozos con el simulador PIPESIM 2009 y finalmente realizar el análisis de sensibilidad de las variables que generan impacto en la producción, para lograr esto se escogió un pozo modelo, siendo éste el que mejor historia de producción tuviese y con un cotejo de error menor a 5%. Sólo se realizaron 33 modelos de pozos, 31 de ellos cotejaron con las correlaciones para el tipo de yacimientos en estudio, los 2 restantes no se ajustaron a las correlaciones; las variables que incrementan la producción por encima de 20% son: la permeabilidad del yacimiento, el daño del pozo y el diámetro de la tubería de producción. Se optimizó la producción bajo las condiciones máximas de estas variables en el pozo modelo, se realizó un análisis de sensibilidad de la presión de yacimiento para evaluar los métodos de levantamiento de este modo se simuló el comportamiento a través del sistema Gas Lift a través del cual se demostró que existirá un aumento considerable en la producción al aplicar estas recomendaciones. vi

7 INDICE Lista de tablas... xi Lista de figuras... xii INTRODUCCIÓN... 1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA... 3 CAPÍTULO II... 8 MARCO REFERENCIAL... 8 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN... 8 MARCO TEÓRICO... 9 II. 1 SISTEMA DE PRODUCCIÓN Y SUS COMPONENTES... 9 II. 1.1 Proceso de producción II. 1.2 Componentes del sistema de producción II Presión del yacimiento (P ws) II Temperatura del yacimiento II Presión de fondo fluyente (P wf) II Presión de cabezal (P wh) II Choque de fondo II Válvula de seguridad II Cabeza de pozo II Choque superficial II Línea de flujo horizontal II Separador II 1.3 Recorrido de los fluidos en el sistema II Transporte en el yacimiento II Transporte en las perforaciones II Transporte en el pozo II Transporte en la línea de flujo superficial II. 1.4 Índice de Productividad II. 2 ANÁLISIS NODAL II. 2.1 Curvas de comportamiento de afluencia (IPR) vii

8 II. 2.2 Curva de Demanda TPR (Tubing Performance Relationship) II. 2.3Principales funciones del análisis nodal II. 2.4 Principales pérdidas de presión que ocurren el sistema II. 2.5 Posiciones más comunes para el análisis nodal II. 3 FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS II. 3.1 Flujo Multifásico Vertical II. 3.2 Flujo Multifásico en Tuberías Horizontales II. 3.3Correlaciones de flujo Multifásico II Correlaciones de flujo Multifásico Vertical II Correlaciones de flujo horizontal II. 3.4 Regímenes de flujo multifásico II. 4 FLUJO MULTIFÁSICO A TRAVÉS DE ESTRANGULADORES II. 5 DISEÑO DE EXPERIMENTOS II. 5.1 Diseños de experimentos factoriales II. 5.2 Tipos de diseños factoriales II. 5.3 Efectos de los experimentos factoriales II. 5.4 Diseño de superficie de respuesta CAPÍTULO III METODOLOGÍA III. 1 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN III. 2 DEFINICIÓN DE VARIABLES O INDICADORES III. 3 POBLACIÓN Y MUESTRA III. 4 TÉCNICAS E INSTRUMENTOS UTILIZADOS EN LA RECOLECCIÓN DE DATOS III. 4.1 Fichas de pozos III. 4.2 Oil Field Manager (OFM) III. 4.3 Interpretación petrofísica III. 4.4 Base de datos de presiones III. 4.5 Lista de evaluación del sistema de producción de algunos campos de gas del oriente de Venezuela III. 4.6 Simulador PIPESIM III. 5 PROCEDIMIENTO III. 5.1 Cuantificación del número de pozos con producción actual viii

9 III. 5.2 Recolección y validación de la información necesaria para la realización de los análisis nodales referida a caracterización de yacimientos, completación de los pozos e instalaciones en superficie III Revisión de Carpeta, ficha del pozo y OFM III Revisión de registros petrofísicos III Base de datos de presión BHT-BHP (Bottom Hole Temperature Bottom Hole Pressure) III Revisión de la lista de Evaluación del sistema de producción de algunos campos de gas del oriente de Venezuela II. 5.3 Revisión bibliográfica acerca de las correlaciones de flujo vertical y horizontal y determinar cuál de estas es la más apropiada para los pozos en estudio III. 5.4 Construcción del Modelo de Pozos III Datos del Yacimiento III Datos de fluidos III Datos de tubería de producción y reductor III Datos de las instalaciones de superficie III. III. III. 5.5 Determinación del índice de productividad actual de los pozos activos de los campos del área de estudio Investigación y definición de las variables de mayor impacto en el sistema y realización del análisis de sensibilidad de dichas variables para cuantificar el impacto sobre el índice de productividad Optimización de la producción de los pozos tomando en cuenta las variables de mayor influencia CAPÍTULO IV DISCUSIÓN DE RESULTADOS IV. IV. 1 CUANTIFICACIÓN DEL NÚMERO DE POZOS CON PRODUCCIÓN ACTUAL RECOLECCIÓN Y VALIDACIÓN DE LA INFORMACIÓN NECESARIA PARA LA REALIZACIÓN DE LOS ANÁLISIS NODALES REFERIDA A CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS, COMPLETACIÓN DE LOS POZOS E INSTALACIONES EN SUPERFICIE IV. 2.1 Carpeta, ficha del pozo y OFM (Oil Field Manager) IV. 2.2 Resultados petrofísicos IV. 2.3 Base de datos de presión BHT-BHP (Bottom Hole Temperature- Bottom Hole Pressure) IV. 2.4Lista de Evaluación del sistema de producción de algunos campos de gas del oriente de Venezuela ix

10 IV. 3 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA ACERCA DE LAS CORRELACIONES DE FLUJO VERTICAL Y HORIZONTAL Y DETERMINACIÓN DE LA MÁS APROPIADA PARA LOS POZOS EN ESTUDIO IV. 4 CONSTRUCCIÓN DEL MODELO DE POZOS IV. IV. IV. 5 DETERMINACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD ACTUAL DE LOS POZOS ACTIVOS DE ALGUNOS CAMPOS DE GAS DEL ORIENTE DE VENEZUELA DEFINICIÓN DE LAS VARIABLES DE MAYOR IMPACTO EN EL SISTEMA Y ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DE DICHAS VARIABLES PARA CUANTIFICAR EL IMPACTO SOBRE EL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE LOS POZOS TOMANDO EN CUENTA LAS VARIABLES DE MAYOR INFLUENCIA RECOMENDACIONES REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS x

11 Lista de tablas Tabla Nº1. Resumen de aplicabilidad de las correlaciones de flujo. [19] Tabla Nº2.Parámetros a Emplear en Ecuación 3. [16] Tabla Nº 3. Diámetro de la tubería de cada uno de los pozos Tabla Nº4. Tabla de pozos con Producción actual Tabla Nº5.Datos recolectados de la ficha de pozo y de Oil Field Manager Tabla Nº 6. Datos de Permeabilidad y Espesor del Yacimiento de Cada Arena/Yacimiento Tabla Nº7. Datos de Presión por Arena/Yacimiento Tabla Nº 8. Datos de la Estación de Flujo por Pozo Tabla Nº9. Errores en el Ajuste de las Correlaciones de Flujo Vertical Tabla Nº 10. Datos de entrada para el simulador Tabla Nº 11. Resultados Obtenidos del Cotejo del Pozo DP-8 B/DP Tabla Nº 12. Resultados de los Modelo de Pozos Tabla Nº 13. Modelos de pozos y correlaciones de flujo multifásico utilizadas Tabla Nº 14. Definición de variables que impactan el sistema de producción Tabla Nº 15. Resumen de pozos cotejados Tabla Nº16. Permeabilidad Vs. Número de Pozos Tabla Nº17. Daño total Vs. Número de Pozos Tabla Nº18. Reductor Vs. Número de Pozos Tabla Nº19. Diámetro de la tubería de producción Vs. Número de Pozos Tabla Nº20. Diámetro de la línea de flujo Vs. Número de Pozos Tabla Nº21. Longitud de la línea de flujo Vs. Número de Pozos Tabla Nº 22. Rangos definidos para las variables Tabla Nº23. Resultado de las 64 combinaciones del diseño experimental Tabla Nº24. Resultado del Promedio de valores con el rango definido Tabla Nº25. Efectos de las variables Tabla Nº26. Efecto de las variables en forma porcentual Tabla Nº27. Interacciones de las variables que generan impacto sobre la tasa de gas Tabla Nº 28. Interacciones de las variables que generan impacto sobre la tasa de líquido Tabla Nº29. Interacciones de las variables que generan impacto sobre la presión de cabezal Tabla Nº30. Interacciones de las variables que generan impacto sobre la presión de cabezal Tabla Nº31. Interacciones de las variables que generan impacto sobre la presión de fondo fluyente. 130 Tabla Nº32. Interacciones de las variables que generan impacto sobre el índice de productividad Tabla N 33. Combinaciones de diseño factorial de tres niveles Tabla N 34. Corridas extras, Resultados con la ecuación y el simulador Tabla N 35. Resultados Obtenidos con las Variables de mayor impacto sobre la producción Tabla N 36. Resultados obtenidos con la aplicación de LAG sobre el pozo modelo DP-31 y sin Gas Lift xi

12 Lista de figuras Figura Nº1.Proceso de producción. [15] Figura Nº2.Componentes del sistema detallado. [16] Figura Nº3.Perfil de presiones. [16] Figura Nº4. Curva de análisis nodal (VPL vs IR). [15] Figura Nº 5. Características de capacidad de producción. Caídas de presión. [17] Figura Nº6. Posiciones de nodos. [13] Figura Nº7.Patrones de Flujo Multifásico de Tuberías Verticales. [16] Figura Nº 8.Flujo Multifásico en Tuberías Horizontales. [13] Figura Nº9.Matriz de experimentos para los diseños factoriales completos. [8] Figura N 10. Forma Matricial para estimar los parámetros del modelo.. [14] Figura N 11. Esquema Metodológico General a seguir Figura Nº12. Ejemplo de la extracción del intervalo cañoneado de la arena A/DP-100 del pozo DP Figura Nº13.Hoja cuatro de la ficha del pozo DP Figura Nº 14. Carta de aceptación de la recompletación del pozo Figura Nº15.Reporte de producción del pozo DP-1 arena A/DP Figura Nº 16. Registro petrofísico para el cálculo de permeabilidad y espesor del yacimiento del pozo DP Figura Nº 17.Hoja de la arena/yacimiento DP-1/DP-100 de la base de datos de presiones BHP- BHT Figura Nº18. Se muestra parte de la lista de evaluación del sistema de producción Figura Nº 19. Esquema de modelo utilizado en PIPESIM Figura Nº 20.Perfil de presión temperatura del pozo DP Figura N 21. Curva (IPR) y (TPR) del pozo DP Figura Nº 22.Histograma de rangos de diámetro de la tubería de producción Figura Nº23.Combinaciones posibles para la aplicación del diseño experimental Figura Nº 24. Efectos de las variables sobre la tasa de gas Figura Nº25. Resultado petrofísico del pozo DP Figura Nº26. Sensibilidad de correlaciones de flujo vertical del pozo DP Figura Nº27.Gráfico de la declinación de producción del yacimiento B/DP Figura Nº 28.Sensibilidad de la presión estática del yacimiento DP-50 en la arena B Figura Nº29.Perfil presión temperatura del pozo DP Figura Nº 30. Análisis nodal del pozo DP-8, corte con la tasa de líquido Figura Nº31. Análisis nodal del pozo DP-8, corte con la tasa de GAS Figura Nº 32.Corrida de sensibilidad de correlaciones de flujo vertical del pozo DP-3 A/DP Figura Nº33. Corrida de sensibilidad de las correlaciones de flujo vertical para el pozo DP-28 B/DP Figura N 34. Índice de Productividad de los 31 Pozos Figura Nº 36.Histórico de producción del pozo DP-8 (B/DP-50) Figura Nº37.Histórico de producción del pozo DP-31 (C/DP-76) xii

13 Figura Nº38.Histograma con rangos de permeabilidad Figura Nº 39.Histograma de rango de daños total Figura Nº40. Histograma con rango de orifico de reductor Figura Nº 41. Histograma de rangos de diámetros de la tubería de producción Figura Nº 42.Histograma de rangos de diámetros de la línea de flujo Figura Nº 43. Histograma de rangos de la longitud de la línea de flujo FiguraNº44.Efectos de las variables sobre la tasa de gas Figura Nº 45.Efecto de las variables sobre la tasa de líquido Figura Nº 46.Efectos de las variables sobre la presión de cabezal Figura Nº 47. Efectos de las variables sobre la presión de línea Figura Nº48.Efectos de las variables sobre la presión de fondo fluyente Figura Nº49.Efectos de las variables sobre el índice de productividad Figura Nº 50. Efectos de los parámetros sobre la tasa de gas Figura Nº 51.Efectos de los parámetros sobre la tasa de líquido Figura Nº 52.Efectos de los parámetros sobre la presión de cabezal Figura Nº53.Efectos de los parámetros sobre la presión de línea Figura Nº54. Efectos de los parámetros sobre la presión de fondo fluyente Figura Nº 55. Efectos de los parámetros sobre el índice de productividad Figura N 56. Matriz X Figura N 57. Matriz inversa de X X Figura N 58. Resultados de los coeficientes de la ecuación cuadrática Figura 59. Análisis nodal considerando las variables de mayor impacto. Pozo Modelo DP Figura N 60. Análisis de sensibilidad de la presión de yacimiento del pozo DP Figura N 61. Gráfico de Turner del Pozo DP-31, considerando las variables de mayor impacto Figura N 62. Tasa de Líquido (BBPD) Obtenida a través de la inyección de gas vs daño Figura N 63. Tasa de petróleo (BND) obtenida a través de la inyección de gas Vs daño Figura 64. Tasa de Gas Total (Gas de Formación + Gas Iny, MMPCD) vs daño Figura N 65. Análisis nodal para LAG Figura 66. Profundidades y diseño de VGL, pozo DP Figura N 67. Profundidades y diseño de VGL, pozo DP xiii

14 INTRODUCCIÓN Gran parte de las reservas remanente de los campos de gas del Oriente de Venezuela han sido drenadas desde la década de los 40 s, hoy en día mucho de los proyectos económicos en el campo petrolero están enfocados en aumentar el factor de recobro de los yacimientos contenidos en estos campos, por esta razón es importante obtener reservas adicionales de los campos existentes aumentando la productividad de los pozos, extendiendo la vida útil del campo y mejorando la rentabilidad del mismo sin necesidad de hacer grandes inversiones ya que estos campos tienen una infraestructura existente. En el área de estudio existen muchos campos maduros que aún tiene potencial para explotar y debido a la coyuntura económica de los precios de petróleo y gas resultaría trágico desaprovechar estas últimas reservas en ciertos yacimientos. Por este motivo se han incrementado la utilización de metodologías y técnicas para mejorar la productividad que antes no se consideraban económicamente rentable, originando un aumento real en los volúmenes de hidrocarburo recuperado. Gracias a una larga experiencia petrolera Venezuela se ha venido sumando a la implementación de estas tecnologías para predecir el comportamiento del sistema pozo-yacimiento, reducir el peligro de la pérdida de las inversiones y detectando problemas que se pueden presentar a nivel de superficie. Uno de los principales factores para lograr éxito en la producción de los hidrocarburos es realizar una buena evaluación del sistema de producción, el cual es la suma del medio poroso, es decir el yacimiento, la completación del pozo (intervalo cañoneado, tubería de producción, métodos de levantamiento, etc.) hasta llegar a los equipos de superficie. El enfoque de este estudio se basa en los yacimientos maduros contenidos en algunos campos de gas del oriente de Venezuela, característicos de gas y gas condensado. Recordando en dicha región, se encuentra ubicada en uno de los Distritos más productores de gas del país, perteneciente a la Cuenca Oriental de Venezuela la cual 1

15 se considera la segunda en importancia en cuánto a reservas petrolíferas. Los campos principales pertenecientes al área de estudio se encuentran al norte de la falla inversa del Corrimiento de Anaco. Predominan los yacimientos de condensado asociado con petróleo, aunque también existen yacimientos de gas seco. Para llevar a cabo esta investigación fue necesario aplicar una técnica que permite determinar el índice de productividad con el cual operan los pozos actualmente, esta técnica es el análisis nodal. Este análisis básicamente consiste en detectar restricciones al flujo y cuantificar su impacto sobre la capacidad de producción total del sistema, esto incluye la evaluación del yacimiento, el tipo de completación, el conjunto de tuberías y diámetros en fondo como en superficie, además de reducciones presentes, todas las caídas de presión son estudiadas por partes, y luego enlazado por medio de correlaciones hasta la salida de los fluidos en los separadores. El análisis nodal permite entre muchas cosas, hacer un cotejo de las condiciones de productividad de un pozo de gas y petróleo. El sistema está conformado básicamente por el comportamiento o aporte de fluidos desde el yacimiento (curva de oferta o inflow) y la curva de levantamientos de fluidos (llamada generalmente, curva de demanda, TPR u outflow). La determinación del índice de productividad de estos pozos será calculado con la ayuda del simulador de producción PIPESIM, permitiendo conocer cuál es el estado actual de los pozos contenidos en los yacimientos de estudio y a partir del mismo detectar qué parámetros operacionales son sensibles a la producción en los pozos. 2

16 CAPITULO I PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Como consecuencia de la explotación de los hidrocarburos, la oferta de energía de los yacimientos en el fondo del pozo se reduce debido a la disminución de la presión estática y del índice de productividad de los pozos, muchos de los yacimientos contenidos en algunos campos de gas del oriente de Venezuela, considerados campos maduros presentan este inconveniente, han ido disminuyendo su potencial debido al largo tiempo de producción. Es por ello, que se crea la necesidad de conocer cuál es el índice de productividad actual de los pozos y que parámetros afectan la productividad de los mismos. A través de este trabajo de investigación se pretende conocer todas estas interrogantes que serán evaluadas a través de simulaciones analíticas que permitirán definir las variables de mayor impacto en la productividad de los pozos para luego establecer estrategias a favor de la recuperación rápida de las reservas probadas. 3

17 OBJETIVO GENERAL Evaluar el impacto que tiene la variación de algunos parámetros operacionales del sistema en la producción de los pozos contenidos en los yacimientos de gas condensado del oriente de Venezuela. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1. Cuantificar el número de pozos con producción actual. 2. Recolectar y validar la información necesaria para la realización de los análisis nodales referida a caracterización de yacimientos, completación de los pozos e instalaciones en superficie. 3. Realizar una revisión bibliográfica acerca de las correlaciones de flujo vertical y horizontal, y determinar cuál de estas es la más apropiada para los pozos en estudio. 4. Construir el modelo de pozos. 5. Determinar el índice de productividad actual de los pozos activos de los campos del área de estudio. 6. Investigar y definir las variables de mayor impacto en el sistema y realizar un análisis de sensibilidad de dichas variables para cuantificar el impacto sobre el índice de productividad. 7. Optimizar la producción de los pozos tomando en cuenta las variables de mayor influencia. 4

18 ALCANCE Este proyecto está enfocado a evaluar los parámetros operacionales que afectan la producción de los pozos de los yacimientos comprendidos en algunos campos de gas del oriente de Venezuela pertenecientes a formaciones del Oligoceno de la Cuenca Oriental de Venezuela. Para ello se lleva a cabo la revisión de la producción actual de los pozos que suman un total de ciento cincuenta y siete pozos (157) con cinco (5) niveles estratigráficos de interés Arenas A, B, C, D y E con el fin de construir el modelo de pozo y determinar el índice de productividad actual. Es importante mencionar que por razones de confidencialidad no se usaran los verdaderos nombres de los pozos arenas, yacimientos e intervalos cañoneados. 5

19 JUSTIFICACIÓN Actualmente el mundo petrolero se ha sumado a la tarea fundamental de producción de crudo, la producción de gas y gas condensado. Esta nueva tendencia se debe a las facilidades de producción, siendo más limpias y menos contaminante, además del aumento del consumo de gas a nivel mundial. En relación a la problemática expuesta es necesario conocer que área de estudio comenzó a ser explotada durante las primeras décadas como yacimientos de petróleo, sin embargo esto cambio a partir de la década de los 90s cuando la visión del negocio se inclinó en otra perspectiva. La actual demanda nacional del consumo de gas, impone como reto el maximizar la producción, cualquier aporte posible comienza por conocer cuál es el índice de productividad de los pozos activos de estos yacimientos, y hacer la tarea de determinar qué parámetros afectan directamente la producción de los pozos. Esta investigación pretende proporcionar ideas experimentales aplicadas al análisis nodal con la variación objetiva de parámetros que causen fuerte impacto a la producción de los pozos, sirviendo así como base y referencia para el desarrollo futuro de estos campos aun con reservas remanentes. 6

20 LIMITACIONES Para determinar el índice de productividad operante de una serie de pozos es necesario realizar un análisis nodal, para ello se necesitan datos claves del sistema Pozo-Yacimiento. Las curvas de capacidad de producción, son una función de los principales componentes de un sistema, como son: Datos del yacimiento, características de la completación de producción, de la línea de descarga, presión en el nodo inicial y final, producción de petróleo, gas y agua, relación gas-líquido, temperatura, composición del petróleo y gas, topografía del terreno y forma de perforación del pozo, ya sea vertical, direccional u horizontal. Muchas veces la procedencia de algunos datos causan problemas en el objetivo planteado, por esta razón una de las limitaciones principales es la calidad de la información suministrada, el resultado va directamente afectado por este factor. Por tanto, aunque los datos pasen por un proceso de validación para minimizar dicho efecto, el trabajo debe ser realizado con la información disponible. Las posibles recomendaciones surgidas de esta investigación estarán limitadas al sistema conformado desde el yacimiento y hasta las estaciones de recolección, donde son medidas las tasas de producción de los pozos. 7

21 CAPÍTULO II MARCO REFERENCIAL ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN Romer José (2009) desarrolló un proyecto para la Universidad de Oriente sobre La evaluación de los parámetros que afectan la productividad de los pozos horizontales perforados en el distrito Gas Anaco. Para lograr esto fue necesario definir las condiciones iniciales de los pozos horizontales perforados en el Distrito Gas Anaco para de esta forma identificar los problemas operacionales ocurridos durante las labores de perforación y completación de los pozos horizontales en el distrito y así seguidamente determinar el grado de desviación existente entre la producción real de los pozos horizontales del distrito con respecto a la producción estimada y finalmente analizar a través de una simulación los posibles parámetros y/o factores que puedan estar causando la desviación entre la producción real y la producción estimada. Una vez obtenida la información es necesario la aplicación de la técnica de análisis nodal, ejecutada a través del simulador multifásico PIPESIM 2008 Modelo Composicional, permitiendo de esta forma la reproducción de las condiciones iniciales y la realización de las distintas sensibilidades, siendo estas puntos de partidas para hacer referencias acerca de cuál es el parámetro predominante en la productividad de estos pozos en el distrito Gas Anaco. Figuera Francisco (2007) presentó resultados a la Universidad Central de Venezuela sobre el Análisis de alternativas eficaces para la reactivación de pozos inactivos del campo Santa Ana, Arena Mayor Anaco Para ello se determinaron los pozos inactivos, analizando su estado físico y condiciones de presión y producción; además 8

22 del estudio de los yacimientos y las arenas atravesadas por ellos, para ser jerarquizados, se determinó la capacidad de separación y almacenamiento actual de la estaciones con el fin de verificar si tenían la capacidad de manejar el posible incremento de la producción, una vez recopilados los datos necesarios se utilizó el simulador PIPESIM 2003 para modelar de la manera más precisa el comportamiento de esos pozos, se ajustaron las correlaciones a utilizar por medio de un registro de presión fluyente (BHT-BHP Fluyente), se determinó el modelo de pozos finalmente se hicieron sensibilidades con el diámetro del reductor, el nivel de separación y la presión de yacimiento, esta última para estimar la presión de abandono. Basados en que la tasa de gas fuese mayor a 1 MMPCGD. MARCO TEÓRICO En la producción de petróleo están implicados dos sistemas generales, distintos pero íntimamente conectados, estos son el yacimiento, que es un medio poroso con características de almacenamiento y de flujo único; y las estructuras artificiales, que incluyen el pozo, características de la boca del pozo, las instalaciones de superficie, la separación y almacenamiento. Es por esta razón que resulta importante detallar definiciones teóricas que se deben tener en claro para la ejecución de este estudio. II. 1 SISTEMA DE PRODUCCIÓN Y SUS COMPONENTES Uno de los aspectos fundamentales que intervienen en la explotación comercial de hidrocarburos es, sin duda, el sistema de producción; entendiendo como tal el sistema de transporte de hidrocarburos desde el yacimiento hasta la estación recolectora, incluyendo los procesos de separación de sus fases: crudo, gas y agua y el tratamiento y preparación de estos fluidos para su posterior comercialización, disposición o reinyección en el subsuelo. 9

23 Los principales elementos mecánicos asociados a un sistema de producción son: pozos, líneas de flujo, múltiples de producción, separadores y equipos de tratamiento, instrumentos de medición y tanques de almacenamiento. II. 1.1 Proceso de producción El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo. En la Figura N 1 se muestra el sistema completo con cuatro componentes claramente identificados: Yacimiento, Completación, Pozo, y Línea de Flujo Superficial. Figura Nº1.Proceso de producción. [15] Existe una presión de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presión estática del yacimiento, Pws, y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo, Psep 10

24 II. 1.2 Componentes del sistema de producción En función de la necesidad que se tiene de cada uno de los elementos que intervienen como componentes de un sistema de producción, es necesario definir la funcionalidad de los más importantes: II Presión del yacimiento (Pws) Es la presión que induce al movimiento del petróleo desde los confines del yacimiento hacia los pozos y desde el fondo de éstos a la superficie. De la magnitud de la presión depende si el petróleo fluye naturalmente con fuerza hasta la superficie o si, por el contrario, la presión es solamente suficiente para que el petróleo llegue hasta cierto nivel en el pozo. Cuando se da este caso, entonces se recurre a la extracción de petróleo del pozo por medios mecánicos. La presión natural del yacimiento es producto de la naturaleza misma del yacimiento; se deriva del mismo proceso geológico que formó el petróleo y el yacimiento que lo contiene y de fuerzas como la sobrecarga que representan las formaciones suprayacentes y/o agua dinámica subyacentes que puede ser factor importante en la expulsión del petróleo hacia los pozos. De igual manera, el gas en solución en el petróleo o casquete de gas que lo acompañe representa una fuerza esencial para el flujo del petróleo a través del medio poroso. II Temperatura del yacimiento El conocimiento del gradiente de temperatura es importante y aplicable en tareas como diseño y selección de revestidores y sartas de producción, fluidos de perforación y fluidos para reacondicionamiento de pozos, cementaciones y estudios de producción y de yacimientos. La temperatura está en función de la profundidad; mientras más profunda esté el yacimiento, mayor la temperatura. Si el gradiente de temperatura es de 1 C por cada 30 metros de profundidad, se tendrá para un caso hipotético de un estrato a

25 metros, una temperatura de 50 C mayor que la ambiental y si la temperatura ambiental es de 28 C, la temperatura del estrato será 78 C, y a metros sería 128 C. II Presión de fondo fluyente (Pwf) La presión en el fondo del pozo es conocida generalmente como la presión de fondo fluyente. Es la presión que existe en el fondo de un pozo cuando este se encuentra produciendo. Esta proporciona la energía necesaria para levantar la columna de fluido del fondo del pozo hasta la superficie. Esta debe ser menor que la presión de yacimiento para permitir el flujo de fluidos desde la formación hacia el pozo. Esta presión es muy importante para el sistema ya que de ella depende toda la capacidad de la instalación que se desea conectar al yacimiento a través del pozo y así producir todo el campo. Esta presión es medida en el fondo del pozo, tomada en su punto medio del nivel productor; su determinación se la hace en forma directa usando herramientas de toma de presión. También se puede calcular utilizando ecuaciones o correlaciones. II Presión de cabezal (Pwh) Es la presión en la superficie del pozo medida a través de un manómetro. Entre esta presión y la presión de fondo fluyente debe existir un diferencial que permita el ascenso de fluido hasta la superficie (Pwf>Pwh). II Choque de fondo Se procede a la bajada de este tipo de restricción de acuerdo a la necesidad que existe de elevar la presión y controlar la energía en el flujo de la línea vertical. Como así también tener presión de aporte y elevación controlada, por lo que se va a producir una presión diferencial en la que también se tendrá una caída de presión que a su vez puede ser calculada. 12

26 II Válvula de seguridad Este componente es un elemento que se instala en la tubería vertical y que opera ante cualquier anormalidad del flujo que puede ocurrir en el transcurso de la producción, siendo vital para la seguridad operativa y productiva del pozo. II Cabeza de pozo Es un punto del sistema en el que se produce el cambio de dirección, de flujo vertical a flujo horizontal y de donde se toma el dato de la presión de surgencia para conocer la energía de producción del pozo. Siendo también un punto crítico que es tomado en cuenta para su análisis dentro del sistema. II Choque superficial Es el que controla la producción del pozo con el cual se puede aumentar o disminuir el caudal de producción. Además puede controlar el porcentaje de agua y sedimentos, para reducir o aumentar la presión en la línea de flujo del pozo, entre otros. Adicionalmente puede maximizar la producción del pozo, mantener el máximo tiempo posible el pozo en producción, ajustar la presión de descarga del mismo a los trenes de separación y evitar problemas asociados de producción. En este componente se produce una presión diferencial que puede ser calculada con una de las muchas ecuaciones para choque o estranguladores. II Línea de flujo horizontal Este componente es el que comunica la cabeza de pozo con el separador y donde el fluido presenta un comportamiento que obedece a las condiciones adoptadas para el sistema de producción de los pozos. II Separador En el proceso de separación de petróleo y gas en campos petroleros no existe un criterio único para establecer las condiciones más adecuadas de producción óptima de 13

27 los equipos, pero el estudio está orientado a obtener ciertos objetivos puntuales que den condiciones de máxima eficiencia en el proceso de separación. Obteniendo de esta manera: a) Alta eficiencia en el proceso de separación de gas-petróleo. b) Mayor incremento de volúmenes de producción. c) Incremento en la recuperación de petróleo. d) Disminución de costos por compresión. e) Estabilización del RGP relación gas-petróleo. En la Figura N 2 y la Figura N 3 se presentan los componentes del sistema de una manera más detallada así como el perfil de presión en cada uno de ellos. Figura Nº2.Componentes del sistema detallado. [16] 14

28 Figura Nº3.Perfil de presiones. [16] La pérdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado en el componente. II 1.3 Recorrido de los fluidos en el sistema II Transporte en el yacimiento El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia re del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, r w, donde la presión es Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño, S) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (µo). Mientras más grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el 15

29 yacimiento y el pozo aumentando el índice de productividad del pozo. La perforación de pozos horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo. II Transporte en las perforaciones Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la completación que puede ser un Revestidor de producción cementado y perforado, normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena. En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobrecompactación o trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración de la perforación; en el segundo caso la pérdida de energía se debe a la poca área expuesta a flujo. Al atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf. II Transporte en el pozo Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh. II Transporte en la línea de flujo superficial Al salir del pozo si existe un reductor de flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presión es la presión de la línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo. 16

30 II. 1.4 Índice de Productividad La presión de fondo fluyente Pwf en el área operacional es conocida como BHP fluyendo, la diferencia entre esta y la presión estática del pozo Pws es el abatimiento de presión. Es así como el índice de productividad es la relación entre la tasa de aporte del pozo y la caída de presión entre el área de drenaje y el pozo. Comúnmente conocido como J. El índice de productividad es una medida del potencial del pozo o de su capacidad de producir, y es una propiedad de los pozos comúnmente medida después de un período de cierre del pozo suficientemente largo para obtener equilibrio en la presión del yacimiento, empleando un medidor de presión de fondo se determina la presión estática (Pws), y luego que el pozo haya producido a una tasa estabilizada por un tiempo determinado se mide la presión fluyente en el fondo (Pwf), empleando el mismo medidor. La diferencia (Pws - Pwf) se denomina presión diferencial o caída de presión. La tasa de flujo se determina por medio de medidas en el tanque de almacenamiento o, en algunos casos, de medidas de los separadores o con medidores de desplazamiento positivo. La variación del J depende de cómo fluctúa la tasa de producción y el diferencial de presión, en tal forma que esta variación es directamente proporcional a la presión diferencial de fondo. La máxima tasa que un pozo puede producir depende del índice de productividad a las condiciones existentes en el yacimiento y la presión diferencial (Pws-Pwf) disponible. Si la presión de producción de fondo se mantiene cerca de cero, manteniendo el nivel de fluido en el pozo muy bajo la presión diferencial disponible será la presión existente en el yacimiento y la tasa máxima de producción será Pws*J. Las tasas de los pozos en algunos estados se limitan a determinadas producciones permisibles máximas que dependen de un número de factores, incluyendo 17

31 espaciamientos en los pozos, profundidad y demanda actual de petróleo. En algunos estados también se controla por la razón gas-petróleo. En pozos que producen agua, el índice de productividad, basado en la producción de petróleo solamente, disminuirá a medida que el porcentaje de agua aumenta debido a la disminución en la permeabilidad del petróleo, aunque no ocurra una caída considerable en la presión del yacimiento. En el estudio de pozos (productores de agua) a veces es práctico referir en índice de productividad en base del flujo total, incluyendo agua y petróleo, ya que en algunos casos el porcentaje de agua alcanza el noventa y nueve por ciento o más. En caso de petróleo se usara la Ecuación 1 para calcular el índice de productividad. J = qo Pws Pwf Ec (1) Donde, Pws= presión estática (lpca) Pwf= presión de fondo fluyente (lpca) qo= tasa de petróleo (Bls/día) qg= tasa de gas (MMPc/día) II. 2 ANÁLISIS NODAL Al implementar el diseño de un sistema o una optimización del mismo, se requiere un análisis de cada componente, en conjunto con el del sistema completo. Este análisis generalmente es llamado análisis nodal del sistema. Este es realizado en forma sistemática, permitiendo determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos, y consiste en dividir este sistema de producción en nodos de solución para calcular caídas de presión, así como gasto de fluidos producidos, y 18

32 de esta manera, poder determinar las curvas de comportamiento de afluencia y el potencial de producción de un yacimiento. Como resultado de este análisis se obtiene generalmente un incremento en la producción y el mejoramiento de la eficiencia de flujo cuando se trata de un pozo productor, pero cuando se trata de un pozo nuevo, permite definir le diámetro óptimo de las tuberías de producción, del estrangulador, y línea de descarga por el cual debe fluir dicho pozo, así predecir su comportamiento de flujo (aporte de hidrocarburos) y presión para diferentes condiciones de operación. Este análisis es muy flexible y práctico ya que se puede aplicar a cualquier tipo de pozo (vertical, horizontal, multi-capas, multi-lateral), ya sea de crudo o gas, con flujo natural o con levantamiento artificial. El procedimiento básico consiste en dividir el pozo en cuatro componentes básicos: yacimiento, completación, tubería de pozo y tubería de superficie, para encontrar las pérdidas de presión que se presentan en cada uno en función del caudal total. El punto más común para ubicar el nodo es el fondo del pozo. Durante el análisis se calcula y se gráfica la caída de presión desde el yacimiento hasta el nodo (llamada curva Inflow), y desde la superficie hasta el nodo (llamado curva Outflow), para diferentes caudales. II. 2.1 Curvas de comportamiento de afluencia (IPR) El comportamiento de afluencia o IPR se define como la relación que existe entre las presiones de fondo fluyente y sus correspondientes tasas de producción; y representa la habilidad que tiene el yacimiento para entregar fluidos al pozo, es decir, el comportamiento de flujo indicara la respuesta de la formación a un abatimiento de presión en el pozo productor. Generalmente esta relación se representa mediante un gráfico de Pwf contra ql, donde ql es la producción neta de líquidos. Para calcular la caída de presión (abatimiento) en un yacimiento, se requiere una expresión que muestre las pérdidas de energía o presión debido al esfuerzo viscoso o fuerzas de fricción como una función de la velocidad o gasto. Para expresar la 19

33 ecuación de afluencia en un determinado pozo productor, es necesario aplicar la combinación las siguientes ecuaciones: a) Ecuación de la conservación de la masa b) Ecuación de movimiento c) Ecuación de estado Históricamente el primer intento para construir una curva de comportamiento de afluencia de un pozo o IPR (Inflow Performance Relationship), resultó de la suposición de que la IPR era una línea recta. Por lo tanto, bajo esta suposición, el flujo de líquido en un pozo será directamente proporcional a la caída de presión en el fondo del mismo, también conocida como índice de productividad. Aplicada en yacimientos con presión de fondo fluyente mayor a la presión de burbujeo. La constante de proporcionalidad con la cual se mide la productividad de un pozo se llama índice de productividad (IP) y la ecuación que la define es la descrita en el punto anterior. Por otro lado el comportamiento de afluencia (IPR) depende de los efectos de bordes sobre el área de drenaje. Los valores de IPR pueden ser desarrollados para estados estable, pseudo estable y transitorio. También para la geometría del pozo (horizontal, vertical). a) Estado estable Definido como el régimen de flujo donde la presión en cualquier punto del yacimiento no varía con el tiempo, indicando que cada unidad de masa retirada está siendo reemplazada por la misma cantidad que se adiciona al sistema. Este estado de flujo prevalece cuando la presión se propaga constantemente a través de los límites del yacimiento, es decir que toda la energía que se pierde con la producción es restaurada mediante el mantenimiento de la presión por acción de un acuífero activo, presencia de una capa de gas o por la inyección de algún fluido de desplazamiento. 20

34 b) Estado Pseudo Estable Se presenta cuando la presión declina linealmente en el tiempo, por lo tanto varia de igual manera en cualquier punto del yacimiento. c) Estado Transitorio Representa que la presión del yacimiento varia con el tiempo. En este estado el pozo se somete a producción a condiciones de presión de fondo constantes. Inicialmente la presión avanza dentro del yacimiento drenando una cantidad de fluidos, a medida que la presión avanza el movimiento de flujo es menor dentro del yacimiento. Una vez que la presión llega a la frontera, no existe un soporte para sostener la presión esta cae a otro punto de modo que se mantenga la presión del pozo constante. II. 2.2 Curva de Demanda TPR (Tubing Performance Relationship) Representa la caída de presión necesaria para producir un fluido a través de la tubería de producción. A una tasa de flujo específica, este comportamiento se puede determinar por correlaciones. Esta curva muestra la presión que requiere o le demanda el sistema al fluido para que este pueda vencer la resistencia y llegue a un punto definido. Generalmente un nodo o una presión conocida. Las presiones necesarias para diferentes caudales se calculan partiendo del separador y encontrando el diferencial de presión existente hasta el sitio en consideración usando la teoría de flujo multifásico en dirección contraria al flujo. La representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda de energía de la instalación (Outflow Curve). Si se elige el fondo del pozo como el nodo, la curva de oferta es la IPR (Inflow Performance Relationships) y la de demanda es las VLP (Vertical Lift Performance). Al graficar ambas curvas se obtienen resultados como lo indica la Figura N 4. 21

35 Punto de Operación Figura Nº4. Curva de análisis nodal (VPL vs IR). [15] El procedimiento del análisis nodal ha sido reconocido en la industria petrolera como un medio adecuado para el diseño y evaluación, tanto en pozos fluyentes como en pozos que cuentan con un sistema artificial de producción, debido a las necesidades mayor de energéticos, y a los incentivos derivados del precio de los hidrocarburos. En el análisis nodal se evalúa un sistema de producción dividiéndolo en tres componentes básicos: a) Flujo a través de un medio poroso (Yacimiento), considerando el daño ocasionado por lodos de perforación, cemento, etc. b) Flujo a través de la tubería vertical (Aparejo de producción), considerando cualquier posible restricción como empacamientos válvulas de seguridad, estranguladores de fondo, etc. c) Flujo a través de la tubería horizontal (línea de descarga), considerando el manejo de estranguladores en superficie. La selección de la estrategia de producción de un yacimiento está basada en su flexibilidad, conservación de la energía y lo más importante en su economía, por lo que es preciso conocer los parámetros involucrados en la misma. Para alcanzar las condiciones óptimas para flujo del fluido proveniente del yacimiento, los 22

36 componentes del sistema de producción deben ser adecuados, es decir, se deben tomar en cuenta las características del yacimiento a fin de escoger de manera óptima parámetros como: a) Diámetros de tuberías de producción, líneas de flujo, de reductores. b) Presiones de cabezal, y en el separador. c) Diseño del levantamiento artificial, entre otros. Con esta técnica se obtiene la solución matemática de la interacción de los elementos antes mencionados, en un punto o nodo del sistema. Estos nodos pueden ser de dos tipos: Funcional y solución. a) Nodo Funcional: Son nodos en los que se presenta un diferencial de presión, siempre y cuando la presión de la tasa de flujo pueda ser presentada por alguna función física o matemática. Existen diferentes herramientas de subsuelo y de superficie que pueden ser clasificados como nodos funcionales, por ejemplo, estranguladores superficiales, restricciones de la tubería de producción, válvulas de seguridad, perforaciones, entre otros. Básicamente un nodo funcional equivale a dispositivos mecánicos o una restricción de flujo. b) Nodo simple Para el análisis nodal, un sistema de producción incluye todos los elementos involucrados en el flujo de los fluidos desde la formación hasta superficie, a saber: Presión estática del yacimiento, comportamiento de afluencia, curva IPR, esquemas de completamiento particulares en el pozo flujo a través de la tubería de producción que incluye restricciones de fondo y válvulas de seguridad, y flujo a través de estrangulador superficial, líneas superficiales, facilidades de superficie, separador, entre otros. 23

37 II. 2.3Principales funciones del análisis nodal a) Ayuda a determinar la producción que todo el sistema en conjunto es capaz de producir. b) Muestra el efecto sobre la producción al cambiar los parámetros de presión de cabezal del pozo o del separador, los tamaños de la tubería de producción y del orificio, la densidad de cañoneo y la estimulación, etc. c) Estima la producción basándose en las condiciones futuras del yacimiento. d) Identifica cuellos de botella en el sistema (daños a la formación), limitaciones de la Completación que causan pérdidas de productividad o de inyectividad). e) Cuantifica el incremento esperado de la producción al eliminar las restricciones. II. 2.4 Principales pérdidas de presión que ocurren el sistema Para predecir el comportamiento del sistema, se calcula la caída de presión en cada componente. Este procedimiento comprende la asignación de nodos en varias de las posiciones claves dentro del sistema como se muestra en la Figura N 5. Entonces, variando los gastos y empleando el método y correlación de flujo multifásico que se considere adecuado dependiendo de las características de los fluidos, se calcula la caída de presión entre dos nodos. 24

38 Figura Nº 5. Características de capacidad de producción. Caídas de presión. [17] La pérdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidas y, especialmente, del caudal de flujo transportado, de tal manera que la capacidad de producción del sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía d la instalación para transportar los fluidos hasta la superficie. La suma de las pérdidas de energía en la forma de presión de cada componente es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws, y la presión final, Psep. Pws Psep = Py + Pc + Pp + PI Ec. (2) Py = Pws - Pwfs = caída de presión en el yacimiento, (IPR). Pc = Pwfs Pwf = caída de presión en la Completación, (Jones, Blount & Glaze). Pp = Pwf Pwh = caída de presión en el pozo. (FMT vertical). 25

39 Pl = Pwh Psep = caída de presión en línea de flujo. (FMT horizontal). II. 2.5 Posiciones más comunes para el análisis nodal En la Figura N 6 se muestran las posiciones más comunes de los nodos siendo estas ubicadas en: 1. Separador 2. Estrangulador de superficie 3. Presión en el cabezal del pozo 4. Válvula de seguridad 5. Restricciones 6. Presión en el fondo de las tuberías de producción 7. Presión en la cara de las perforaciones 8. Presión promedio del yacimiento Figura Nº6. Posiciones de nodos. [13] Se debe considerar que las posiciones más comunes para el estudio del comportamiento del pozo son: a) En la mitad del intervalo productor, en el fondo del pozo. Con esto se aísla el efecto de la curva IPR. 26

40 b) En el tope del pozo (cabeza de pozo). Aislando de esta manera la línea de flujo de los efectos de las presiones de superficie sobre la producción. c) A través del intervalo completado. d) En el separador que permite analizar los diversos valores de las presiones de separación sobre la producción. Este nodo presenta un significado relevante ya que representa la presión de trabajo del separador, la cual en general es fija y definida con criterios de diseño de las facilidades de superficie, y por lo tanto no fluctúa con los cambios en el caudal; caso similar ocurre con el nodo ubicado en la presión estática del yacimiento, los cuales representan el punto de partida para iniciar los cálculos y resolver el análisis en un nodo seleccionado. Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del pozo, pero la disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso de producción: cabezal del pozo, separador, etc. Después de seleccionar un nodo de solución, las caídas de presión son adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, el cual generalmente es la presión estática del yacimiento, hasta que se alcanza la convergencia en las iteraciones de cálculo para obtener el valor del nodo de solución. Para utilizar el concepto nodal, al menos se deberá conocer la presión en el punto de partida. En un sistema de producción se conocen siempre dos presiones, las cuales se consideran constantes para fines de cálculo, siendo éstas la presión estática del yacimiento (Pws) y la presión de separación en la superficie (Psep). Por lo tanto, los cálculos pueden iniciar con cualquiera de ellas, para después determinar la presión en los nodos de solución intermedios entre estas posiciones de partida. Los resultados del análisis del sistema no solamente permitirán la definición de la capacidad de producción de un pozo para una determinada serie de condiciones, sino que también muestran los cambios en cualquiera de los parámetros que afectan su comportamiento. Por lo tanto, el resultado neto es la identificación de los parámetros que controlan el flujo en el sistema de producción. 27

41 II. 3 FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS El estudio del flujo multifásico en tuberías permite estimar la presión requerida en el fondo del pozo para transportar un determinado caudal de producción hasta la estación de flujo en la superficie. El flujo multifásico en tuberías es el movimiento concurrente de gases y líquidos dentro de las mismas. La mezcla puede existir en varias formas o configuraciones: como una mezcla homogénea, en baches de líquido con gas empujándolo o pueden ir viajando paralelamente uno con otro, entre otras combinaciones que se pueden presentar. II. 3.1 Flujo Multifásico Vertical Los estudios realizados en el comportamiento del flujo multifásico en tuberías verticales tienen como objetivo predecir el gradiente de presión a través de la tubería de producción, debido a la importancia que tiene para estudiar el comportamiento del pozo. Se conoce con el nombre de gradiente de un fluido, al perfil de presiones que este tienen a lo largo de la tubería que lo contiene. El gradiente de presión de un fluido es una curva que permite visualizar como varia la presión del fluido en todos los puntos de la tubería a medida que este va fluyendo. II. 3.2 Flujo Multifásico en Tuberías Horizontales En el flujo multifásico horizontal las componentes del gradiente de presión son la fricción y el cambio de energía cinética (aceleración). La caída de presión en flujo multifásico horizontal puede llegar a ser 5 a 10 veces mayores que las ocurridas en el flujo monofásico, esto se debe a que la fase gaseosa se desliza sobre la fase líquida, separadas ambas por una interfase que puede ser lisa o irregular dependiendo del patrón de flujo. 28

42 II. 3.3Correlaciones de flujo Multifásico Las correlaciones desarrolladas mediante técnicas de laboratorio y/o datos de campo poseen sus limitaciones al aplicarlas en condiciones diferentes a las de su deducción. Sin embargo los factores más importantes tomados en cuenta son: el cálculo de la densidad de la mezcla, el factor de entrampamiento de líquido, los regímenes de flujo y el factor de fricción. A su vez, las correlaciones para predecir el gradiente de presión durante el flujo multifásico en tuberías verticales, se clasifican en categorías: a) Correlaciones tipo A: las cuales consideran que no existe deslizamiento entre las fases y no establecen regímenes de flujo. Entre ellas se encuentran las publicadas por: Poettman y Carpenter, Gilbert y Fancher y Brown. b) Correlaciones tipo B: las cuales consideran que existe deslizamiento entre las fases pero no establecen régimen de flujo. Dentro de esta categoría esta la correlación de Hagedorn y Brown. c) Correlaciones tipo C: las cuales consideran que existe deslizamiento entre las fases y regímenes de flujo. Dentro de esta categoría se encuentran las correlaciones de Duns y Ros, Orkiszewky, Aziz, Govier y Fogarasí, Beggs & Brill y Hagedorn y Brown modificada. Las correlaciones comúnmente utilizan interacciones de la fase liquida y gaseosa. La fase liquida está representada por la unión del agua y el aceite. La exactitud de las correlaciones son por lo general bastante buenas para fluidos en particular, sin embargo, su exactitud es desconocida cuando se aplican a otras mezclas de hidrocarburos. Incertidumbres adicionales resultan de la explotación a veces necesaria de los métodos más allá de sus rangos definidos en cada correlación. Existen varios tipos de correlaciones para flujo de fluidos en tuberías, para efectos de esta investigación se mencionan las que trabaja el simulador PIPESIM

43 II Correlaciones de flujo Multifásico Vertical a) Govier, Aziz & Fogarasi Propuso un método en 1972 el cual dependía de los regímenes de flujo, y presento una nueva correlación para los regímenes de burbuja y bache. El método de Duns y Ross fue usado para flujo niebla, y la interpolación Duns y Ros fue usada en flujo transición. b) Gray Original La correlación fue desarrollada por H. E. Gray de la compañía petrolera Shell, para fases de gas, predominantemente para sistemas de gas y condensado en flujo multifásico vertical. Gray consideró una fase simple, asumiendo que el agua o condensado van adheridos en las paredes de la tubería en forma de gotas. La correlación es aplicada para casos en los que se considera que las velocidades para flujo vertical estén por debajo de 50 pie/s, que el tamaño de la tubería de producción sea menor de 3½" y que las relaciones de condensado y agua estén por debajo de 50 Bls/MMPCN y 5 Bls/MMPCN, respectivamente. c) Beggs & Brill Original Desarrollaron su correlación luego de un estudio de flujo multifásico en tubos horizontales e inclinados. La correlación está basada en un mapa de régimen de flujo, que primero es determinado como si el flujo fuera horizontal. Luego se calcula el hold up horizontal por correlaciones que después serán corregidas para tuberías inclinadas, el sistema de prueba está compuesto por dos tuberías, una de 1 y otra de 1,5 en acrílico de 90 pies de largo, pudiéndose inclina a cualquier ángulo. Para el tamaño de tubería, las tasas de líquido y gas fueron variadas, de modo que todos los patrones de flujo fueran observados cuando el tubo estuviera en posición horizontal. Después que un set particular de caudales fue establecido, el ángulo del tubo fue variado por la gama de ángulos, de modo que los efectos del ángulo sobre el hold up 30

44 y el gradiente de presión pudieran ser observados. La correlación fue desarrollada de 584 pruebas. Puede ser usado para tuberías con algún ángulo de inclinación, su mayor aplicación ha sido en el área de diseño de tuberías, su aplicación se ha incrementado en la industria. d) Hagerdorn & Brown El estudio realizado por Hagerdorn y Brown para determinar una correlación generalizada en la que puede incluir todos los rangos prácticos de caudales de flujo, un amplio rango de relación gas- liquido todos los diámetros ordinarios de tuberías y el efecto de las propiedades del fluido. Los datos fueron tomados para diámetros de tuberías en el rango de 1 nominal 2 ½ nominal en el estudio incluyo todos los trabajos anteriores hechos por estos equipos de investigadores sobre los efectos de la viscosidad del líquido. El término de la energía fue incorporado en la ecuación de energía porque el término fue representativo en pequeñas diámetros de tuberías en la región de la superficie donde el fluido tiene baja densidad. Dos ajustes fueron realizados necesariamente para aprovechar estas correlaciones. Desarrollaron una correlación general para un amplio rango de condiciones. Los aspectos principales de dicha correlación son: a) La ecuación de gradiente de presión incluye el término de energía cinética y considera que existe deslizamiento entre las fases. b) No considera los patrones de flujo c) El factor de fricción para flujo bifásico se calcula utilizando el diagrama de Moody. d) La viscosidad liquida tiene un efecto importante en las pérdidas de presión que ocurre en el flujo bifásico. e) El factor de entrampamiento líquido o fracción del volumen de la tubería ocupado por líquido es función de cuatro (4) números adimensionales: número de velocidad líquida, número de velocidad del gas, número del diámetro de la tubería y el número de la viscosidad líquida (introducidas por Dunas & Ros). 31

45 El rango de aplicabilidad de este método es: - Viscosidad entre 1 y 110 F. - GOR menor a 5000.PCN/BND - Gravedad API 25 a 40. e) Gray Modified Similar a la Gray original con la variación que la anterior asume un N de Reynolds de hasta 1 millón y esta lo calcula para cada caso. Además esta versión considera para los cálculos el valor de pseudo-rugosidad. f) ANSARI El modelo de Ansari fue desarrollado como parte del programa de investigación de la Universidad de Tulsa, Proyectos de Flujo de Fluidos. Un modelo comprensivo fue formulado para predecir patrones de flujo y las características del flujo de dichos patrones predichos para flujos bifásicos. El modelo mecanístico está compuesto de un modelo para predicción de patrón de flujo y un juego de modelos independientes para predecir hold up y caídas de presión en patrones burbuja, tapón y anular. El modelo fue evaluado usando los datos de pozos proporcionados por el proyecto de la Universidad de Tulsa, que está compuesto de 1775 casos de pozos, siendo 371 de los datos de campo Prudhoe Bay. El modelo fue comparado con seis correlaciones empíricas comunes y el modelo mecanístico de Hasan & Kabir. El modelo tiene un excelente comportamiento para flujo anular y flujo burbuja. A nivel global, el modelo presento el segundo menor error después de Hagerdorn & Brown. Nota: en Perform, es llamado Ansari Mecanístico 32

46 g) Orkiszewski Esta correlación fue desarrollada por la necesidad de encontrar una ecuación que se pudiera aplicar a un gran rango de condiciones del flujo multifásico, para el cálculo de caídas de presión. Inicialmente orkiszewski observo el comportamiento de cinco correlaciones diferentes, que existían previamente, para determinar cuál se ajusta mejor en diversas condiciones. Primero fueron probadas la correlación de poettmann la de Terk, en los cuales no se tiene en cuenta el hold up del líquido en el cálculo de la densidad. Posteriormente se analizó el método de Hagedorn y Brown, donde si se tiene en cuenta el hold up del líquido. Pero en los cálculos es indiferente el régimen en el que se encuentra el fluido. Por último se analizaron los métodos de Grifftih y Walls y el de Duns y Ross. Que tienen en cuenta el hold up, y el régimen en que se encuentra el fluido, para el cálculo de la densidad y de las pérdidas de presión por fricción. El método que presento mejores resultados fue el de Griffith, pero no se adaptaba bien a altas tasas de flujo y altas relaciones de gas. El trabajo realizado por Orkiszewski, consistió en un mejoramiento del método de Griffith, para adaptarlo a las condiciones donde no presenta buenos resultados. Este método puede predecir las caídas de presión para flujo de dos fases, con una precisión de alrededor 10%, sobre un gran rango de condiciones de flujo. La precisión del método se verifico cuando los valores de las predicciones fueron comparados con las caídas de presión de 148 pozos. La mejora de este método sobre los demás, se encuentra en que el hold up del líquido es derivado de fenómenos físicos observados, el gradiente de presión está relacionado con la distribución geométrica de las fases liquida y gaseosa (regímenes de flujo). Y ofrece una buena descripción de lo que ocurre dentro de la tubería. La limitación de la correlación Orkiszewski está en que en el trabajo experimental, ninguno de los pozos en los que se probó presentaba flujo anular, por esta razón hay 33

47 que utilizarlo con precaución cuando el fluido se encuentre en este régimen. Esto no quiere decir que no sea bueno en el régimen anular, solo que no fue probado. Este método es aplicable a tuberías verticales, o con poco grado de inclinación, preferiblemente. h) Duns & Ros Este método es el resultado de una investigación de laboratorio a gran escala con modificaciones y ajustes usando datos de campo. Duns & Ros eligieron un enfoque un poco diferente que la mayoría de los investigadores. El gradiente de presión es expresado como una fracción del gradiente hidrostático del líquido. Ellos definieron arbitrariamente el gradiente de presión estática como el peso del volumen por la densidad in-situ y desarrollaron correlaciones para la fricción en la pared de la tubería, de sus extensos datos de laboratorio para cada una de las tres amplias regiones de flujo. Aunque usaron en un punto específico un balance de presión en lugar de un balance de energía, sus ecuaciones son un balance de energía termodinámico. El gradiente total incluye un gradiente estático, un gradiente de ficción y un gradiente de aceleración. Los efectos de resbalamiento entre el gas y el líquido son incorporados en el gradiente estático y se mantienen separados de los efectos debidos a la fricción. Los regímenes de flujo fueron definidos en función de números adimensionales. Ellos separaron el flujo dentro de tres tipos de regiones y prepararon correlaciones separadas para el resbalamiento y fricción en las tres regiones. Estas regiones son: a) Región 1: la fase líquida es continua, y el flujo burbuja, flujo tapón y parte del flujo bache existen en este régimen. b) Región 2: en esta región las fases de líquido y gas se alternan. La región por lo tanto cubre el patrón de flujo bache y el resto del flujo burbuja. c) Región 3: en esta región el gas es la fase continua por lo que en esta región se encuentra el flujo neblina. Los autores consideran que existe deslizamiento entre las fases y establecen patrones de flujo. Esta correlación es aplicable para un amplio rango y condiciones de flujo. 34

48 II Correlaciones de flujo horizontal El problema del flujo horizontal bifásico se considera tan complejo como el flujo bifásico vertical. Para el diseño de las tuberías de gran longitud es necesario conocer las caídas de presión que se producen a lo largo de ellas. La predicción de las caídas de presión, cuando una mezcla de gas y líquido fluye en un conducto cerrado, es uno de los mayores problemas de ingeniería. a) Mukherjee & Brill Desarrollaron una correlación siguiendo un estudio de comportamiento de caída de presión en flujo multifásico inclinado. Para flujo burbuja y bache, un factor de fricción sin deslizamiento calculado del diagrama de Moody se adecuó a los cálculos de pérdidas de fricción. En flujo estratificado, el gradiente de presión por fricción es calculado en base a un balance de momento para cada fase asumiendo interfaz gaslíquidos lisa. El flujo anular, la correlación para el factor de fricción se presentó en función de la relación entre el hold up y el factor de fricción Moody. Los resultados obtenidos coincidieron con los datos experimentales y las correlaciones fueron verificadas con datos de Bahía Prudhoe y Mar del Norte. b) Beggs & Brill (1973): Es una de las ecuaciones más utilizadas y cubre varios rangos de tasas y diámetros internos de la tubería. Desarrollaron un esquema para caídas de presión en tuberías inclinadas y horizontales para flujo multifásico. Establecieron ecuaciones según los regímenes de flujo segregado, intermitente y distribuido para el cálculo del factor de entrampamiento líquido y definieron el factor de fricción bifásico independientemente de los regímenes de flujo. c) Beggs & Brill Revised En la misma se mejoraron los siguientes métodos que no se usaron en la correlación original. 35

49 a) Un régimen de flujo adicional, el flujo burbuja considerando que no asume error en el (Hold Up) b) El factor de fricción del modelo de tubería lisa normal fue cambiado, utilizando un factor de fricción en fase simple basado en el rango de la velocidad de fluido. d) Beggs & Brill (Revisada mapa de Taitel - Dukler) Es la correlación de Beggs & Brill basada en el mapa de patrones de flujo de Taitel- Dukler. e) Beggs & Brill (mapa de Taitel - Dukler) La correlación de Beggs & Brill estándar basada con el mapa de patrones de flujo de Taitel Dukler. f) Taitel and Dukler En 1976 los autores realizaron un gráfico de regímenes de flujo basados en el análisis teórico de la transición de los patrones de flujo. Este grafico se generó por propiedades particulares de gas y líquido y de un tamaño particular de tubería. Un gráfico para flujo aire- agua en tubería de 2 pulgadas de diámetro interno. Este grafico identifica cinco posibles regímenes de flujo: burbuja, burbuja disperso (un régimen burbuja donde estas son tan pequeñas que no ocurre deslizamiento), tapón, espuma y anular o neblina. La transición tapón-espuma es significativamente diferente a los otros gráficos de regímenes de flujo ya que el flujo tapón es el fenómeno que lidera la teoría de Taitel y Dukler. g) Dukler ET AL Desarrollo correlaciones para el factor de fricción y hold up, de datos de campo. Esta correlación es recomendada en el manual de díselo publicado por la AGA y API. 36

50 h) Dukler, Aga & Flanagan: La correlación de Dukler, AGA & Flanagan fue desarrollada para sistemas de gas condensado en tuberías horizontales e inclinadas. Se consideró cinco regímenes de flujo: burbuja, intermitente, anular, neblina y Estratificado. La ecuación de Dukler es usada para calcular las pérdidas de presión por fricción y el factor de entrampamiento ( Hold Up ) y la ecuación de Flanagan es usada para calcular el diferencial de presión por elevación. No existe una correlación que sea la más adecuada para utilizarla en todas las aplicaciones. Cuando se utiliza algún modelo, se debe examinar la clase de sistemas en las cuales está basado, es decir, si el modelo y los datos que lo soportan son compatibles físicamente con el sistema propuesto para su aplicación. En la Tabla N 1 se observa un resumen del rango de aplicaciones que poseen cada una de estas correlaciones de flujo. 37

51 Tabla Nº1. Resumen de aplicabilidad de las correlaciones de flujo. [19] Correlación Fecha Sustento Flujo Vertical Duns & Ros 1961 Datos de Campo y la Hadedorn & Brown 1965 Datos de Campo y la Revisión y modificación Orkiszewski 1967 de otros Modelos Aziz & Govier 1972 Datos de Campo y la Beggs & Brill 1973 Datos de Laboratorio Gray 1974 Datos de campo Flujo Horizontal Lochart- Martinelli 1949 Datos de Laboratorio Eaton 1966 Datos de Campo y lab Diámetro de Tubería Amplio Rango 1 a 4 Pulgadas Amplio Rango Amplio Rango 1 a 1.5 Pulgadas < 3.5 pulgadas 0.05 a 1.10 pulgadas 2 a 4 pulgadas Amplio Rango Dukler Datos de Laboratorio Flujo Inclinado Mukherjee- Brill 1983 Datos de Laboratorio 1.5 pulgadas Fluido Aceite, gas y agua Aceite, gas y agua Aceite, gas y agua Aceite, gas y agua Gas y agua Gas y Condensado Aceite, gas y agua Aceite, gas y agua Aceite, gas y agua keroseno, aceite lubricante y gas II. 3.4 Regímenes de flujo multifásico La forma en que las dos fases estén distribuidas dentro de la tubería tiene una gran influencia sobre el gradiente de presión y el deslizamiento entre las fases. El régimen o patrón de flujo es una descripción cualitativa de la distribución de las fases. Un régimen de flujo es una distribución o descripción de la estructura del flujo de una fase en relación con la otra. La inclinación de la tubería junto a la dirección del flujo tiene un gran efecto sobre el régimen de flujo. 38

52 a) Flujo Monofásico Se refiere al de una sola fase, liquido sin gas libre. La presión en la tubería es aún menor que la presión de burbujeo. Pwf> Pb b) Flujo burbuja Es el tipo de flujo que resulta cuando debido al agotamiento de la presión en la tubería de producción, se causa la formación de burbujas, las cuales se dispersan en el líquido (fase continua), siendo la distribución aproximadamente homogénea a través de la sección transversal de la tubería. c) Flujo tapón Comienza cuando la burbuja de gas aumenta de tamaño y se vuelven numerosas, por lo que las burbujas más grandes se deslizan hacia arriba a mayor velocidad que las pequeñas, arrastrando a las mismas. Puede llegarse a una etapa en la cual, estas burbujas son del mismo diámetro de la tubería de producción. d) Flujo anular Se produce cuando las burbujas de gas se expanden y atraviesan los tapones de líquidos más viscosos, originando que el gas forme una fase continua cerca del centro de la tubería, llevando hacia arriba pequeñas gotas de líquido en ella, y a lo largo de la tubería se produce una película de líquido que se mueva hacia arriba. e) Flujo espuma Es el que se produce si el líquido tiene tensión interfacial alta, las burbujas no se unen, en un lugar, el gas y el líquido se combinan para formar una espuma perdurable. Esto ocurre, el fluido es muy ligero, no hay diferencia entre las velocidades del líquido y del gas, pero fricción es muy grande. Cuando se trata de crudos con menos de 14 API, o emulsiones con más de 90% de agua, la espuma que se forma causa problemas de producción, separación y medición. 39

53 f) Flujo neblina A medida que la velocidad del gas continua (a causa de la reducción de presión), se produce una inversión en el medio continúo. El gas pasa a ser el medio continuo, y el flujo pasa a condición de neblina, es decir, el líquido fluye en forma de pequeñas gotas suspendidas en una fase gaseosa continua, por lo que no se considera deslizamiento entre fases. La mezcla es muy liviana, pero existe una diferencia entre el gas y el líquido. La fricción no tiene importancia en este tipo de flujo. Es posible encontrar uno o varios regímenes de flujo en un pozo. La mayoría de los flujos bifásicos de los crudos pesados se pueden representar por flujo burbuja. Sin embrago, el flujo de condensado con altas relaciones gas- liquido se representa por flujo neblina. En las Figuras N 7 y 8 se puede observar como es el comportamiento de estos regímenes de flujo para tuberías verticales y horizontales. Figura Nº7.Patrones de Flujo Multifásico de Tuberías Verticales. [16] 40

54 Figura Nº 8.Flujo Multifásico en Tuberías Horizontales. [13] 41

55 II. 4 FLUJO MULTIFÁSICO A TRAVÉS DE ESTRANGULADORES. Los estranguladores son dispositivos mecánicos que se utilizan en los pozos para provocar una restricción al flujo, con objeto de controlar el aporte de agua y arena proveniente de los yacimientos. La predicción del comportamiento del flujo de mezclas gas líquido en orificios no es un problema que pueda considerarse resuelto. Existen numerosos estudios sobre este tema y se han desarrollado varias correlaciones que relacionan el gasto a través del orificio, la presión y temperatura antes del orificio y el área de estrangulamiento cuando el flujo es crítico. Algunas de las correlaciones obtenidas están basadas en trabajos experimentales y se ajustan razonablemente a los rangos probados, sin embargo, se desconoce su precisión fuera de esos límites. En el desarrollo de sus correlaciones los autores han supuesto diversas relaciones de presión crítica. Establecer un valor fijo para dicha relación implica una simplificación que indudablemente se reflejará en la exactitud de las predicciones que se obtengan al aplicar las correlaciones citadas. Por lo tanto, es recomendable que al desarrollar una correlación se investiguen las fronteras de flujo crítico y además que las relaciones se cumplan para los casos extremos en los que tiene flujo solo de gas o flujo solo de líquido. Existen diversas correlaciones que predicen el comportamiento de flujo multifásico a través de estranguladores, pero las más utilizadas son las de Gilbert, Ros, Baxendell y Achong en la Tabla N 2 se observan estas correlaciones. A partir de datos de producción Gilbert desarrolló una expresión tomando como base la relación de las presiones antes y después de un orificio para flujo sónico de una fase, recomendando que dicha relación fuera de o menor. Ros, Baxendell y Achong, tomaron como base el trabajo de Gilbert y cada uno estableció una correlación en la que sólo variaron los coeficientes de flujo. La forma general de las ecuaciones desarrolladas por estos investigadores se encuentra descrita en la Ecuación 3. 42

56 P th = Aq L(RGL) B D 64 C Ec. (3) Dónde: Pth = Presión corriente arriba (psi) ql = Producción de líquido ( BPD ) R = Relación Gas libre Líquido (pies 3 / Bl) dc = Diámetro del estrangulador ( 64 avos de pulgada ) A, B, C = constantes que dependen de la correlación y que toman los siguientes valores: Tabla Nº2.Parámetros a Emplear en Ecuación 3. [16] A Correlación RGL: SCF/STB RGL: MSCF/STB B C Pres. en Gilbert ,546 1,89 Psig Ros ,4 0,5 2 Psia Achong 340 3,81 0,65 1,88 Psig II. 5 DISEÑO DE EXPERIMENTOS Los modelos de diseño de experimento son modelos estadísticos clásicos cuyo objetivo es investigar si unos determinados factores influyen en una variable de interés y, si existe influencia de algún factor, cuantificar dicha influencia. El objetivo del diseño de experimento es estudiar si cuando se utiliza un determinado tratamiento se produce una mejora en el proceso o no. Para ello se debe experimentar aplicando el tratamiento y no aplicándolo. Si la variabilidad experimental es grande, solo se detectará la influencia del uso del tratamiento cuando este produzca grandes cambios en relación con el error observación. Las técnicas de diseño de experimentos se basan en estudiar simultáneamente los efectos de todos los factores de interés, son más eficaces y proporcionan mejores resultados con un menor costo. 43

57 Las etapas a seguir en el desarrollo de un problema de diseño de experimentos son las siguientes: a) Factores y sus niveles. Se denomina factor tratamiento a cualquier variable de interés para el experimentador cuyo posible efecto sobre la respuesta se quiere estudiar. Los niveles de un factor tratamiento son los tipos o grados específicos del factor que se tendrán en cuenta en la realización del experimento. Los factores tratamiento pueden ser cualitativos o cuantitativos. b) Unidades experimentales. Son el material donde evaluar la variable respuesta y al que se le aplican los distintos niveles de los factores tratamiento. Principios básicos en el diseño de experimentos Al planificar un experimento hay tres principios básicos que se deben tener siempre en cuenta: - El principio de aleatorización - El bloqueo. - La factorización del diseño II. 5.1 Diseños de experimentos factoriales En un experimento factorial se controlan diversos factores y se investigan sus efectos a dos o más niveles, donde los tratamientos se forman por la combinación de los diferentes niveles de cada uno de los factores. Dentro de las ventajas de este tipo de diseño de experimento se encuentran: a) Permite estudiar los efectos principales, efectos de interacción de factores, efectos simples y efectos cruzados y anidados. b) Todas las unidades experimentales intervienen en la determinación de los efectos principales y de los efectos de interacción de los factores, por lo que el número de repeticiones es elevado para estos casos. c) El número de grado de libertad para el error experimental es alto, comparándolo con los grados de libertad de los experimentos simples de los mismos factores, lo que contribuye a disminuir la varianza del error experimental, aumentando por este motivo la precisión del experimento. 44

58 De la misma forma este diseño de experimento presenta las siguientes desventajas: a) Se requiere un mayor número de unidades experimentales que los experimentos simples y por lo tanto se tendrá un mayor costo y trabajo en la ejecución del experimento. b) Como en los experimentos factoriales cada uno de los niveles de un factor se combina con los niveles de los otros factores; a fin de que exista un balance en el análisis estadístico se tendrá que algunas de las combinaciones no tiene interés pero deben incluirse para mantener el balance. c) El análisis estadístico es más complicado que en los experimentos simples y la interpretación de los resultados se hace más difícil a medida que aumenta el número de factores y niveles por factor en el experimento. II. 5.2 Tipos de diseños factoriales Los experimentos factoriales para un determinado diseño se diferencian entre sí, por el número de factores y por la cantidad de niveles de estos factores que intervienen en el experimento. a) Diseño de bloque incompleto para factoriales 2 k Los diseños factoriales 2 k son diseños en los que se trabaja con k factores, todos ellos con dos niveles bajo o alto (se suelen denotar + y -). Se puede usar para detectar los factores importantes en el proceso con un mínimo de unidades experimentales; es posible detectar las tendencias principales con factores de dos niveles para identificar los factores potencialmente importantes. Estos diseños son adecuados para tratar el tipo de problemas descritos porque permiten trabajar con un número elevado de factores y son válidos para estrategias secuenciales. Por su sencillez, una matriz de experimentos factorial completa 2 k no requiere un software especializado para construirla ni para analizar sus resultados. En estos diseños, cada factor se estudia a solo dos niveles y sus experimentos contemplan todas las combinaciones de cada nivel de un factor con todos los niveles de los otros factores. En la Figura N 9 se muestran las matrices 2 2, 2 3 y 2 4, para el estudio de 2, 3 y 4 factores respectivamente. La matriz comprende 2 k filas (2 x 2... X 2 = 2 k experimentos) y k columnas, que corresponden a los k factores en estudio. Si se 45

59 construyen en el orden estándar, cada columna empieza por el signo -, y se alteran los signos y + con frecuencia 2 0 para x2, 2 2 para x3 y así sucesivamente hasta xk, donde los signos se alteran con una frecuencia 2 k-1. Figura Nº9.Matriz de experimentos para los diseños factoriales completos. [8] b) Diseño de bloque incompleto para factoriales3 k El número de unidades experimentales requerido por los factoriales 3 k aumenta en potencias de 3 conforme se le agregan factores, es entonces cuando los diseños de bloques incompletos pueden ser útiles para estos diseños de tratamientos. Consta de k factores o variables independientes con tres niveles cada uno. Los niveles codificados de cada factor se representan mediante los dígitos -1 (nivel inferior), o (nivel intermedio) y 1 (nivel superior). 46

60 II. 5.3 Efectos de los experimentos factoriales a) Efecto principal: es una medida del cambio en el promedio entre los niveles de un factor, promediado sobre los diferentes niveles del otro factor. b) Efecto interacción: es una medida de cambio que expresa el efecto adicional resultante de la influencia combinada de dos o más factores. c) Efecto simple: es una medida de cambio en los promedios de los niveles de un factor, manteniendo constante, uno de los niveles del otro factor. II. 5.4 Diseño de superficie de respuesta El objetivo de todos los experimentos incluye describir la respuesta a los factores de tratamiento. Cuando los factores tuvieron niveles cuantitativos, se determina la respuesta (y) con respecto al factor (X) mediante la ecuación de polinomio de regresión. El propósito inicial de estas técnicas es diseñar un experimento que proporcione valores razonables de la variable de respuesta y a continuación determinar un modelo matemático que mejor se ajusta a los datos obtenidos. Una de las ventajas de la curva de respuesta es que con ella se puede visualizar las respuestas para todos los niveles de los factores en el experimento. La función de respuesta se puede representar con una ecuación polinomio. El éxito en una investigación de una superficie de respuesta depende de que la respuesta se pueda ajustar a un polinomio de primer o segundo grado. La función de respuesta para los niveles de dos factores se puede expresar utilizando un polinomio de primer grado, expresado en la Ecuación 4. y = βo + β1x1 + β2x2 Ec. (4) Donde βo, β1, β2 son los coeficientes de regresión a estimar, x1 y x2 representan los niveles de experimento y los valores de respuesta (y). Los estimadores de los parámetros del modelo, utilizando el modelo de regresión lineal múltiple de forma matricial denotado de la siguiente manera en la Ecuación 23. y = Xβ + e Ec. (5) 47

61 Expresada de forma matricial como se muestra en la Figura N 10. Figura N 10. Forma Matricial para estimar los parámetros del modelo.. [14] Cada parámetro será calculado con la Ecuación 6. β = (X X) 1 X Y, Ec. (6) Dónde X es la matriz de diseño expandida de orden m x n e Y representa el vector de respuestas m x n. 48

62 CAPÍTULO III METODOLOGÍA El presente capítulo hace referencia a la descripción sistemática de la metodología aplicada para alcanzar los objetivos planteados al comienzo de la investigación, con el fin de evaluar el impacto que generan ciertas variables del sistema en la producción de los pozos contenidos en los yacimientos del área en estudio. III. 1 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN Según Arias (1999), se define el diseño de la investigación como la estrategia que adopta el investigador para responder un problema planteado (p.30). De acuerdo al nivel de profundidad para abordar el problema planteado esta investigación posee un enfoque cuantitativo ya que parte de la recolección de datos para probar hipótesis, con base en la medición numérica y el análisis estadístico, para establecer patrones de comportamiento y probar teorías. El diseño de investigación planteada para responder las principales interrogantes que fundamentan el estudio es de campo, ya que la misma fue llevada a cabo de la adquisición directa de datos reales. El tipo de investigación para este estudio se define como tipo descriptiva y correlacional, ya que este tipo de investigación busca especificar propiedades, características y rasgos importantes de cualquier fenómeno que se analice, describe tendencia de un grupo o población y asocia variables mediante un patrón predecible para un grupo o población. (Sampieri, 2010) 49

63 III. 2 DEFINICIÓN DE VARIABLES O INDICADORES. Las variables elegidas para esta investigación son las consideradas variables operacionales del sistema y las variables de yacimiento, los indicadores de variación de las variables partirán de la evaluación de los parámetros de producción como lo son la tasa de gas, tasa de líquido, presión de cabezal presión de línea, presión de fondo fluyente y el índice de productividad. III. 3 POBLACIÓN Y MUESTRA La población y muestra de estudio estuvo constituida por ciento cincuenta y siete (157) pozos contenidos en los yacimientos de los campos del área de estudio. III. 4 TÉCNICAS E INSTRUMENTOS UTILIZADOS EN LA RECOLECCIÓN DE DATOS III. 4.1 Fichas de pozos Este instrumento recopila toda la información histórica de cada pozo desde los trabajos de reacondicionamientos, operaciones de perforación hasta la historia de producción a lo largo de toda la vida productiva del pozo, asimismo el diagrama de completación final de cada pozo. Esta herramienta fue utilizada para buscar el intervalo cañoneado de las arenas de estudio. III. 4.2 Oil Field Manager (OFM) Es un software que combina un sistema integrado que permite trabajar con una amplia variedad de datos para identificar tendencias, anomalías y pronosticar producción, además ofrece un método eficiente para visualizar, relacionar, analizar e interpretar datos de producción y de yacimientos. Esta herramienta fue utilizada para la generación de reportes de producción de los pozos en estudio, además para conocer cuántos pozos se encuentran activos en la actualidad. 50

64 III. 4.3 Interpretación petrofísica La interpretación petrofísica maneja datos de registros de pozos tales como permeabilidad, saturación, porosidad, litología, arena neta, arena neta petrolífera, calidad de arena y unidades de flujo. Este instrumento fue utilizado para la obtención de la permeabilidad del yacimiento y el espesor de la arena neta. III. 4.4 Base de datos de presiones Esta herramienta es la recopilación de todas las pruebas de gradiente dinámico o gradiente estático de cada arena yacimiento de los campos del área de estudio. Los datos encontrados al ingresar a la base de datos son presión de yacimiento, temperatura del yacimiento, presión en el punto medio de las perforaciones, gradiente del pozo, datum de referencia, etc. Esta herramienta resulto útil para la obtención del último punto de presión y la temperatura en el punto medio de las perforaciones de cada arena yacimiento. III. 4.5 Lista de evaluación del sistema de producción de algunos campos de gas del oriente de Venezuela. Esta lista recolecta toda la información de las instalaciones en superficie de los campos del Área Mayor de Anaco tales como, datos de la línea de flujo, presión de la estación de flujo y estación de flujo donde llega cada pozo. III. 4.6 Simulador PIPESIM PIPESIM 2009 es un simulador para la optimización de sistemas de producción (pozos y redes) que pertenece a la empresa de servicio SCHLUMBERGER. Incluye tres módulos: a) PIPESIM para optimizar pozos b) PIPESIM NET para optimizar redes c) PIPESIM GOAL para optimizar sistemas de levantamiento artificial por gas. 51

65 Con este Software se puede efectuar análisis nodal integral en cualquier punto de un sistema hidráulico, utilizando múltiples parámetros de sensibilidad, diseñar pozos nuevos y analizar los pozos verticales, horizontales y multilaterales, diseñar sistemas de levantamiento artificial y Bombeo electrosumergible (ESP), además permite conectarse a OFM para identificar candidatos de un campo para estudios adicionales o tratamientos con fines de remediación. III. 5 PROCEDIMIENTO Con la finalidad de cumplir los objetivos trazados se planteó la metodología mostrada en la Figura N 11. Figura N 11. Esquema Metodológico General a seguir. III. 5.1 Cuantificación del número de pozos con producción actual. Se realizó la revisión de la historia de producción de los ciento cincuenta y siete (157) pozos en estudio, con el fin de conocer cuántos de estos contaban con producción actual, Este corte de producción fue extraído de la base de datos contenida en la 52

66 herramienta Oil Field Manager (OFM), considerando la última producción (año 2013) en los niveles estratigráficos de interés, siendo estos las Arenas A, B, C, D y E. III. 5.2 Recolección y validación de la información necesaria para la realización de los análisis nodales referida a caracterización de yacimientos, completación de los pozos e instalaciones en superficie. Para realizar los modelos de pozos en el simulador de producción PIPESIM es necesario conocer información básica del yacimiento y del sistema de producción, la finalidad de este objetivo es realizar una tabla de datos que permita agilizar la introducción de información en el simulador. Para la construcción de la tabla de información requerida por la herramienta computacional, se dividió la recopilación de datos de la siguiente manera: III Revisión de Carpeta, ficha del pozo y OFM. Se revisó cada ficha de pozo para la obtención del intervalo cañoneado de acuerdo a cada arena de interés. Esta información se validó tras la revisión de la carpeta del pozo con el fin de verificar que el diagrama del pozo coincida con el último trabajo realizado al pozo. En la Figura N 12. Se observa el ejemplo de la extracción del intervalo cañoneado de la arena A/DP-100 del pozo DP-1 de la hoja número siete de la ficha del pozo. 53

67 Figura Nº12. Ejemplo de la extracción del intervalo cañoneado de la arena A/DP-100 del pozo DP-1. Para validar esta información fue necesaria la revisión de la hoja cuatro de la ficha del pozo, donde se describen todos los acontecimientos importantes que ha tenido el pozo durante su vida productiva y la revisión de la carpeta del pozo para verificar dicha condición actual del pozo. 54

68 Siguiendo con el ejemplo del pozo DP-1, se muestra la figura N 13 con la hoja número cuatro de la ficha del pozo, observando que el último trabajo que se realizó fue un reacondicionamiento permanente N 3 donde fue reperforada la arena de interés Arena A. Figura Nº13.Hoja cuatro de la ficha del pozo DP-1. Al revisar la carpeta del pozo se encontró un archivo denominado carta de aceptación de la recompletación del pozo DP-1/ , demostrando de esta forma que el último trabajo del pozo fue efectivo y coincide con la información contenida en la ficha del pozo. Para sustentar esta información se presenta la figura N 14 el archivo antes nombrado. 55

69 Arena A DP- Zona Cañoneada Figura Nº 14. Carta de aceptación de la recompletación del pozo. Este procedimiento fue realizado para todos los pozos en estudio. Por otro lado a partir de la revisión de la herramienta Oil Field Manager se obtuvieron las últimas pruebas de producción de cada pozo, a través de la generación de un reporte de producción fueron adquiridos parámetros como tasa de gas, tasa de líquido, petróleo neto, relación gas petróleo, porcentaje de agua y sedimentos, presión de línea presión de cabezal y reductor. En la Figura N 15 se observa parte del reporte de producción del pozo DP-1 en la arena A. 56

70 Figura Nº15.Reporte de producción del pozo DP-1 arena A/DP-100. III Revisión de registros petrofísicos Para la obtención de la permeabilidad del yacimiento y el espesor del yacimiento requeridos por el simulador PIPESIM para realizar el modelo de pozos, fue necesario revisar los registros petrofísicos suministrados, este procedimiento fue llevado a cabo una vez obtenidos los intervalos cañoneados de cada arena, pues estos fueron bases para el cálculo de la permeabilidad y el espesor del yacimiento. De este modo se buscó en el registro del pozo el intervalo correspondiente a la arena de interés, se observa si se encuentra dentro de un buen nivel de arena y se identifica la zona que ha sido drenada, para finalmente hacer el cálculo del espesor, siendo este la diferencia entre la base y el tope del nivel de arena seleccionado y la permeabilidad como un promedio de las permeabilidades contenidas en el nivel de arena seleccionado. En la Figura N 16 se muestra un ejemplo del cálculo de la permeabilidad y el espesor del yacimiento en el pozo DP-1. 57

71 K prom: 41,42 md Figura Nº 16. Registro petrofísico para el cálculo de permeabilidad y espesor del yacimiento del pozo DP-1. III Base de datos de presión BHT-BHP (Bottom Hole Temperature Bottom Hole Pressure) Durante esta etapa se realizó la revisión de la base de datos de presión BHT-BHP con el fin de extraer el último punto de presión por cada yacimiento, dato clave para el análisis de sensibilidad de presión estática. El procedimiento básicamente consistió en consultar la base de datos de presiones, ubicar el yacimiento de interés, revisar la declinación de presión del yacimiento y extraer el último punto de presión con fecha que fue tomada la prueba y la 58

72 temperatura del yacimiento para ese momento. En la figura N 17 se ejemplifica como está constituida la base de datos por yacimientos, en este caso para la arena yacimiento DP-1/DP-100. Figura Nº 17.Hoja de la arena/yacimiento DP-1/DP-100 de la base de datos de presiones BHP-BHT. III Revisión de la lista de Evaluación del sistema de producción de algunos campos de gas del oriente de Venezuela. Se realizó la revisión de la lista de evaluación del sistema de producción de los campos en estudios para conocer los datos correspondientes a la estación de flujo a la cual llega cada pozo. De esta lista se pudo extraer los valores del diámetro de la línea de flujo, la distancia de la línea de flujo, estación de la línea de flujo y la válvula multi-puerto. En la Figura Nº 18 se muestra la información de la lista de evaluación del sistema de producción de los campos en estudio. 59

73 Figura Nº18. Se muestra parte de la lista de evaluación del sistema de producción. A partir de los procedimientos descritos anteriormente se construyeron las tablas con toda la información necesaria para el simulador. II. 5.3 Revisión bibliográfica acerca de las correlaciones de flujo vertical y horizontal y determinar cuál de estas es la más apropiada para los pozos en estudio. Para iniciar con el modelo de pozos es indispensable conocer qué correlaciones de flujo multifásico vertical y horizontal se adaptan a los yacimientos en estudio. Por esta razón se revisaron algunas investigaciones con características similares al área de estudio de modo tal que se tuviera un punto de partida en las correlaciones de flujo al momento del cotejo de los pozos, para de esta forma sustentar la escogencia de las mismas. 60

74 III. 5.4 Construcción del Modelo de Pozos. Se utilizó el programa de análisis del sistema de producción PIPESIM 2009 para modelar el comportamiento del pozo (yacimiento - pozo - línea de flujo). Una vez recolectado los datos de entrada en los objetivos antes descritos, se procedió a realizar el cotejo de los pozos considerando parámetros importantes como los son la tasa de gas, tasa de líquido, presión de cabezal y presión de salida ajustándolos con el error menor posible. La estructura utilizada en el simulador para el modelo de pozos se muestra en la Figura N 19. Figura Nº 19. Esquema de modelo utilizado en PIPESIM. Para iniciar con el modelo de pozos se estructuró la introducción de datos en el simulador de la siguiente manera: 61

75 III Datos del Yacimiento En esta ventana se incluyen los datos con las condiciones del yacimiento y la relación del comportamiento de afluencia (IPR). Los parámetros que se consideran en este menú son: a) Presión estática (lpca) b) Temperatura del yacimiento ( F) c) Espesor de la arena neta petrolífera (pies) d) Diámetro del hoyo (pulgadas) e) Permeabilidad del yacimiento (md) f) Daño mecánico (Skin) g) Daño dependiente de la tasa (Skin) Se utilizó la condición de yacimiento Pseudo Steady State porque teóricamente es el que más se ajusta a las condiciones de los yacimientos del área en estudio, es un modelo de mayor precisión ya que despliega el manejo de mayor cantidad de datos a diferencia de los demás modelos. III Datos de fluidos Pipesim 2009 maneja dos tipos de fluidos, para efectos de este estudio se trabajara con modelo Black Oil ya que no se contaba con análisis cromatográfico de gas, además que existe poca diferencia entre los resultados al usar el modelo composicional. De este modo al desplegar esta ventana se necesitan datos como: a) Porcentaje de agua y sedimentos b) Relación gas Petróleo (PCN/BN). c) Gravedad API. III Datos de tubería de producción y reductor A través de este simulador se puede modelar el flujo vertical y el flujo horizontal de pozos productores, la tubería de producción es una conexión entre fondo y superficie de este modo se requieren los siguientes datos para modelar el flujo en la tubería a) Perfil de desviación 62

76 Este ítem modela el tipo de fluido de acuerdo a la desviación que tengan los pozos, sin embargo los pozos de este estudio son verticales, por lo que se consideraron las profundidades en MD y TVD iguales desde superficie hasta la obstrucción antes de la arena de estudio. b) Perfil geotérmico En este caso es necesario introducir la temperatura a nivel de superficie y la temperatura en el punto medio de las perforaciones en MD. c) Configuración de la tubería Este ítem permite definir la tubería de forma detallada, con el fin de modelar el flujo de fluidos a través de la tubería de completación, considerando si hay flujo en el anular o por la tubería de producción. a) Datos del reductor En esta ventana se introdujeron datos referidos al tamaño del orifico del estrangulador fijado a la última prueba de producción además de considerar la relación de presión crítica y tolerancia para el flujo critico a través de las correlaciones de flujo crítico y flujo sub-crítico. III Datos de las instalaciones de superficie En esta ventana se introducen los datos referidos a: a) La distancia de la línea de flujo (metros) b) El diámetro de la línea de flujo (pulgadas) c) Espesor de la línea de flujo (pulgadas) d) Rugosidad de la tubería e) Temperatura ambiente ( F) De esta forma se comienza a realizar el análisis de sensibilidades de variables como presión estática, permeabilidad y daño para lograr el cotejo de los pozos con errores en los parámetros de interés (tasa de gas, tasa de líquido, presión de cabezal y presión de línea). 63

77 El simulador Pipesim 2009 proporciona ventanas adicionales en la pestaña de operaciones encuentran: para realizar el análisis de sensibilidades, dentro de las cuales se a) Perfil presión temperatura donde se puede realizar este análisis de sensibilidades partiendo de la tasa de gas o líquido requerida vinculados a la presión de salida (nodo conector en este caso) Al hacer correr este perfil se pueden obtener datos cotejados como presión de cabezal presión de línea, tasa de gas y tasa de líquido, tal como se muestra en la Figura N 20. Figura Nº 20.Perfil de presión temperatura del pozo DP-16. b) La ventana Comparación de correlaciones de flujo, permite determinar las correlaciones de flujo vertical y horizontal con la que mejor ajuste presenta en el pozo de acuerdo al análisis de sensibilidad de alguna de las variables antes mencionadas (presión estática, permeabilidad, etc.). cuenta con la opción de elegir el tipo de correlación que se quiera sensibilizar, En esta misma ventana se puede hacer la corrida de sensibilidad de correlaciones de flujo con el fin de obtener resultados para la escogencia de una correlación. 64

78 c) La ventana de análisis nodal permite la determinación de las curvas de oferta y demanda del sistema analizado. Al realizar la corrida del modelo se puede observar como es el comportamiento de las cuervas de oferta y demanda del sistema, en la Figura N 21. Se muestra las curvas (IPR) y (TPR) del sistema analizado del pozo DP-16. Figura N 21. Curva (IPR) y (TPR) del pozo DP-16 III. 5.5 Determinación del índice de productividad actual de los pozos activos de los campos del área de estudio. Para la determinación del índice de productividad de los pozos activos se utilizó la Ecuación Numero 1 descrita en el capítulo II para tasa de gas. De este modo se creó una tabla en la herramienta Excel estructurada de la siguiente manera: nombre de los pozos, arenas, yacimientos, índice de productividad. Para tener fácil acceso a los resultados obtenidos por cada pozo. 65

79 III. 5.6 Investigación y definición de las variables de mayor impacto en el sistema y realización del análisis de sensibilidad de dichas variables para cuantificar el impacto sobre el índice de productividad. Las variables definidas para la aplicación del diseño experimental fueron escogidas a partir de la data obtenida por pozo, siendo estos datos fiables para la ejecución de cualquier análisis. Luego de conocer las variables a trabajar, se decidió escoger un pozo tipo con el fin de realizar análisis de sensibilidad de las variables en el mismo, la escogencia de este pozo estuvo enfocada en la mejor historia de producción, siendo ésta cuando el corte actual (2013) de producción de gas fuese mayor o igual a 2 MM de pies cúbicos diarios de gas y finalmente que el cotejo de los parámetros se ajustara a errores menores a 5%. En base a la escogencia del pozo modelo se decidió escoger rangos de mínimo máximo de las variables definidas para la aplicación de diseño experimental. Estos rangos fueron definidos en base a los valores de las variables de cada uno de los pozos cotejados. Para ello fue necesario contabilizar los valores de cada una de las variables por pozo a través de un histograma. En la Tabla N 3 y en la Figura N 22 se observa un ejemplo del procedimiento realizado en el caso del diámetro de la tubería de producción. Tabla Nº 3. Diámetro de la tubería de cada uno de los pozos Nº De Pozos Diámetro de la tubería (pulgadas) 5 3 ½ 4 3 1/2 x 2 7/ / /8 66

80 Nº Pozos /2 3 1/2 x 2 7/8 2 7/8 2 3/8 Diámetro del Tubing (pulg) Figura Nº 22.Histograma de rangos de diámetro de la tubería de producción. De acuerdo al histograma se procedía a realizar un análisis para la escogencia del rango mínimo y máximo que simulará el comportamiento para todos los pozos en estudio. Una vez definidos los rangos el siguiente procedimiento a seguir es realizar el diseño experimental, para efectos de este estudio se decidió trabajar con el tipo full factorial 2 k de dos niveles bajo o alto (se suelen denotar + y -), definido anteriormente en el capítulo II. Este diseño permite evaluar los efectos principales de las variables y sus interacciones. En este estudio se trabajara con seis variables en el diseño, por lo tanto el análisis del sistema será realizado para sesenta y cuatro (64) combinaciones. En la Figura N 23 se muestra todas las combinaciones a realizar para este tipo de diseño. Donde las celdas con el signo positivo (+) son referidas al valor máximo de las variables del rango anteriormente definido y las celdas con el signo negativo (-) se refiere al valor mínimo de las variables. Los parámetros evaluados para estas combinaciones fueron la tasa de gas, tasa de líquido, presión de cabezal presión de línea, presión de fondo fluyente y el índice de productividad, con el fin de realizar los análisis de las variables para cada uno de estos parámetros. 67

81 Las variables son denotadas con los nombres F1, F2, F3, F4 F5 y F6. Figura Nº23.Combinaciones posibles para la aplicación del diseño experimental. 68

82 Al obtener estos resultados se procede a realizar el análisis individual de cada una de las variables escogidas de la siguiente manera: a) Calcular el promedio de las variables con el máximo valor, tal y como se expresa en la Ecuación 7. F1 (+) = F1(+) Ec (7) a) Calcular el promedio de las variables con el mínimo valor, tal y como se expresa en la Ecuación 8. F1 ( ) = F1( ) Ec (8) b) Calcular el efecto causado con la Ecuación 9. Efecto Sobre las Variables, E(F1) = F1(+) F1( ) Ec. (9) Dónde: E (F1): Efecto sobre la variable F1. F1 (+): es el promedio cuando la variable toma su valor alto. F1 (-): es el promedio cuando la variable toma su valor bajo. Para evaluar el impacto de las variables en cada uno de los parámetros se realizó un diagrama de Paretos, siendo este útil para identificar el efecto que tiene cada variable sobre cada uno de los parámetros (Qg, Ql, Pc, Pl, Pwf y J). En la Figura N 24 se muestra el ejemplo del efecto de las variables sobre la tasa de gas. Se calculó el efecto en forma porcentual, con el fin de visualizar con mejor precisión los resultados obtenidos a través de la Ecuación 10. Efecto (%) = Dónde: E(F1) Promedio Total sobre F1 100 E (F1): Efecto sobre la variable F1. Ec.(10) Promedio total sobre F1: es la sumatoria de todos los efectos (+) y (-) sobre cada uno de los parámetros. 69

83 43.81 S K 37, L (LF) D tubing Reductor D (LF) 8,97 24,02 3,31-50,00-40,00-30,00-20,00-10,00 0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 Efectos de los Parámetros con la Qg Figura Nº 24. Efectos de las variables sobre la tasa de gas. El análisis de este diagrama es realizado de acuerdo a los resultados obtenidos, de forma tal que cuando estos resultados toman valores positivos indica que hay mayor incidencia cuando las variables toman el máximo valor, caso contrario cuando el resultado es un valor negativo, indicando que existe mayor incidencia cuando la variable toma el valor mínimo. Una vez evaluado los efectos individuales de las variables, se decidió además evaluar la interacción entre las variables que tuvieran efecto sobre los parámetros mayor a 20% con el fin de determinar si una interacción entre las mismas genera mayores cambios que al ser evaluadas individualmente. El procedimiento fue básicamente el mismo del análisis individual, solo que esta vez se consideraron los promedios cuando las variables que interactúan toman su valor alto, menos los promedios cuando las variables que interactúan toman su valor bajo, utilizando la Ecuación 11. E(F3. F5) = F3. F5(+) F3. F5 ( ) Ec. (11) 70

84 Dónde: E (F3.F5): Efecto de la interacción de las variables F3 y F5 F3.F5 (+): es el promedio cuando F3 y F5 toman su valor alto. F3.F5 (-): es el promedio cuando F3 y F5 toman su valor bajo. Del mismo modo se graficaron los efectos para obtener un mejor análisis visual a la hora de definir los resultados. Incluyendo la interacción entre las variables y las variables de forma individual, para así determinar qué forma genera mayores cambios sobre la productividad. Una vez determinadas las variables de mayor impacto sobre la producción se procedió a realizar un diseño de experimentos full factorial de tres niveles 3 k, donde cada factor se representan mediante los dígitos -1 (nivel inferior), o (nivel intermedio) y 1 (nivel superior), con el fin de diseñar un modelo que represente el comportamiento de estas variables sobre la producción, debido a que este tipo de diseño permite estudiar los efectos de interacción y caracterizar la superficie de respuesta por medio de una ecuación cuadrática. La Ecuación 12 describe la forma de la curvatura en el sistema con un modelo de segundo orden o modelo cuadrático. k j=1 y = βo + i=1 βixi + j=2 i=1 βijxixj + βiixii 2 + ε Ec. (12) Dónde: k y: Variable de respuesta dependiente β: Coeficientes de regresión X: Variables independientes ε: error Para estimar los parámetros de este modelo se utilizó el método de mínimos cuadrados a través de la forma matricial de la Ecuación 13. k i=1 y = Xβ + ε Ec. (13) 71

85 Dónde: y: es el vector de respuesta (m x 1). X: Es una matriz (m x n) de los niveles independientes de las variables. β:es el vector de respuesta de los coeficientes (p x 1). ε: es un vector (m x 1) de errores aleatorios. La estimación del vector β es llevado a cabo tras resolver el sistema matricial descrito en la Ecuación 14. β = (X X) 1 X y Ec. (14) Dónde: (X X) 1 : La inversa del producto de la matriz X transpuesta por la matriz X. X y: es el producto de la matriz X transpuesta por el vector de respuesta. El propósito inicial es construir la ecuación o superficie de respuesta, en este caso de segundo orden para modelar el comportamiento de producción sin la utilización del simulador, a través de la combinación de parámetros de los rangos establecidos, limitados estrictamente para los pozos del área en estudio. III. 5.7 Optimización de la producción de los pozos tomando en cuenta las variables de mayor influencia. Existen varias alternativas para aumentar la producción de los pozos, para este estudio en particular se evaluará la mejora de la productividad de los pozos existentes a través de la optimización de los mismos, tras la realización de la simulación del pozo modelo, bajo las condiciones máximas de las variables de mayor influencia sobre la producción. A partir del cual se analizara el escenario donde se agota la energía natural del yacimiento por medio de sensibilidades de presión de yacimientos realizadas con el simulador, para de esta forma evaluar la implementación de un método de levantamiento artificial que permita mantener la producción de los pozos por un largo periodo de tiempo. 72

86 CAPÍTULO IV DISCUSIÓN DE RESULTADOS Para determinar las variables que generan impacto en la producción de los campos del área de estudio, se trazaron al comienzo de este estudio una serie de objetivos específicos, alcanzados mediante el cumplimiento de los procedimientos descritos en la metodología de la investigación. Durante el desarrollo de cada una de estas, se destacaron aspectos importantes que deber ser considerados y analizados de acuerdo con los objetivos propuestos, iniciando con: IV. 1 CUANTIFICACIÓN DEL NÚMERO DE POZOS CON PRODUCCIÓN ACTUAL. El alcance de este estudio involucra el análisis de ciento cincuenta y siete pozos (157) pertenecientes al área de estudio en los cinco niveles estratigráficos de interés Arena A, B, C, D y E, para iniciar con el objetivo fundamental del trabajo fue necesario verificar cuántos de los pozos antes mencionados tienen corte de producción actual, esto se realizó con la herramienta Oil Field Manager (OFM) hasta el año Tras la revisión de cada uno de los pozos se llegó a los siguientes resultados: a) De los ciento cincuenta y siete (157) pozos solo cuarenta y tres (43) pozos poseen producción actual, en las arenas de interés. En la Tabla Nº 4 se muestra una lista de los pozos con producción actual, indicando la arena/yacimiento al cual perteneces. 73

87 Tabla Nº4. Tabla de pozos con Producción actual 74

88 IV. 2 RECOLECCIÓN Y VALIDACIÓN DE LA INFORMACIÓN NECESARIA PARA LA REALIZACIÓN DE LOS ANÁLISIS NODALES REFERIDA A CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS, COMPLETACIÓN DE LOS POZOS E INSTALACIONES EN SUPERFICIE. Solo se recolecto la información de los cuarenta y tres pozos (43) con producción para el momento de cierre de la base datos OFM, con el fin de agilizar la introducción de datos en el simulador. Para la extracción de los datos necesarios, se realizó la revisión de toda la información suministrada, clasificada de la siguiente manera: IV. 2.1 Carpeta, ficha del pozo y OFM (Oil Field Manager) A través de la revisión de la ficha del pozo y la carpeta del pozo se pudo obtener el intervalo cañoneado de la arena en estudio. Tras la revisión de la herramienta Oil Field Manager se obtuvo la última prueba de producción de la arena, específicamente tasa de gas, tasa de líquido, relación gas petróleo, porcentaje de agua y sedimentos, gravedad API, presión de cabezal, presión de línea y reductor, al mismo tiempo se verifico que la arena/yacimiento coincidiera con la información contenida en la carpeta del pozo, validando dicha información. En la Tabla N 5 se muestra la tabla con los datos recolectados de la ficha de pozo y de Oil Field Manager. 75

89 Tabla Nº5.Datos recolectados de la ficha de pozo y de Oil Field Manager. 76

90 IV. 2.2 Resultados petrofísicos De los resultados petrofísicos se obtuvo la permeabilidad absoluta del yacimiento en mili Darcys y el espesor del yacimiento en pies. La permeabilidad fue calculada a través de un promedio ponderado entre el nivel de arena de interés del intervalo cañoneado. En la Tabla N 6 se observa la permeabilidad y espesor del yacimiento de cada arena yacimiento de los pozos. 77

91 Tabla Nº 6. Datos de Permeabilidad y Espesor del Yacimiento de Cada Arena/Yacimiento. 78

92 IV. 2.3 Base de datos de presión BHT-BHP (Bottom Hole Temperature- Bottom Hole Pressure) De la base de datos de presión fue extraída la última prueba de presión de acuerdo a cada yacimiento, específicamente la fecha de la prueba, la presión en el punto medio de las perforaciones en (lpca) y la temperatura en el punto medio de las perforaciones en ( F). En la Tabla N 7. Se muestran los datos de presión por cada arena/yacimiento. 79

93 Tabla Nº7. Datos de Presión por Arena/Yacimiento 80

94 IV. 2.4Lista de Evaluación del sistema de producción de algunos campos de gas del oriente de Venezuela. De esta lista se obtuvieron los datos correspondientes a la estación de flujo, tales como la longitud de la línea de flujo en metros, el diámetro de la línea de flujo en pulgadas, la presión de salida de la estación de flujo a la cual llega cada pozo y el número de válvula multi-puerto. En la Tabla N 8 se muestran los datos correspondientes a la estación de flujo. 81

95 Tabla Nº 8. Datos de la Estación de Flujo por Pozo. 82

96 Tras la recolección de datos solo treinta y tres (33) de los cuarenta y tres (43) pozos contaban con toda la información necesaria para la realización de los modelos de pozos. Se descartaron los restantes diez (10) pozos debido a que: a) Tres (3) de los pozos no tenían resultado de registros petrofísicos. Específicamente los pozos: DP-34, DP-36 y DP-41. b) Siete (7) de los pozos no contaban con información de la estación de flujo, específicamente los pozos: DP-33, DP-36, DP-37, DP-38, DP-39, DP-40 y DP-42. c) El pozo DP-35 se encuentra completado con gas lift y no se contó con la información de la instalación del método en la carpeta del pozo. IV. 3 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA ACERCA DE LAS CORRELACIONES DE FLUJO VERTICAL Y HORIZONTAL Y DETERMINACIÓN DE LA MÁS APROPIADA PARA LOS POZOS EN ESTUDIO. El área de estudio es característica de yacimientos de gas condensado, de acuerdo a la investigación realizada para este tipo de yacimiento la correlación de flujo vertical que más se ajusta es Gray, desarrollada por H.E. Gray de la compañía Shell, predominante para sistemas de gas y gas condensado en flujo multifásico vertical. La forma ideal de determinar la correlación flujo vertical para realizar el cotejo de los pozos es a partir de la presión de fondo fluyente de cada pozo, esta es obtenida a través de mediciones de registros de fondo fluyente, sin embargo ninguno de los pozos en estudio cuenta con este tipo de registro, por este motivo se realizó la revisión de estudios similares en este tipo de yacimiento para sustentar el uso de la correlación Gray. Dentro de los estudios revisados se encuentran: a) El trabajo titulado Determinación de curvas IPR y VLP usando el simulador PROSPER en el campo QQ profundo elaborado por Leonor Sánchez Bermúdez en la Universidad Simón Bolívar (2013). Es importante mencionar que el campo Quiriquire posee un sistema de hidrocarburos gaseoso de bajo 83

97 rendimiento de condensado. Para la obtención de las curvas VLP/IPR se modelaron de 16 pozos del campo Quiriquire profundo a través del simulador PROSPER, los resultados obtenidos se clasificaron en tres grupos, ya que contrastan los diversos comportamientos presentados en la simulación de los pozos. El grupo A se refiere a las curvas que presentan solo un cruce entre la VLP y la IPR. Los pozos simulados muestran flujo estable, la fase de gas es dominante a lo largo de la estructura del pozo, exhiben mayores pendientes de las curvas VPL asociadas a las turbulencias del gas a la salida del yacimiento y que podrían ser causa del aumento del factor de daño de la formación. De los cuatro pozos cotejados con solo un corte con la VLP y TPR tres cotejaron con la correlación Gray, y el cuarto de ellos con la correlación petroleum experts 4. El grupo B representa las cuervas donde la VLP cruza en dos puntos con la IPR. Los 10 pozos cotejaron con la correlación petroleum experts 4. Y el grupo C que muestra un comportamiento irregular solo dos pozos simulados, uno con la correlación gray y el otro pozo con la correlación Petroleum Experts 2.Este comportamiento irregular es porque la VLP muestra una pendiente negativa. b) El trabajo titulado Análisis de alternativas eficaces para la reactivación de pozos inactivos del campo santa Ana, Área mayor Anaco, estado Anzoátegui Realizado por Figuera Francisco en la Universidad Central de Venezuela (2007). Los yacimientos de este trabajo son similares a los yacimientos de la zona en estudio, el mismo se basó en la revisión de ochenta y seis (86) pozos posibles para reactivar, de los cuales tras los análisis hechos solo dieciocho (18) pozos cumplían con los criterios establecidos para ser candidatos, se 84

98 realizó la búsqueda de la información necesaria para realizar el modelo de pozos. El modelo de pozos fue realizado con la última condición de cada pozo antes de ser cerrado. Para la selección de la correlación de flujo multifásico en tuberías y estranguladores con el fin de obtener resultados más confiables se realizó análisis de sensibilidad del pozo que contaba con registro fluyente del pozo AM 46, se cotejo su comportamiento y se determinó la correlación que se adaptaba a este pozo y aunque cada pozo es individual, con características únicas y diferentes a otros, se extrapolo la correlación que resultara con menor error. Se realizó el análisis de sensibilidad con los datos del pozo AM-48 con las correlaciones Gray modificada, Ansari, Hagerdon & Brown, Duns & Ros y Beggs & Brill Original obteniendo los resultados en la Tabla N 9. Tabla Nº9. Errores en el Ajuste de las Correlaciones de Flujo Vertical del pozo AM-48. Correlación Error % Gray Modificada 5,02 Ansari 7,21 Hagerdon & Brown 8,82 Duns & Ros 12,47 Beggs & Brill Original 12,15 De acuerdo a los resultados que obtuvieron, la correlación que genera menor error es la de Gray Modificada, siendo esta la escogida para realizar el modelo de los pozos candidatos a reactivar. Otra de las correlaciones de flujo vertical multifásico aplicadas para este tipo de yacimientos es Duns & Ros, ya que esta permite alto contenido de relación gas condensado, asimismo la correlación Orkiszewski es aplicable a un amplio rango de 85

99 condiciones de pozo pero se debe utilizar con precaución en pozos con altos valores de relación gas condensado, es buena en pozos con poca inclinación desde la vertical, esta información es referida al trabajo de investigación titulado Análisis de flujo vertical multifásico para el modelo de simulación de Cusiana elaborado por Adriana Romero Cueto en la universidad de Santander (2007). De este modo al momento de elaborar el modelo de pozos serán consideras estas correlaciones de flujo vertical para el cotejo de los mismo con el fin de obtener menores errores en la simulación. En cuanto a la correlación de flujo horizontal de acuerdo a los antecedentes se tiene que la correlación que mejor se ajusta es Beggs & Brill, ya que cubre varios rangos de tasas y diámetros internos de la tubería, trabaja con caídas de presión en tuberías inclinadas y horizontales para flujo multifásico. De la misma forma para flujo horizontal multifásico horizontal se encuentra la correlación de Dukler, Aga y Flanagan es una correlación desarrollada para sistemas de gas condensado en tuberías horizontales e inclinadas considera cinco regímenes de flujo: anular, burbuja, intermitente, neblina y estratificado. Sin embargo para efectos de este estudio no es indispensable el uso de la correlación de flujo horizontal de igual forma se consideraron estas correlaciones para el cotejo de los pozos. Por otro lado se encuentra la elección de la correlación del estrangulador de acuerdo al análisis realizado por el Ingeniero Mauricio Fariña de la compañía Slchlumberger concluyó que para flujo crítico la correlación que mejor se ajustaba era la Mechanistic y para el flujo sub-crítico la correlación API-14, debido a las caídas de presión presentadas en el reductor. IV. 4 CONSTRUCCIÓN DEL MODELO DE POZOS. El análisis del sistema de producción para conocer la interacción subsuelo superficie se llevó a cabo a través de la construcción del modelo de pozos en el simulador Pipesim

100 Se realizaron solo treinta y tres (33) modelos de pozos, siendo estos los únicos que contaban con la información completa requeridas por el simulador. El criterio de selección de los datos generados por el simulador fue ajustado a un margen de error del cinco por ciento (5%) para los parámetros como tasa de gas, tasa de líquido, presión de cabezal, presión de línea. A continuación se muestra como fue el cotejo del pozo con mejor ajuste de los modelos de pozos, procedimiento que se repite sucesivamente para los treinta y dos (32) pozos restantes. IV 4.1 Modelo del pozo DP-8 B/DP-50 En la Tabla Nº 10. Se muestran los datos de entrada para ser introducidos en el simulador. Tabla Nº 10. Datos de entrada para el simulador Qo (BNPD) Fecha de Prueba de Producción: 17/6/2013 Ql (BPD) Qg (MPCGD) Pc (lpca) Datos de la estación de Flujo Pl (lpca) Diámetro (Pulg) Longitud (m) Presión de Salida RGP (PCN/BN) API %AyS Reductor (pulg) (lpca) Estación de Flujo VMP /4" SJER-1: 80 2 a) Datos del yacimiento: b) La prueba de presión se tomó del pozo DP-221 de fecha 23/2/2007 Presión en el punto medio de las perforaciones = Ppmp=Pyac= lpca Temperatura en el punto medio de las perforaciones = Tpmp=Tyac= F c) Intervalo perforado: ( ), ( ) b) Cálculo de la permeabilidad: 84,73mD. (h: 80 pies). 87

101 En la Figura Nº 25. Se observa parte del registro del pozo DP-8 enfocado en el intervalo de interés, para el cálculo de la permeabilidad y el espesor del yacimiento Arena B Arena B Figura Nº25. Resultado petrofísico del pozo DP-8. 88

102 b) Sensibilidad de las correlaciones de flujo vertical Se realizó corrida de sensibilidad de flujo vertical con el fin de determinar cuál de las correlaciones se ajustaba más a los parámetros requeridos. Esta corrida se ejecutó con los valores iniciales del yacimiento, siendo este el valor de presión tomado en 23/2/2007 (1450 lpca) y permeabilidad de 84 md. Generando los resultados reflejados en la Figura Nº 39. Figura Nº26. Sensibilidad de correlaciones de flujo vertical del pozo DP-8. De acuerdo a este perfil la correlación que mejor se ajusta es Gray Original a pesar de mostrar tasa de gas y presión de cabezal aún muy por encima de las deseadas, sería el punto de partida para sensibilizar la presión estática, permeabilidad y daño. Cabe destacar que la última prueba de presión corresponde al 2007, por lo que la disminución más considerable debe corresponder a la presión estática. 89

103 Tasa de Gas Real MPC c) Sensibilidad de la presión estática Se sensibilizó la presión estática dado que la prueba de presión usada como referencia fue tomada más de seis años (2/2007) de la prueba de producción del pozo cotejada (06/2013). Para justificar la disminución de presión se verificó que en dicho período la arena/yacimiento en cuestión haya acumulado producción como se muestra en la Figura Nº 27. B/DP , , , , , ,0 8000,0 6000,0 4000,0 2000,0 Última Prueba de Presión Psia con Producción de Gas en el yacimiento de MPC de gas , Fecha TASA DE GAS REAL YAC Presión Estática Presión estática estimada 0 Presión psia Figura Nº27.Gráfico de la declinación de producción del yacimiento B/DP-50. En el período comprendido entre febrero de 2007 (último punto de presión estática medido) y junio de 2013 (prueba con la cual se cotejó el pozo), el yacimiento B/DP- 50 se encontraba en producción, por tal efecto si es considerable sensibilizar la presión estática hasta llegar a los parámetros requeridos. En la Figura Nº 28 se muestra la sensibilidad de la presión estática. 90

104 Figura Nº 28.Sensibilidad de la presión estática del yacimiento DP-50 en la arena B. Tras esta sensibilidad se observa que al bajar la presión estática hasta 950 lpca, bajar el valor de la permeabilidad y aumentando el daño total del pozo, se obtiene el valor cercano de la tasa de gas requerida. De este modo el cotejo del pozo será con dicho valor. d) Cambios realizados en el simulador Pipesim para el cotejo: Pws: 950 Lpca T: F K = 35 md Daño Mecánico: 25,385; Daño dependiente de la tasa: 0 Correlaciones: Flujo vertical: Gray Modificado Flujo horizontal: Dukler, AGA & Flanagan Reductor: API14B - Mecanístico 91

105 Con la implementación de estos datos en el simulador se obtuvieron los resultados del cotejo mostrados en la tabla Nº 11. Tabla Nº 11. Resultados Obtenidos del Cotejo del Pozo DP-8 B/DP-50 Pozo Arena Yacimiento DP-8 B DP-50 Qg(MMpc) Qg (MMpc) sim %error Qg Prueba ,15 Ql (BN/D) Ql (BN/D) Sim %error Ql Prueba 51 49,9212 2,12 Pcab (lpca) Pcab (lpca) sim %error Pcab Prueba ,5523 2,01 Plin( lpca) Prueba Plin(lpca) sim %error Pcab ,4987 2,20 Pwf (lpca) 563,0708 Asimismo el las Figuras Nº 29, 30 y 31. Se muestran tanto el perfil presión temperatura y la curva de análisis nodal obtenido a través del modelo del pozo DP-8. 92

106 Figura Nº29.Perfil presión temperatura del pozo DP-8. Figura Nº 30. Análisis nodal del pozo DP-8, corte con la tasa de líquido 93

107 Figura Nº31. Análisis nodal del pozo DP-8, corte con la tasa de GAS. De la misma forma como fue el cotejo del pozo DP-8, se realizó el cotejo de los treinta y dos (32) pozos restantes, los resultados obtenidos se anexaron el apéndice del trabajo, sin embargo en la Tabla N 12 se muestran los resultados obtenidos para todos los modelos de pozos realizados. 94

108 Tabla Nº 12. Resultados de los Modelo de Pozos 95

109 En esta tabla se recolectaron los datos de entrada del simulador en cuanto a la prueba de producción modelada, incluyendo los valores obtenidos por el simulador al cotejar cada uno de los pozos, con el fin de realizar el cálculo de los errores correspondientes, asimismo se muestra la presión de fondo fluyente, obtenida a través de la simulación y los datos del yacimiento como es la presión estática, la temperatura y la permeabilidad. Los resultados generales del cotejo de los pozos fueron los siguientes: a) El mayor error de la tasa de gas fue de 7,45%.el pozo DP-12 b) El mayor error de la tasa de líquido 21,28%. Sin embargo la diferencia entre la tasa de líquido de la prueba con la generada por el simulador ronda por los 3 barriles. c) El pozo DP-14 reportó la tasa de petróleo neto en vez de la tasa de líquido, se presume que hubo error en la toma o transcripción de la prueba de producción en la base de datos OFM. d) El mayor error obtenido para la presión de cabezal fue de 9,24% en el pozo DP-154 con diferencia de 16 lpca pero fue el mejor ajuste realizado para este pozo, no se logró bajar más el error de la simulación. e) La presión de línea obtuvo los mayores errores de cotejo. Se presume nuevamente que quizás hubo error en la toma de las pruebas de producción o tal vez errores de trascripción en el momento de cargar los datos en la base de datos OFM. En la tabla Nº 13 se observa el tipo de correlación de flujo vertical y horizontal utilizado, así como también las correlaciones del estrangulador y los datos requeridos en el simulador para el cotejo. 96

110 Tabla Nº 13. Modelos de pozos y correlaciones de flujo multifásico utilizadas. 97

111 Solo treinta (30) pozos fueron cotejados con la correlación de flujo multifásico vertical Gray, siendo estas Gray Original y Gray Modified. Un (1) pozo cotejo con la correlación Orkiszweski, con errores de simulación considerables. En los Dos (2) pozos restantes resultó imposible aproximarlos a las correlaciones sugeridas en el objetivo anterior. Para el caso del pozo DP-3 A/DP-100 se realizó el análisis de sensibilidad de las correlaciones de flujo vertical sugeridas y se obtuvo el resultado de la Figura Nº 32. Figura Nº 32.Corrida de sensibilidad de correlaciones de flujo vertical del pozo DP-3 A/DP-100. La correlación que se ajusta a la prueba de producción, (tasa de gas 213 MMPC, tasa de Líquido de 14 BPD, presión de cabezal de 130 lpca y presión de línea de 120 lpca), es Beggs & Brill Original, sin embargo generó errores de cotejo mayores a los esperados superando los límites establecidos, por esta razón este 98

112 pozo no fue considerado dentro del análisis de las variables que generan impacto en la producción. Caso similar ocurrió con el pozo DP-28 B/DP-3, al realizar la corrida de sensibilidad de las correlaciones de flujo vertical se obtuvo el resultado de la Figura Nº 33. Figura Nº33. Corrida de sensibilidad de las correlaciones de flujo vertical para el pozo DP-28 B/DP-3. En esta ocasión la única correlación que converge para las condiciones de este pozo Hagerdon & Brown que de acuerdo a la investigación realizada no es recomendable para el tipo de yacimientos en estudio. Ya que esta correlación es aplicable con una relación gas petróleo menor a 5000 PCN/Bn, gravedad APIº entre 25 y 40. Debido a los resultados obtenidos este pozo también fue excluido para el análisis de las variables que generan impacto en la producción. 99

113 Indice de Productividad IV. 5 DETERMINACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD ACTUAL DE LOS POZOS ACTIVOS DE ALGUNOS CAMPOS DE GAS DEL ORIENTE DE VENEZUELA. De acuerdo con su definición, el índice de productividad indica la forma como variará la tasa de producción de un pozo cuando la presión de fondo fluyente sufre un cambio. Tras la realización de los modelos de pozos de acuerdo al último corte de producción, surge la inquietud de conocer cuál es el potencial productivo, con el fin de evaluar la condición actual en la que se encuentra el horizonte productor. En la Figura Nº 34 se muestra los resultados del índice de productividad de cada pozo. 0,1200 0,1000 0,0800 0,0600 0,0400 0,0200 0,0000 Pozos Figura N 34. Índice de Productividad de los 31 Pozos. J (MMPC/LPCA) 0,1096 0,0391 0,

114 Se realizó el cálculo del índice de productividad de los 31 pozo en estudio, de acuerdo a los resultados obtenidos en la figura N 34 se observa que el pozo DP- 12 es el que presenta mayor índice de productividad de los pozos en estudio con 0,1096 MMPCD/LPCA. Cinco de los pozos poseen un índice de productividad promedio de 0,0391 MMPCD/LPCA. El resto de los pozos poseen índice considerado bajo aproximadamente en valor promedio de 0,0077 MMPCD/LPCA de acuerdo a los pozos en estudio. De esta forma se puede concluir en forma general que los pozos contenidos en el área de estudio poseen baja capacidad de producir, por esta forma es recomendable evaluar estrategias para obtener las reservas remanentes de los mismos. Es lógico pensar que esta declinación debe tener lugar durante el agotamiento normal del yacimiento, ya que estos yacimientos han sido explotados desde la década de los cuarenta, tienen aproximadamente setenta años en producción. De igual forma a medida que pasa el tiempo de producción, disminuye la presión de los fluidos en el yacimiento y esto puede ser que debido a la compresibilidad de la formación, esta se compacte poco a poco resultando una disminución en el tamaño de los canales de flujo a través de la formación y por lo tanto una disminución en la permeabilidad de la misma, afrentando la producción negativamente y en consecuencia el índice de productividad disminuirá. IV. 6 DEFINICIÓN DE LAS VARIABLES DE MAYOR IMPACTO EN EL SISTEMA Y ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DE DICHAS VARIABLES PARA CUANTIFICAR EL IMPACTO SOBRE EL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD. Una vez determinado el índice de productividad de cada uno de los pozos activos en el área de estudio, se inició con el objetivo principal de esta investigación determinar las variables que generan mayor impacto en el sistema. De acuerdo al trabajo realizado en el cotejo de los pozos se logró definir que las siguientes seis (6) variables de una forma cualitativa generan impacto en el sistema, en la Tabla Nº 14 se observan estas variables. 101

115 Tabla Nº 14. Definición de variables que impactan el sistema de producción. Variables que Impactan la Producción Diámetro de la línea de flujo (pulg) Longitud de la línea de Flujo (metros) Reductor (pulg) Diámetro de la tubería (pulg) Permeabilidad (md) Daño Tras la definición de las variables el siguiente paso es determinar cuál de estas generan mayor impacto en la producción, para ello es necesaria la realización de análisis de sensibilidades a cada una de ella en el sistema escogido. Para conocer la interacción de estas variables en el sistema se empleó la técnica de diseño experimental de dos niveles, recordando que este sistema es definido por un rango de mínimo y máximo. Antes de iniciar con el diseño experimental fue necesario la escogencia de un pozo modelo que cumpliera con los requerimientos necesarios para hacer el análisis de sensibilidad con cada una de estas variables. En la escogencia de este pozo se evaluaron los siguientes aspectos: a) Corte actual de producción de gas mayor o igual a 2 MM de Pies cúbicos por día. b) Cotejo considerable, errores porcentuales menores a 5%. c) Historia de producción continúa. La verificación del corte actual de producción de gas, fue llevada a cabo tras la revisión de los treinta (30) modelos de pozos realizados, verificando de esta forma cuántos de estos modelos contaban con corte de producción de gas mayor o igual a 2 MMPCD, considerando al mismo tiempo errores de cotejo menores o iguales a cinco por ciento (5%). En la Tabla Nº 15 se muestra el resumen de los pozos cotejados, resaltando esta vez aquellos pozos que poseen producción de gas mayor de 2 MMPCD 102

116 Tabla Nº 15. Resumen de pozos cotejados. 103

117 Al realizar este análisis se observa que solo ocho (8) de los treinta (30) pozos en estudio tienen una producción mayor a 2MMPCD de gas. De los cuales solo dos (2) presentan cotejos con errores menores al 5% en tasa de gas, tasa de líquido, presión de línea y presión de cabezal. Por consiguiente es necesario revisar la historia de producción de los pozos candidatos, siendo estos como lo indica la Tabla Nº 16. El pozo DP-8 (B/DP-50) y el pozo DP 31 (C/DP-76). En la Figura Nº 35.Se muestra el histórico de producción del pozo DP-8 en la arena yacimiento B/DP-50, se evidencia que inicia producción a mediados del año 2006, donde seguidamente fue interrumpida hasta inicios del 2007 donde mantiene una producción constante hasta el año Figura Nº 35.Histórico de producción del pozo DP-8 (B/DP-50). En la figura Nº 36. Se muestra el histórico de producción del pozo DP-31 en la arena yacimiento C/DP -76, done se evidencia que inicia producción en 1993, posee poco periodos de interrupción, además en sus inicios producía altas tasas de 104

118 gas. A partir del año 2003 mantiene una producción más o menos constante hasta la fecha de corte actual. Figura Nº36.Histórico de producción del pozo DP-31 (C/DP-76) Como se observó anteriormente ambos pozos son buenos candidatos para ser modelos, sin embargo para este estudio se escogerá el pozo que posee mayor período de producción, ya que de esta manera se evidencia todas las etapas que el mismo ha experimentado en el proceso de producción, por esta razón el pozo modelo escogido es el DP-31 C/DP-76. Ahora bien, una vez definida las variables y escogido el pozo modelo, el siguiente paso es la definición de los rangos de las variables, con el fin de aplicar el diseño experimental. Para lograr esto, se realizaron histogramas por cada una de las 105

119 variables, considerando el número de pozos y ciertos rangos de acuerdo a los valores utilizados en el cotejo de los mismos, quedando expresados de la siguiente forma: a) Rango de permeabilidad md En la Tabla Nº 16 Se muestra el número de pozos con respecto a la permeabilidad obtenida, en la misma se muestra cada uno de los sub rangos de la permeabilidad con la cual fueron cotejados los pozos, desde el valor mínimo hasta el valor máximo de la misma. Tabla Nº16. Permeabilidad Vs. Número de Pozos. Nº De Pozos K (Md) 2 1, ,64 En atención a lo antes expuesto se muestra en la Figura Nº 37. El histograma de los rangos de permeabilidad. 106

120 Nº Pozos Rangos de K(md) Figura Nº37.Histograma con rangos de permeabilidad. Se observa que el mayor número de pozos se encuentra ubicado en los rangos desde 20 a 50 md, para la escogencia de este rango es necesario considerar la heterogeneidad del yacimiento, recordando que son yacimientos distintos no resulta lógico tomar la permeabilidad más baja y la más alta obtenida, ya que estos no se comportan de la misma forma, por esta razón y de acuerdo a los ensayos hechos con los cotejos de los pozos, se decide considerar el rango de cincuenta por ciento(50%) por encima y cincuenta por ciento(50%)por debajo de la permeabilidad con la cual cotejo el pozo. b) Rango de Daño En la Tabla Nº 17 Se muestra el número de pozos con respecto al daño total obtenido, en la misma se muestra cada uno de los sub rangos de daño total con el cual fueron cotejados los pozos, desde el valor mínimo hasta el valor máximo del mismo.. 107

121 Nº Pozos Tabla Nº17. Daño total Vs. Número de Pozos. Nº De Pozos Skin Total 3 2, ,12 De acuerdo a ello se presenta en la Figura Nº 38 el siguiente histograma con los rangos de daños , ,12 Skin Total Figura Nº 38.Histograma de rango de daños total. Para la definición de este rango es necesario considerar el escenario con el menor de los daños (valor mínimo) y el escenario con el mayor daño (valor máximo) con el cual cotejaron los pozos en estudio. c) Rango de Reductor En la Tabla Nº 18. Se muestra el número de pozos y el diámetro de reductor utilizado para cada uno de ellos. 108

122 Nº Pozos Tabla Nº18. Reductor Vs. Número de Pozos. Nº De Pozos Reductor (pulg) 15 0, ,5 2 0,375 De acuerdo a ello a continuación se muestra en la Figura Nº 39 el histograma de esta variable ,75 0,5 0,375 Reductor (pulg) Figura Nº39. Histograma con rango de orifico de reductor. Para la determinación de este rango se escogió el rango donde están contenidos el mayor número de pozos, definiendo el rango entre 0,5 0,75 Pulgadas. d) Rango de la tubería de producción En la Tabla Nº 19. Se muestra el número de pozos con respecto al diámetro de la tubería de producción escogida para cada pozo. 109

123 Nº Pozos Tabla Nº19. Diámetro de la tubería de producción Vs. Número de Pozos. Nº De Pozos Diámetro de la tubería(pulg) 5 3 ½ 4 3 1/2 x 2 7/ / /8 De acuerdo a lo antes expuesto se muestra en la Figura Nº 40 el histograma de diámetros de tubería versus el número de pozos /2 3 1/2 x 2 7/8 2 7/8 2 3/8 Diametro del Tubing (pulg) Figura Nº 40. Histograma de rangos de diámetros de la tubería de producción. Para definir este rango es necesario considerar el menor diámetro y el mayor diámetro con los cuales cotejaron los pozos en estudio, es decir el rango de esta variable está definido entre 2 3/8 de pulgadas y 3 ½ de pulgadas. e) Rango del diámetro de la línea de flujo En la Tabla Nº 20 se muestra el número de pozos con respecto al diámetro de la línea de flujo escogida para cada pozo. 110

124 Nº Pozos Tabla Nº20. Diámetro de la línea de flujo Vs. Número de Pozos. Nº De Pozos Diámetro de la línea de flujo (Pulg) 1 2, , , , , , ,026 A continuación se muestra la Figura Nº 41 el histograma con el número de pozos y los diámetros de línea de flujo ,624 2,728 3,068 3,438 3,622 3,826 4,026 Diametro de la linea de flujo(pulg) Figura Nº 41.Histograma de rangos de diámetros de la línea de flujo. Para escoger este rango se decidió considerar el diámetro de la línea de flujo más pequeño siendo este 2,624 pulgadas y el diámetro de la línea de flujo mayor 4,026 pulgadas. 111

125 Nº Pozos f) Rango de la longitud de la línea de flujo En la Tabla Nº 21 se muestra el número de pozos con respecto a la longitud de la línea de flujo escogida para cada pozo. Tabla Nº21. Longitud de la línea de flujo Vs. Número de Pozos Nº De Pozos Longitud de la línea de flujo (m) De acuerdo a lo antes expuesto se muestra en la Figura Nº 42 el histograma de la longitud de la línea de flujo con respecto al número de pozos Longitud de la linea de flujo (metro) Figura Nº 42. Histograma de rangos de la longitud de la línea de flujo. 112

126 Este rango fue considerado desde la distancia más corta que tiene la línea de flujo hasta la distancia más larga, siendo este desde metros de longitud. En la Tabla Nº 22 se muestra el resumen de los rangos definidos por variables, necesarios para realizar las sensibilidades correspondientes. Tabla Nº 22. Rangos definidos para las variables Variables que Impactan la Producción Diámetro de la línea de flujo (pulg) Longitud de la línea de Flujo (metros) Reductor (pulg) Diámetro de la tubería (Pulg) Permeab ilidad (md) Daño Mínimo (-) 2, ,5 2 3/ Máximo (+) 4, ,75 3 1/ ,12 Una vez concretados los rangos a trabajar en cada una de las variables, se procede a la ejecución del diseño experimental, como ya antes se había definido, es un diseño de dos niveles, para efectos de este estudio se trabajará con seis (6) variables los que hace que el diseño tenga dos a la seis (2 6 ) combinaciones posibles, siendo estás un total de 64 combinaciones. En la Tabla Nº 23 se muestra las sesenta y cuatro (64) combinaciones posibles y los resultados obtenidos con respecto a la tasa de gas, tasa de líquido, presión de cabezal, presión de línea, presión de fondo fluyente, Índice de productividad y caídas de presión. Además se muestran los datos iniciales del pozo modelo (tasa de gas, tasa de líquido, presión de cabezal, presión de línea, presión de fondo fluyente, presión de yacimiento e índice de productividad sin la modificación de las variables). 113

127 Tabla Nº23. Resultado de las 64 combinaciones del diseño experimental. 114

128 Una vez obtenido estos resultados se procede al análisis individual de cada una de las variables a través de la utilización de la ecuación 9 definida en el capítulo III. Iniciando con el cálculo de los promedios de los resultados cuando las variables toman los valores del rango antes definido, tal como se muestra en la Tabla Nº 24. Promedio Tabla Nº24. Resultado del Promedio de valores con el rango definido Qg (MMPCD ) Ql (BBD) Pc (lpca) Pl (lpca) Pwf(lpca) J (MMPCD/Lpca ) E (F1) (+) 1, ,97 228,25 117,09 514,42 0,01204 E (F1) (-) 1, ,18 249,18 171,94 534,10 0,01232 E (F2) (+) 1, ,76 209,75 153,31 499,05 0,01174 E (F2) (-) 1, ,39 267,68 135,72 549,47 0,01262 E (F3) (+) 1, ,97 260,67 151,45 509,14 0,01196 E (F3) (-) 1, ,18 216,76 137,58 539,38 0,01240 E (F4) (+) 1, ,93 250,96 178,00 535,36 0,01200 E (F4) (-) 1, ,22 226,47 111,03 513,16 0,01236 E (F5) (+) 1, ,64 274,88 156,40 576,51 0,01849 E (F5) (-) 1, ,51 202,55 132,63 472,01 0,00587 E (F6) (+) 0, ,67 196,20 130,60 461,92 0,00488 E (F6) (-) 1, ,48 281,23 158,43 586,60 0,01948 En la Tabla Nº 25 se muestra los resultados de los efectos de cada una de las variables obtenidos al realizar la resta de los promedios, arrojando los siguientes resultados en cuanto a unidades de campo. Variables Tabla Nº25. Efectos de las variables. Qg (MMPCD) Ql (BBD Pc (lpca) Pl (lpca)) Pwf(lpca) J (MMPCD/Lpca) D (LF) E(F1) 0,1130 2,79-20,92-54,85-19,67-0,00028 Reductor E(F2) 0,0416 8,37-57,94 17,60-50,42-0,00087 D tubing E(F3) 0,3025 6,79 43,91 13,87-30,23-0,00044 L (LF) E(F4) -0,1948-3,29 24,49 66,96 22,20-0,00035 K E(F5) 0, ,13 72,33 23,76 104,51 0, S E(F6) -0, ,81-85,04-27,83-124,68-0,01459 En la Tabla Nº IV 26 se muestra el resultado de los efectos de cada una de las variables en forma porcentual. 115

129 Tabla Nº26. Efecto de las variables en forma porcentual. Variables Qg (%) Ql (%) Pc (%) Pl (%) Pwf (%) J (%) D (LF) E(F1) 8,97 10,90-8,77-37,95-3,75-2,30 Reductor E(F2) 3,31 32,72-24,27 12,18-9,62-7,19 D tubing E(F3) 24,02 26,53 18,39 9,59-5,77-3,63 L (LF) E(F4) -15,47-12,88 10,26 46,34 4,23-2,93 K E(F5) 37,11 39,59 30,30 16,44 19,93 103,58 S E(F6) -43,81-46,16-35,62-19,25-23,78-119,84 Para observar detalladamente el efecto de las variables dentro de los rangos determinados, es necesario mostrar los siguientes diagramas de Paretos para definir cuáles de las seis variables es, o son las que reflejan mayor impacto en el sistema de producción. a) Efectos sobre la tasa de gas En la Figura Nº 43 se muestra como se ve afectada la tasa de gas con cada una de las variables. Se analizarán las variables que incrementen la tasa de gas mayor o igual a veinte por ciento (20%) S K 37, L (LF) D tubing Reductor D (LF) 8,97 24,02 3,31-50,00-40,00-30,00-20,00-10,00 0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 Efectos de los Parámetros con la Qg FiguraNº43.Efectos de las variables sobre la tasa de gas. 116

130 Se observa que ocurren tres fenómenos que generan mayor producción de gas a) El primero de ellos resulta cuando el daño total del pozo es mínimo, esto es debido a que no existe restricción de flujo de fluido que distorsione las líneas de flujo desde el yacimientos hasta el pozo, así como también hay menos pérdidas de presión en las cercanías del pozo. b) El segundo fenómeno ocurre cuando la permeabilidad del yacimiento es alta, el yacimiento tendrá canales de flujo continuos sin obstrucción, existe capacidad de transferencia para que los fluidos atraviesen la roca. c) El tercer fenómeno se da cuando el diámetro de la tubería de producción es mayor, de esta manera existirá menores caídas de presión por fricción y el flujo será trasladado con mayor facilidad hasta la superficie. b) Efecto sobre la tasa de líquido En la Figura Nº 44 se muestra los efectos que tienen las variables sobre la tasa de líquido S K 39, L (LF) D tubing 26,53 Reductor 32,72 D (LF) 10,90-60,00-40,00-20,00 0,00 20,00 40,00 60,00 Efectos de los Parámetros la Ql Figura Nº 44.Efecto de las variables sobre la tasa de líquido. 117

131 Del mismo modo que en la tasa de gas se analizarán las variables que incrementan la tasa de líquido igual o mayor a veinte por ciento (20%), al evaluar este efecto se obtuvieron los siguientes resultados: a) Cuando el daño total del pozo es menor ocurre un fenómeno similar a la tasa de gas, no existe restricción de flujo de fluido que distorsione las líneas de flujo desde el yacimiento hasta el pozo, así como también existe menos pérdidas de presión en las cercanías del pozo. b) Cuando la permeabilidad del yacimiento es mayor, el yacimiento tendrá canales de flujo continuos sin obstrucción, existe capacidad de transferencia para que los fluidos atraviesen la roca. c) Cuando el diámetro de la tubería de producción es mayor existirá menores caídas de presión por fricción y el flujo será trasladado con mayor facilidad hasta la superficie. d) Cuando el tamaño del reductor es mayor, esta restricción al flujo provoca un aumento en la producción de líquido pero simultáneamente disminuye la presión del cabezal del pozo por lo tanto existirá menor presión en el fondo del pozo, en consecuencia disminuye el diferencial de presión a través del área de drenaje del yacimiento. c) Efecto sobre la presión de cabezal En la Figura Nº 45 se muestran los efectos que tienen las variables sobre la presión de cabezal. Se analizaran las variables que impacten la presión de cabezal un veinte por ciento (20%). 118

132 35.62 S K 30,30 L (LF) 10,26 D tubing 18, Reductor 8.77 D (LF) -40,00-30,00-20,00-10,00 0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 Efectos de los Parámetros la Pc Figura Nº 45.Efectos de las variables sobre la presión de cabezal. Para obtener la producción de fluidos en superficie, se debe generar una presión con la cual el yacimiento entrega el caudal al nodo superficial. Al evaluar el efecto de las variables solo tres de ellas generaron impacto sobre la presión de cabezal, descritas a continuación: a) Cuando el daño total del pozo es menor, nuevamente no existe restricción de flujo de fluido que distorsione las líneas de flujo desde el yacimiento hasta el pozo, así como también existe menos pérdidas de presión en las cercanías del pozo, esto traerá consigo mayor presión de fondo fluyente y menores pérdidas de presión a lo largo de la tubería de producción, permitiendo de esta forma una mayor presión en el nodo superficial del pozo. b) Cuando el reductor es más pequeño, se genera un aumento en la contrapresión en la tubería de producción y de esta forma se reflejará mayor presión en el cabezal, ya que existe restricción de flujo de fluidos con el reductor. c) Mayor diámetro de la tubería de producción habrá más capacidad de flujo de fluidos y existirá menores caídas de presión por fricción, por lo tanto se 119

133 requiere mayor presión para levantar dicho fluido hasta la superficie generando mayor presión en el cabezal del pozo. d) Efecto sobre la presión de línea En la Figura Nº 46 se muestra el efecto de las variables sobre la presión de línea. Se analizaran las variables que impacten la presión de línea mayor o igual a un veinte por ciento (20%) S K 16,44 L (LF) 46,34 D tubing 9,59 Reductor 12, D (LF) -60,00-40,00-20,00 0,00 20,00 40,00 60,00 Efectos de los Parámetros la Pl Figura Nº 46. Efectos de las variables sobre la presión de línea. Una vez que el fluido logra salir del pozo pasa por el reductor donde ocurre una caída brusca de presión dependiente del diámetro que tome el mismo, al pasar el reductor se registra la presión de la línea, esta presión debe ser suficiente para que el fluido llegue hasta la estación de flujo determinada, por esta razón es importante analizar cuál de estas variables genera impacto positivo sobre la presión de la línea de flujo siendo estas las siguientes: a) El diámetro de la línea de flujo, mientras menor sea este diámetro se incrementa la velocidad de flujo a través de la tubería de flujo y de esta forma se tendrá mayor presión en la línea de flujo para transportar el flujo. 120

134 b) La longitud de la línea de flujo, a mayor distancia de la línea de flujo existirá mayor presión en la línea de flujo para transportar los fluidos hasta la estación de flujo. c) El daño y la permeabilidad poseen el mismo efecto de la presión de cabezal pero en menor proporción. e) Efecto sobre la presión de fondo fluyente En la Figura Nº 47 se muestra el efecto de las variables sobre la presión de fondo fluyente S K 19,93 L (LF) 4, D tubing 9.62 Reductor 3.75 D (LF) -30,00-20,00-10,00 0,00 10,00 20,00 30,00 Efectos de los Parámetros la Pwf Figura Nº47.Efectos de las variables sobre la presión de fondo fluyente. Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la completación del pozo entrando al fondo del pozo con una presión de fondo fluyente que proporciona el levantamiento de los fluidos a través de la tubería, esta presión debe ser lo suficientemente alta para que el fluido fluya sin restricciones, para que esto ocurra no debe existir obstrucciones de flujo en el yacimiento, es por esta razón que las variables que generan impacto en la presión de fondo son las siguientes: 121

135 a) Daño total del pozo, mientras menor sea el daño del pozo no existirán restricción de flujo de fluido que distorsione las líneas de flujo desde el yacimiento hasta la cara pozo, así como también existe menos pérdidas de presión en las cercanías del pozo, esto traerá consigo mayor presión de fondo fluyente capaz de vencer las caídas de presión a través del medio poroso, tuberías verticales, reductor y separador. b) Permeabilidad del yacimiento, a mayor permeabilidad existirán mejores canales de flujo en el yacimiento y menores pérdidas de presión en el mismo, permitiendo que en la cara del pozo exista una mayor presión de fondo fluyente que permita levantar el fluido hasta la superficie del pozo. será la presión de fondo fluyente del pozo. f) Efecto sobre el índice de productividad En la Figura Nº 48 se muestra el efecto de las variables sobre el índice de productividad S K 103, L (LF) 3.63 D tubing 7.19 Reductor 2.29 D (LF) -150,00-100,00-50,00 0,00 50,00 100,00 150,00 Efectos de los Parámetros la IP Figura Nº48.Efectos de las variables sobre el índice de productividad. 122

136 El índice de productividad es el volumen producido por unidad de caída de presión entre el yacimiento y el pozo. Las causas de una baja productividad pueden variar desde un problema fundamental del yacimiento hasta restricciones al flujo en la zona cercana al pozo, en el mismo pozo, o en las instalaciones de superficie, el objetivo principal es evaluar cuál de estas variables puede incrementar o mantener el índice de productividad del pozo. De acuerdo a las corridas realizadas las variables que incrementan el índice de productividad son las siguientes: a) Daño total del pozo, cuando este es menor aumenta la productividad del pozo, ya que existe mejores condiciones de flujo de fluidos desde el yacimiento al pozo, y existe menor diferencial de presión. b) Permeabilidad del yacimiento, mientras mayor sea, mayor será el índice de productividad por lo tanto hay menores caídas de presión y mayor tasa debido la alta capacidad de la roca. De acuerdo a los resultados obtenidos al evaluar el efecto de las variables con los parámetros como tasa de gas, tasa de líquido, presión de cabezal, presión de línea, presión de fondo fluyente y el índice de productividad, se observó que de manera determinante el daño y la permeabilidad son las variables que generan mayor impacto en la producción. Del mismo modo el diámetro de la tubería de producción y el reductor tienen incidencia en las tasas producidas. Por otra parte se decidió evaluar la interacción entre variables que generan mayor impacto en la producción, con el fin de conocer si alguna interacción genera mayores cambios en la producción que al ser considerarlas individualmente. Esto se llevó a cabo tras la realización de las interacciones con las variables que mayor impacto tienen sobre la producción, resultando de la siguiente manera: a) Interacción de las variables sobre la tasa de gas Para el caso de la tasa de gas las variables que generan mayor impacto son: el diámetro de la tubería de producción, la permeabilidad del yacimiento y el daño total del pozo. 123

137 A partir de la combinación de estas tres variables se generaron las siguientes interacciones expuesta en la Tabla Nº 27 calculando a su vez los promedios correspondientes para conocer su efecto con la interacción. Tabla Nº27. Interacciones de las variables que generan impacto sobre la tasa de gas. Promedio Qg Qg Qg(%) Interacción (MMPCD) (MMPCD) E (F3.F5) (+) 1,4518 0, ,56 D tubing. K E (F3.F6) (+) 1,197-0,1247-9,90 D tubing. S E (F5.F6) (+) 1,2383-0,0421-3,34 K.S E (F3.F5) (-) 1,0669 E (F3.F6) (-) 1,3217 E (F5.F6) (-) 1,2804 En la Figura Nº 49 se muestra de manera gráfica el efecto que generan estas interacciones sobre la tasa de gas. 43,81 S K 37,11 D tubing 24,02 3,34 K.S 9,90 D tubing. S D tubing. K 30,56-50,00-40,00-30,00-20,00-10,00 0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 Efectos de los Parámetros sobre la Qg Figura Nº 49. Efectos de los parámetros sobre la tasa de gas. Se observa que existe mayor impacto sobre la producción de gas al trabajar las variables individualmente. Dentro de los resultados obtenidos a través de este análisis se tiene que la permeabilidad es inversamente proporcional al daño total del pozo, de este modo la 124

138 producción será mayor al tener alta permeabilidad con el fin de que exista mejor capacidad de flujo y canalización en el yacimiento y al mismo tiempo que el daño total del pozo sea lo mínimo posible para evitar restricciones de flujo de fluidos en el yacimiento y en las zonas aledañas a la cara del pozo. Por otro lado siendo también significativo en la productividad del pozo se encuentra la interacción del diámetro de la tubería de producción con la permeabilidad del yacimiento, entonces mientras más alta sea la permeabilidad del yacimiento existirá mejor capacidad de flujo, se tendrá mayor canalización de los fluidos y si al mismo tiempo se trabaja con mayor diámetro de tubería de producción esto generara mayor capacidad de fluido a lo largo del pozo y menores pérdidas de presión por fricción, logrando de esta forma una mejor productividad con respecto a la tasa de gas que produzca el yacimiento. b) Interacción de las variables sobre la tasa de líquido En la tasa de líquido las variables que generan mayor impacto son: el diámetro de la tubería de producción, el reductor, la permeabilidad del yacimiento y el daño total del pozo. A partir de la combinación de estas cuatro variables se generaron las siguientes interacciones expuesta en la Tabla Nº 28 calculando a su vez los promedios correspondientes para conocer su efecto con la interacción. Tabla Nº 28. Interacciones de las variables que generan impacto sobre la tasa de líquido. PROMEDIO Ql (BBD) Ql (BBD) Ql(%) Interacción F3.F5 (-) 21,345 8,455 33,06 D tubing. K E (F3.F5) (+) 29,8-2,51-9,81 D tubing. S F3.F6 (-) 26,83 7,585 29,65 D tubing. Red E (F3.F6) (+) 24,32-0,84-3,28 K.S F3.F2 (-) 21,78 9,25 36,16 K.Reductor F3.F2 (+) 29,365-1,72-6,72 S. Reductor E (F5.F6) (-) 25,995 F5.F6 (+) 25,155 F5.F2 (-) 20,95 F5.F2 (+) 30,2 F6.F2 (-) 26,435 F6.F2 (+) 24,

139 En la Figura Nº 50 se muestra de manera gráfica el efecto que generan estas interacciones sobre la tasa de líquido. Reductor 32,72 46,16 S K D tubing 26,53 39,59 6,72 S. Reductor K.Reductor 3,28 K.S D tubing. Red 36,16 29,65 9,81 D tubing. S D tubing. K 33,06-60,00-40,00-20,00 0,00 20,00 40,00 60,00 Efectos de los Parámetros sobre Ql Figura Nº 50.Efectos de los parámetros sobre la tasa de líquido. Nuevamente se genera mayor impacto en la producción al trabajar las variables individualmente. Entonces se tendrá mayor tasa de líquido cuando el daño total del pozo es pequeño, de este modo no existirán restricciones de flujo de fluido. Asimismo si el yacimiento tiene alta permeabilidad se tendrá mejor capacidad de fluido en el yacimiento, aunado a ello se encuentra el orificio del reductor, mientras mayor sea este se tendrá mayor producción de líquido. La interacción del reductor con la permeabilidad genera un incremento en la tasa de gas de un treinta y seis por ciento (36%), siendo esta también significativa en la producción. Resulta que mientras más grande sea el orificio del reductor se manejara más líquido en superficie además si el yacimiento cuenta con una alta permeabilidad que genere mayor capacidad de flujo desde el yacimiento a la cara del pozo. Por otro lado se encuentra la interacción del diámetro de la tubería de producción con el reductor generando un incremento de la producción de veintinueve por 126

140 ciento (29%), este aumento de la tasa de líquido resulta cuando el diámetro de la tubería de producción es mayor, permitiendo de esta forma mayor capacidad de flujo en la tubería y menores caídas de presión facilitando a su vez el levantamiento de fluido hasta la superficie. Y cuando el orifico del reductor es más grande se manejara más liquido en superficie. c) Interacción de las variables sobre la presión de cabezal Para la presión de cabezal las variables que generan mayor impacto son: el reductor, la permeabilidad del yacimiento y el daño total del pozo. A partir de la combinación de estas tres variables se generaron las siguientes interacciones mostrada en la Tabla Nº 29 calculando a su vez los promedios correspondientes para conocer su efecto con la interacción. Tabla Nº29. Interacciones de las variables que generan impacto sobre la presión de cabezal. Promedio Pc (lpca) Pc (lpca) Pc (%) Interacción E (F5.F6) (+) 235,54-6,35-2,66 K.S E (F5.F2) (+) 242,315 7,20 3,02 K.Reductor E (F6.F2) (+) 202,975-71,48-29,94 S.Reductor E (F5.F6) (-) 241,89 E (F5.F2) (-) 235,11 E (F6.F2) (-) 274,45 En la Figura Nº 51 se muestra de manera gráfica el efecto que generan estas interacciones sobre la presión de cabezal. 127

141 24,27 Reductor 35,62 S K 30,30 29,94 S.Reductor K.Reductor 3,02 2,66 K.S -40,00-30,00-20,00-10,00 0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 Efectos de los Parámetros sobre la Pc Figura Nº 51.Efectos de los parámetros sobre la presión de cabezal. Se observa que se genera mayor efecto sobre la presión de cabezal al evaluar las variables individualmente. La única interacción que es significativa resulta cuando el daño total del pozo es pequeño, junto con un orificio de reductor de menor diámetro, de esta forma como no existe restricciones de flujo de fluidos significantes existe menores pérdidas de presión en las cercanías del pozo, por lo tanto existe mayor presión contenida desde el fondo hasta el cabezal y si se tiene un reductor pequeño habrá mayor velocidad del flujo lo que se traduce en mayor presión del cabezal. d) Interacción de las variables sobre la presión de línea Para la presión de línea las variables que generan mayor impacto son: el daño total del pozo, la distancia de la línea de flujo y el diámetro de la línea de flujo. A partir de la combinación de estas tres variables se generaron las siguientes interacciones mostrada en la Tabla Nº 30 calculando a su vez los promedios correspondientes para conocer su efecto con la interacción. 128

142 Tabla Nº30. Interacciones de las variables que generan impacto sobre la presión de cabezal. Promedio Pl (lpca) Pl (lpca) Pl (%) Interacción E (F4.F6) (+) L (LF). S E (F4.F1) (+) L (LF). D (LF) E (F6.F1) (+) S. D (LF) E (F4.F6) (-) E (F4.F1) (-) E (F6.F1) (-) En la Figura Nº 52 se muestra de manera gráfica el efecto que generan estas interacciones sobre la presión de línea D (LF) 19,25 S L (LF) S. D (LF) 13,54 L (LF). D (LF) 2,81 28,61 L (LF). S -60,00-40,00-20,00 0,00 20,00 40,00 60,00 Efectos de los Parámetros sobre la Pl Figura Nº52.Efectos de los parámetros sobre la presión de línea. Las variables diámetro de la línea de flujo y distancia de loa línea de flujo, son las que generan mayor impacto sobre la presión de la línea de flujo, una vez más se demuestra que la interacción de las variables tienen poco efecto sobre la producción, sin embargo una de las interacciones que genera impacto sobre la presión de línea resultó cuando la longitud de la línea de flujo es corta y existe poco daño en el pozo, de este modo no existirá restricción de flujo de fluidos en el yacimiento generando menores caídas de presión en el yacimiento por lo tanto 129

143 habrá mayor presión en el recorrido del pozo hasta llegar a la línea de flujo donde se transporta el fluido hasta la estación, de esta manera si la distancia de esta línea de flujo es corta el fluido llegara con mayor presión a la estación de flujo. e) Interacción de las variables sobre la presión de fondo fluyente Para la presión de fondo fluyente variables que generan mayor impacto son: el daño total del pozo y la permeabilidad del yacimiento. A partir de la combinación de estas dos variables se generaron las siguientes interacciones mostrada en la Tabla Nº 31 calculando a su vez los promedios correspondientes para conocer su efecto con la interacción. Tabla Nº31. Interacciones de las variables que generan impacto sobre la presión de fondo fluyente. Promedio Pwf (lpca) Pwf (lpca) Pwf(%) Interacción E (F5.F6) (+) K.S E (F5.F6) (-) En la Figura Nº 53 se muestra de manera gráfica el efecto que generan estas interacciones sobre la presión de fondo fluyente. 23,78 S K 19,93 1,93 K.S -30,00-20,00-10,00 0,00 10,00 20,00 30,00 Efectos de los Parámetros sobre Pwf Figura Nº53. Efectos de los parámetros sobre la presión de fondo fluyente. 130

144 La interacción de la permeabilidad y el daño del pozo, no generan impacto significativo sobre la presión del fondo del pozo, por esta razón no resulta importante realizar este análisis. f) Interacción de las variables sobre el índice de productividad Para el índice de productividad las variables que generan mayor impacto son: el daño total del pozo y la permeabilidad del yacimiento. A partir de la combinación de estas dos variables se generaron las siguientes interacciones mostrada en la Tabla Nº 32 calculando a su vez los promedios correspondientes para conocer su efecto con la interacción. Tabla Nº32. Interacciones de las variables que generan impacto sobre el índice de productividad. Promedio J J J (%) Interacción (MMPCD/lpca) (MMPCD/lpca) E (F5.F6) (+) K.S E (F5.F6) (-) En la Figura Nº 54 se muestra de manera gráfica el efecto que generan estas interacciones sobre el índice de productividad. 119,84 S K 103,58 8,13 K.S -150,00-100,00-50,00 0,00 50,00 100,00 150,00 Efectos de los Parámetros sobre el IP Figura Nº 54. Efectos de los parámetros sobre el índice de productividad. 131

145 La interacción de la permeabilidad y el daño del pozo, no generan impacto significativo sobre la presión del fondo del pozo, por esta razón no resulta importante realizar este análisis. De este modo de acuerdo a los resultados obtenidos, las variables de mayor impacto sobre la producción en estos pozos resultaron ser la permeabilidad del yacimiento, el daño total del pozo y el diámetro de la tubería de producción. El último punto importante evaluado dentro de este objetivo fue la generación de la superficie de respuesta que representa el modelo de producción considerando las variables de mayor impacto, el cual fue llevado a cabo tras la utilización de un diseño factorial de tres niveles. Para ello se definieron las variables e interacciones que mayor impacto generaban sobre la tasa de gas, de acuerdo a la Figura N 49 vista anteriormente; estas variables resultaron ser: la permeabilidad del yacimiento, el daño total, el diámetro de la tubería de producción y la interacción de permeabilidad y diámetro de la tubería de producción. De esta forma se crearon las nuevas corridas de acuerdo al diseño a analizar siendo este 3 3. En la Tabla N 33 se muestran las 27 combinaciones donde el signo (-) representa el valor bajo, el cero (0) representa el valor intermedio y el signo (+) el valor alto que toman cada una de las variables. 132

146 Tabla N 33. Combinaciones de diseño factorial de tres niveles. K S D tubing Corridas F5 F6 F3 Qg (MMPC) No converge La realización de estas corridas fue útil para construir la ecuación de segundo orden que involucra las variables de interés, además de generar el vector y, representado en este caso por la tasa de gas, siendo esta la variable dependiente. De tal forma la ecuación cuadrática que representa el modelo en estudio quedó estructurada de la forma mostrada en la Ecuación 15. Qg = βo + β1 K + β2 S + β3 + β4 K 2 + β5 S 2 + β6 2 + β7 K + β8 K S + β9 S Ec. (15) 133

147 Dónde: βo,β1,β2,β3 β9: coeficientes de respuestas. K: Permeabilidad del yacimiento (md). S: daño total del pozo Ø: diámetro de la tubería (pulg) Las interacciones β8 K S + β9 S, se consideraron despreciables por no ser tan significativas sobre la tasa de gas, debido a lo descrito en la Figura N 49. Seguidamente se construyó la matriz (X) de acuerdo a los valores de las variables (bajo, intermedio y alto), tal como se muestra en la Figura N

148 Matriz X Figura N 55. Matriz X. A partir de allí para aplicar la Ecuación 14 descrita en el capítulo anterior, se calculó la matriz X transpuesta, para determinar el producto de X X y calcular la inversa de la misma, quedando expresada tal como se muestra en la Figura N

149 Matriz (X`X) Figura N 56. Matriz inversa de X X. Finalmente al aplicar los productos de matrices correspondientes, se logró determinar cada uno de los coeficientes que construyen la función cuadrática ajustable para este modelo. En la Figura N 57 se muestra el resultado de los coeficientes. X`Y Parámetros de Regresión Lineal β= (X`X)-1*X`Y 45 βo β β β β β β β Figura N 57. Resultados de los coeficientes de la ecuación cuadrática. La ecuación cuadrática representativa para este modelo quedó estructurada de la siguiente manera: Qg = 1, , 0449 K S + 1, , 0002 K 2 + 0, 0004 S 2 0, , 0096 K + β8 K S + β9 S Ec.(16) Ahora bien, para verificar que realmente esta ecuación representa una aproximación a los valores de tasa de gas, considerando la variación cualquiera de las variables que generan mayor impacto sobre la tasa de gas, se realizaron 10 corridas con valores aleatorios de permeabilidad, daño del pozo y diámetro del de tubería de producción en el simulador para ser comparadas con la utilización de la ecuación 136

150 representativa del modelo. De esta forma en la Tabla N 34 se muestra el resultado de la tasa de gases generados por el simulador y el resultado de la tasa de gas arrojado por la ecuación cuadrática. Corridas Extras Tabla N 34. Corridas extras, Resultados con la ecuación y el simulador. K S D tubing Simulador Ecuación F5 F6 F3 Qg (MMPCD) Qg (MMPCD) % de Error Qgsim - Qgec (MMPCD) Promedio El error promedio arrojado fue de 16,5% para las 10 corridas realizadas, siendo la diferencia promedio Pies cúbicos de gas, diferencia considerable en cuanto a producción de gas. Es importante mencionar que este error puede ser minimizado a través de la realización de más corridas aleatorias, con el fin de obtener mayor precisión al momento de realizar los cálculos. De este modo se puede decir que la ecuación cuadrática estimada, satisface la relación de las variables que mayor impacto tienen sobre la producción de gas en los pozos contenidos en los campos del área de estudio, limitada estrictamente a las condiciones actuales de estos pozos estudiados. IV. 7 OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE LOS POZOS TOMANDO EN CUENTA LAS VARIABLES DE MAYOR INFLUENCIA. Las variables que generan mayor impacto sobre la producción de acuerdo al análisis realizado en el objetivo anterior resultaron ser: la permeabilidad, el daño y el diámetro de la tubería de producción. En base a ello para realizar la optimización de 137

151 la producción se usará el pozo modelo DP-31 para simular el comportamiento en un plazo de 20 años aproximadamente. Los resultados obtenidos tras simular el pozo con las condiciones de máxima producción, es decir con diámetro de la tubería de perforación de 3 ½ de pulgadas, permeabilidad de 75 md y daño total del pozo de 5, se reflejan en la Tabla N 35. Tabla N 35. Resultados Obtenidos con las Variables de mayor impacto sobre la producción. Qg(MMPCD) Ql BBD P cabezal (lpca) P línea (lpca) Pwf (lpca) 3, ,36 332,80 165,74 582,9328 Además se presenta el análisis nodal con las condiciones máximas de producción a través de la Figura N 58. Figura 58. Análisis nodal considerando las variables de mayor impacto. Pozo Modelo DP-31. Al aplicar un trabajo de reacondicionamiento permanente y una reparación el pozo seguirá fluyendo con energía natural aproximadamente de tres (3) a cuatro (4) años, es importante mencionar que el cambio de la tubería de producción es realizada por 138

152 medio de una reparación de pozo, con el propósito de mejorar la producción y evitar posibles daños, los trabajos de estimulación son realizados con el propósitos de contrarrestar el daño del pozo y aumentar así el flujo de fluidos en la cara del pozo. Todos estos trabajos son necesarios para continuar por más tiempo la producción, siempre y cuando está siga siendo rentable. Aunque la producción del pozo se incremente de manera considerable durante unos cuatro (4) años al realizar cualquiera de estos trabajos en base a las variables de mayor impacto, también es necesario evaluar el escenario cuando el pozo ya no fluya de forma natural y requiera una energía adicional para levantar los fluidos. Para evaluar la incorporación de algún método de mantenimiento del aporte de hidrocarburos en el tiempo en estos pozos actualmente activos, fue necesario realizar sensibilidades en la presión de yacimiento, con la finalidad de visualizar bajo qué nivel de energía, las curvas de oferta (inflow) y demanda (outflow) no muestran cruce de curvas, es decir aporte de hidrocarburos, o en su defecto comienza colgar o resbalar liquido el pozo dentro de la tubería de producción, basado en el estudio realizado por Turner. En la Figura N 59 se muestra el análisis de sensibilidad de presión estática realizado, donde se observa que cuando se alcanza un nivel de presión de 400 lpca se estaría produciendo muy por debajo de la capacidad de producción del pozo, hasta el punto de poder alcanzar un declive total de producción, aunque el grafico generado por el teorema de Turner (donde la relación de velocidades de gas debe ser menor a 1) para esta presión no demuestre acumulación de líquido. Para continuar con la propuesta de implementación de un levantamiento artificial en estos campos, es importante mencionar que de acuerdo al criterio de Gilbert (la relación entre la presión de línea y la presión de cabezal debe ser menor a 0,7 para mayor eficiencia de flujo), sin embargo para estas condiciones el comportamiento de producción se encuentra bajo flujo sub-crítico es decir justo Pl/Pc > 0,7, fenómeno que causa la igualación de la presión de cabezal y la presión de línea, provocando a corto plazo un declive de la producción, concluyendo de esta forma la necesidad de la aplicación de un método de levantamiento artificial para aumentar la producción de los pozo por un periodo de tiempo determinado y poder extraer las reservas remanente de estos campos. 139

153 En la Figura N 60v se muestra el grafico con el método de Turner donde se muestra que el promedio de carga de líquido para 400 lpca es de 0,71, concluyendo así que para este punto de presión aún no se comienza acumular liquido en la tubería de producción, sin embargo por la sensibilidad de presión de yacimiento es recomendable aplicar el levantamiento artificial. Figura N 59. Análisis de sensibilidad de la presión de yacimiento del pozo DP

154 Figura N 60. Gráfico de Turner del Pozo DP-31, considerando las variables de mayor impacto. De acuerdo a la información de pozos vecinos pertenecientes a la zona en estudio los métodos de levantamiento artificial aplicados para estos pozos son el método tradicional Gas Lift y el método Plunger Lift. El método de levantamiento artificial gas Lift es un método importante de levantamiento artificial que no necesita ningún tipo de bomba, consiste en inyectar gas natural dentro del pozo a una presión relativamente alta al espacio anular, el cual pasa a la tubería de producción a través de válvulas colocadas en uno o más puntos de inyección. Para la zona en estudio se requiere de la inyección de 0,3 MMPCD de gas aproximadamente a 7500 pies y con presión de operación de 950 lpca, específicamente para el Área Mayor de Anaco, por otro lado el método de Plunger Lift es un método cíclico o intermitente que utiliza la energía propia de yacimiento para producir los líquidos acumulados mediante un pistón que actúa como una interfase solida entre el slug del líquido y gas de levantamiento. De este modo con la finalidad de aumentar la eficiencia de los pozos se recomienda implementar estos dos métodos de levantamiento artificial para extender la producción de estos pozos en periodo de tiempo determinado. 141

155 Con el fin de incrementar la producción se decidió simular el levantamiento artificial por gas Lift en el pozo modelo DP-31 con el fin de evaluar el comportamiento del pozo al aplicar el mismo en miras de optimizar la producción durante periodo aproximado de veinte años. Datos introducidos en el simulador para aplicar el método de levantamiento: a) Tasa de inyección: 0,3 MMPCD b) Profundidad de asentamiento de la válvula operadora: 7764 pies. c) Espaciamiento entre las válvulas: 322 pies. d) Presión de inyección: 950 lpca. a) Resultados Obtenidos: A continuación se muestran las Figuras Nº 61, 62 y 63, las tasa de líquido, tasa de petróleo neto y tasa de gas, obtenidas al aplicar una inyección de 0.3 MMPCD. Se observa que se incrementa considerablemente la producción tal como se esperaba, siendo esto punto de partida para la extracción de las reservas remanentes de los pozos contenidos en estos campos 142

156 Figura N 61. Tasa de Líquido (BBPD) Obtenida a través de la inyección de gas vs daño. Figura N 62. Tasa de petróleo (BND) obtenida a través de la inyección de gas Vs daño. 143

157 Figura 63. Tasa de Gas Total (Gas de Formación + Gas Iny, MMPCD) vs daño 5. En la Tabla Nº 36 se muestra los resultados obtenidos tras simular el método de levantamiento en el pozo modelo DP-31 comparado con el caso sin gas Lift. Tabla N 36. Resultados obtenidos con la aplicación de LAG sobre el pozo modelo DP-31 y sin Gas Lift. Pozo Con Gas Lift DP-31 Sin Gas Lift DP-31 Estación de Flujo SJ - 1 (98 LPC) SJ - 1 (98 LPC) Daño 5 5 Gas de Formación (MMPCD) 1, Gas de Inyección (MMPCD) Gas Total (MMPCD) 1,93 - Prof. De Inyección (pies) Presión de inyección (Lpca) Tasa de LÍquido (BBD) Tasa de Petróleo (BND) Presión de Fondo Fluyente (lpca) Presión de Cabezal (lpca) Presión de Línea (lpca) Presión de Yacimiento (lpca) Además en la Figura Nº 64 se muestra el grafico con el análisis nodal al aplicar el método de levantamiento. 144

158 Figura N 64. Análisis nodal para LAG. En las figuras Nº 65 y 66 se muestra la data cargada en el simulador para el diseño, así como el sumario de las profundidades LAG. Figura 65. Profundidades y diseño de VGL, pozo DP

159 Figura N 66. Profundidades y diseño de VGL, pozo DP-31 Finalmente se acelerará el recobro de las reservas remanentes de los yacimientos en estudio, a corto o mediano plazo mediante la realización de trabajos tales como RA/RC a los pozos que permitan la eficiencia de flujo, considerando las variables de mayor impacto en la producción. Es importante mencionar que tras la aplicación de un método de levantamiento artificial, sea este por gas lift o Plunger lift muchas veces el ganancial resulte poco representativo, sin embargo el propósito de bajar la completación de levantamiento artificial es mantener la producción en el tiempo con el fin de aligerar y desplazar la columna de líquido que se esté formando para el momento, y al mismo tiempo eliminar los costos asociados a trabajos de suabos y reactivación de pozos en caso de no contar con el método de levantamiento. 146