4. sistema de variables tabla 5....

176

4. SISTEMA DE VARIABLES

Tabla 5. Operacionalización de las Variables

Monitoreo de la Presión de Yacimiento

Condiciones de Yacimiento

Mantenimiento de la Presión de Yacimiento

Presiones de Yacimientos de las distintas arenas

DEFINICIÓN CONCEPTUAL: FACTOR DE RECOBRO (r): Definido como la fracción del petróleo existente en el yacimiento que se puede producir mediante la aplicación de un proceso de recuperación secundaria, se calcula por Np / N, donde Np es el petróleo producido por la inyección de fluido y N es el petróleo en situ al comienzo de la invasión (Paris de Ferrer, 2001).

Diagnosticar el comportamiento del factor de recobro de petróleo en los procesos de inyección de agua presentes en los yacimientos que emplean actualmente completaciones convencionales.

Ingeniería de Yacimiento

Características del Yacimiento

Características Petrofísicas Mapa Estructural de Campo Coordenadas de los Pozos Distribución de Propiedades (Φ, k, S fluidos) PVT de crudo Permeabilidades Relativas Archivo de Registros Eléctricos Factor de Recobro

OBJETIVO GENERAL Analizar el comportamiento del factor de recobro de petróleo en los procesos de inyección de agua que ejecuta el Distrito Lagunillas, PDVSA, a través de la aplicación de tecnología de completación inteligente que podría ser instalada en la tubería de producción de los pozos de los yacimientos objeto de estudio.

VARIABLE OBJETIVOS ESPECÍFICOS DIMENSIONES SUBDIMENSIONES INDICADORES

177


Diagnosticar el comportamiento del factor de recobro de petróleo en los procesos de inyección de agua presentes en los yacimientos que emplean actualmente completaciones convencionales.

Ingeniería de Producción

Evaluación de Perfiles de Inyección y Producción

Historia de producción e Inyección Gráficos de Diagnostico de Producción Información del Pozo Inyector del Yacimiento Información de los Pozos Productores del Yacimiento Diagramas de Completación Actuales


Observar el comportamiento del factor de recobro de petróleo en yacimientos sometidos a procesos de inyección de agua, aplicando análisis nodal a las capacidades de estrangulamiento de válvulas de control de flujo instaladas en la tubería de producción de los pozos de los yacimientos objeto de estudio.


Optimización de la Producción

Análisis Nodal Curva IPR de Inyección Curva de Descarga de la tubería Modelado de Desempeño de estrangulamiento Coeficiente de Flujo de la Válvula (Cv) Caída de presión a través de la válvula (∆P) Densidad relativa del liquido (γL) Tasa de producción (bpd)

178



Evaluar el comportamiento del factor de recobro de petróleo obtenido de pozos productores mediante la utilización de la tecnología de completación inteligente, comparando su desempeño respecto a las completaciones convencionales


Innovaciones Tecnológicas en Ingeniería de Producción

Producción de crudo Vida productiva del Pozo Irrupción de agua Intervención de los pozos Recobro de POES Sistemas de pozos inteligentes Monitoreo del yacimiento Estrangulamiento por zonas Sistema de Control de Pozo Inteligente para Pozo Inyector Camisas Deslizantes Mecánicas Tipo On-Off (Controles) para Pozos Productores.

Fuente: Elaboración propia

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO

1. Tipo de investigación

Esta investigación fue de tipo descriptiva de campo. Tamayo (1995) afirma que la

investigación descriptiva comprende la caracterización, registro, análisis e

interpretación de la naturaleza actual, la composición y los procesos de un fenómeno.

Estos estudios miden de manera independiente los conceptos o variables a los que se

refieren, por tanto, los estudios descriptivos permiten analizar cómo es y se manifiesta

un fenómeno y sus componentes. En el caso de este estudio, el fenómeno

caracterizado, registrado, analizado e interpretado fue el factor de recobro de petróleo

en yacimientos sometidos a procesos de inyección de agua aplicando Tecnología de

Completación Inteligente.

Al considerar la estrategia de recolección de la información, la investigación se

perfiló como “de campo”, ya que los datos de interés se recolectaron en forma directa

de la realidad. Una investigación se define de campo cuando se realiza en el contexto

donde se observa el fenómeno, permitiendo cerciorar las verdaderas condiciones en

que los datos han sido obtenidos (Tamayo, 2003). Para Bavaresco (1992), los

estudios de campo, se realizan en el propio sitio donde se encuentra el objeto de

estudio, permitiendo a los investigadores conocer a fondo el problema y obtener datos

con mayor seguridad. Por tanto, en el presente estudio se recolectaron los datos

directamente en las instalaciones de PDVSA Occidente, específicamente en los

yacimientos de las Unidades de Explotación que manejan procesos de inyección del

Distrito Lagunillas.

180

Por otra parte, según Sabino (1994), esta investigación fue de carácter primario-

debido a que fue original, producto de la investigación en curso sin intermediación de

ninguna naturaleza.

2. Diseño de la investigación

El diseño de esta investigación fue no experimental, ya que según Hernández y

col., (2003), se realizó sin manipular deliberadamente las variables, observando los

fenómenos tal y como se dieron en su contexto natural. Por tanto, la variable “Factor

de Recobro” no fue manipulada por el investigador, sino caracterizada en su

desenvolvimiento natural.

El diseño se consideró no experimental transeccional (Hernández y col., 2003),

por cuanto la recolección de datos se hizo en un solo momento y en un tiempo único

debido a que su propósito fue descubrir variables y analizar su incidencia en un

momento dado; este tipo de investigación tiene como objetivo observar fenómenos tal

y como ocurren en su contexto natural, para luego analizarlos. La transeccionalidad de

esta investigación estuvo dada por que se realizó en un momento único comprendido

desde Julio del año 2007 hasta Diciembre del año 2008.

Por otro lado, se consideró esta investigación como transeccional descriptiva, ya

que de acuerdo a Hernández y col. (2003), este estudio tuvo como objetivo describir,

categorizar y proporcionar la visión de una comunidad, un contexto, un fenómeno o

una situación y describirla dentro de un enfoque cualitativo, en este caso en los

yacimientos que manejan procesos de inyección del Distrito Lagunillas, PDVSA

Occidente.

3. Población y Muestra

Una población es el conjunto de todos los casos que concuerdan con una serie

de especificaciones (Selltiz, 1974, citado por Hernández y col., 2003). Según Tamayo

181

(2003), la población es la totalidad del fenómeno a estudiar en donde las unidades

poseen características en común, la cual se estudia y da origen a los datos de la

investigación. Bajo esta perspectiva, la población de esta investigación estuvo

conformada por un conjunto de informantes claves constituida por el total de los

Ingenieros custodios de los yacimientos de las áreas que manejan procesos de

inyección de agua del Distrito Lagunillas, PDVSA Occidente. Dicha población estuvo

conformada por un total de 10 individuos.

Dado el tamaño de la población (10 individuos) que manejan los yacimientos:

Bachaquero-02, Bachaquero-12, Bachaquero-18, Basup-57, Laguna-14, C-4X-46, C-

4X-40, C-2X-08, C-2X-38, C-2-VLE-305, C-2-VLE-326, VLC-52/D-192, la elección de

los elementos a estudiar no dependió de la probabilidad sino de las características

propias de la investigación, por tanto, se tomaron como unidades de estudio e

indagación solo los individuos que manejan los procesos de inyección de agua del

yacimiento Bachaquero-18, por tanto, la muestra seleccionada estuvo conformada por

un 1 (un) Ingeniero quien es el custodio del yacimiento Bachaquero-18 del Lago del

Distrito Lagunillas, PDVSA Occidente.

Dado que la prioridad de esta investigación fue obtener riqueza, profundidad y

calidad en la información recopilada y no cantidad ni estandarización, se seleccionó el

yacimiento Bachaquero-18 del Distrito Lagunillas, de forma intencional, por ser el que

maneja mayor información de procesos de inyección de agua y forma parte de una de

las áreas que reporta la mayor cuota de producción del Distrito Lagunillas. Este

yacimiento cuenta con un (1) Informante Clave que ocupan el cargo de Ingeniero de

Yacimiento y fue el individuo idóneo para aportar información por tener las siguientes

características:

Ingeniero encargado de manejar los procesos de inyección agua en el Distrito

Lagunillas, conoce las características de los yacimientos y es el encargado de

establecer e integrar las mejores prácticas técnico-económicas para la explotación

racional y desarrollo de los yacimientos de hidrocarburos. Adicionalmente, este

ingeniero participa en la elaboración y optimización del portafolio de oportunidades del

plan de explotación, determina las actividades del programa anual de generación,

mantenimiento de potencial y captura de datos, da cumplimiento a los planes de

182

incorporación y desarrollo de reservas de petróleo/gas comprometidos en el plan de

negocio y en el programa anual de explotación, mediante la elaboración de los

insumos de Ingeniería de Yacimientos para las propuestas de los trabajos mayores,

menores y captura de datos, se encarga también del monitoreo continuo del

comportamiento de pozos/yacimientos primarios y recuperación adicional empleando

aplicaciones de informática, identifica desviaciones y oportunidades, implanta nuevos

adelantos tecnológicos integrando y validando esfuerzos con otras disciplinas a fin de

cumplir con los compromisos volumétricos y presupuestarios, en concordancia con

leyes y normas de seguridad, higiene, ambiente y calidad.

4. Métodos, técnicas e instrumentos de recolección de datos

En función de los objetivos definidos en el presente estudio, se empleó una serie

de métodos y técnicas de recolección de información, orientadas esencialmente a

alcanzar los fines propuestos. Dada la naturaleza del estudio, esta investigación se

llevó a cabo siguiendo el método científico, debido a que se realizó siguiendo una

lógica secuencial, paso a paso, lo que permitió al investigador acercarse a la realidad

para conocerla, comprenderla y dar respuestas a la interrogantes que van surgiendo

de la interacción sujeto y objeto de investigación (Pelekais y col., 2005).

Siguiendo como marco de referencia teórica los criterios de Pelekais y otros

(2005), para aplicar dicho método científico se necesitó del auxilio de ciertas técnicas

recolección de datos. Por tanto, siguiendo a este autor se aplicaron dos técnicas de

recolección bien definidas y caracterizadas: 1) Técnica Documental, definido por

García Aviles (2000), citado por Pelekais, como proceso operativo que consiste en

obtener y registrar organizadamente la información en libros, revistas, diarios,

informes científicos, entre otros, 2) Técnica de campo, definido como procedimiento

por medio del cual se obtiene y registra la información, directamente en el lugar en el

que ocurren los fenómenos, hechos o situaciones objeto de investigación.

En función de los datos que se requirieron, tanto del momento teórico, como del

momento metodológico de la investigación, en primer lugar, se emplearon las

183

denominadas técnicas y protocolos instrumentales de la investigación documental

(Balestrini,2002). Empleándose la observación documental, que se refiere a la revisión

de libros, documentos históricos oficiales, revistas, periódicos, archivos públicos o

privados, y cualquier otra fuente primaria de importancia en el aporte de datos e

información para la investigación. En este estudio, se revisaron los expedientes de los

pozos, reportes de producción, pruebas de campo, informes de gestión operacional,

entre otros, así como material bibliohemerográfico y documentos electrónicos

relacionados con el tema.

Por otro lado, se emplearon las siguientes técnicas de campo: La observación

directa de tipo cualitativa y la encuesta, para realizar esta última técnica se utilizó como

instrumento para registrar los datos obtenidos durante el proceso de recolección de

información una (1) entrevista dirigida.

Tal y como se mencionó anteriormente, luego de aplicar la observación

documental se procedió a efectuar la primera técnica de campo definida en este

estudio como la observación directa de tipo cualitativa que consistió en explorar

ambientes y contextos, describir ambientes y comprender procesos (Hernández

Sampieri y Otros, 2003). A partir de la incorporación inicial de la técnica de la

observación directa cualitativa, y desde la perspectiva teórica que orientó este estudio,

se intentó captar la realidad estudiada y diagnosticar el comportamiento del factor de

recobro de petróleo en los procesos de inyección de agua presentes en los

yacimientos del Distrito Lagunillas que emplean actualmente completaciones

convencionales. Se efectuó la técnica de la observación en las instalaciones del

Distrito Lagunillas de forma simple, directa y no participante, por cuanto, se asumió el

papel de espectador de los aspectos relacionados al comportamiento del factor de

recobro de petróleo en los procesos de inyección de agua presente en el yacimiento

sometido a estudio.

Después de lograr tener una visión menos superficial del problema objeto de

estudio, a través de la observación directa cualitativa, se introdujo la otra técnica de

campo llamada entrevista, ésta permite el conocimiento de las motivaciones, actitudes

y opiniones de los individuos objeto de estudio.

184

Para aplicar la técnica de campo, entrevista, el investigador se valió de

herramientas de gran utilidad como: la entrevista dirigida, definida por Tamayo (2003)

como la relación directa establecida entre el investigador y los individuos o grupos con

el fin de obtener testimonios orales. Esta técnica, dentro de la presente investigación,

asumió diversas características, al principio del estudio en la fase exploratoria, la

entrevista se realizó a través del diálogo directo, espontáneo y confidencial con los

individuos objeto de estudio, haciendo uso de preguntas abiertas con un orden preciso

y lógico, luego el investigador procedió a completar un formulario de veinte (20) ítems

con preguntas abiertas a medida que se dialogaba con los informantes clave.

En resumen, las técnicas e instrumentos utilizados en esta investigación fueron

los siguientes:

1) Técnicas Documentales: Observación Documental.

2) Técnicas de Campo:

-Observación Directa Cualitativa

-La Entrevista, haciendo uso de un cuestionario conformado por veinte

(20) ítems con preguntas abiertas.

5. Validez y confiabilidad

La validez de un instrumento se refiere a que mida lo que pretende medir

(Sierra, 1998). Para este estudio en particular, el cuestionario conformado por veinte

(20) ítems con preguntas abiertas, fue sometido a una prueba de validez, la validez de

constructo. La validez de constructo según Hernández y otros, 2003, se refiere al grado

en que una medición se relaciona de manera consistente con otras mediciones, de

acuerdo con hipótesis derivada teóricamente y que concierne a los conceptos (o

constructor) que se están midiendo. Un constructo es una variable medida y que tiene

lugar dentro de una teoría o un esquema teórico. El propósito de esta validez fue

cuestionar la calidad del instrumento correlacionándola con el marco teórico y la

variable a medir.

185

6. Procesamiento y análisis de datos

Para que los datos recolectados tengan algún significado, se hizo necesario

introducir un conjunto de operaciones de análisis e interpretación de los datos

recolectados, con el propósito de organizarlos e intentar dar respuesta a los objetivos

planteados en el presente estudio. En primer lugar, para el logro del objetivo No. 1 del

estudio, fueron necesarios los datos aportados por la entrevista dirigida de veinte

(20) preguntas abiertas dirigida al informante clave custodio del yacimiento sometido a

estudio. Estos datos, a medida que fueron suministrados, se resguardaron y

procesaron utilizando diferentes medios electrónicos y paquetes como Word, Excel y

Power Point de Microsoft Office 2003. La tabulación y ordenamiento de los datos de

hizo bajo un procesamiento sencillo, a través de tablas descriptivas y gráficos. Esto

permitió resumir y comparar las consideraciones que se evidenciaron con las técnicas

de observación y al mismo tiempo describir la asociación que pudiera existir entre

algunas de ellas.

En segundo lugar, para el logro del objetivo No. 2, dirigido a observar el

comportamiento del factor de recobro de petróleo en el yacimiento sometido a

procesos de inyección de agua, se aplicó análisis nodal a las capacidades de

estrangulamiento de válvulas de control de flujo instaladas en la tubería de

inyección/producción del pozo BA-1882 con completación inteligente. Los datos

recolectados, relacionados a condiciones de yacimiento, así como a características

petrofísicas, aportados por el personal de Ingeniería de Desarrollo de Yacimiento de

cuatro (4) pozos productores vecinos y del pozo inyector de agua BA-1882, fueron

procesados utilizando los software Prosper y Gap de Petroleum Experts (2009) y WEM

(Well Evaluation Model), este último útil para resolver aplicaciones sencillas de pozos,

creado por P. E. Moseley & Associates (1988-2008) permitió, en un determinado

momento del tiempo, caracterizar las energías del sistema de producción como

funciones de tasas de flujo.

La tasa que balancea las perdidas de presión en el sistema oferta-demanda

definió el flujo del pozo en cada caso, inyección y producción. Los datos fueron

analizados con el objetivo de encontrar posibles oportunidades para mejorar el recobro

186

en los lentes del yacimiento estudiado. Por otra parte, con respecto a los paquetes

Prosper y Gap, estos describen más facilmente los cambios en la geometría de

completación; de todas maneras, al analizar un pozo inyector de agua, no importa cual

simulador se use pues todos deberían dar resultados similares debido a que todos

usan el modelo de flujo líquido en una sola fase (Agua).

Con respecto a los software usados, Prosper (Petroleum Experts, 2009) es un

programa de optimización, diseño y evaluación de desempeño de pozos. Es una

herramienta estándar en la industria para modelado de los pozos de las empresas

operadoras en el mundo. Permite la construcción de modelos confiables y consistentes

de pozos que incluye:

• Diseño y optimización de completaciones de pozos incluyendo multilaterales y

horizontales.

• Diseño y optimización de los tamaños de tuberías y líneas de flujo.

• Diseño, diagnóstico y optimización de pozos con gas lift, bombas hidráulicas y

BES.

• Cálculos de pérdidas de presiones en pozos, líneas de flujo y a través de

estranguladores (chokes).

• Predecir temperaturas fluyentes en pozos.

• Monitorear el desempeño de los pozos para aportar posibles acciones.

Figura 54 Pantalla Prosper Petroleum Experts (2009). Integrated Production Modelling and Field Management Tools. [On-line]. Disponible en:http://www.petex.com/)

187

Por su parte, GAP (Petroleum Experts, 2009) es un optimizador mulfásico de la

red de superficie, el cual se vincula con Prosper y MBaL (Petroleum Experts, 2009)

para modelar el yacimiento completo junto a los sistemas de producción. Sus ventajas

incluyen:

- Puede modelar los sistemas de producción de petróleo, gas y condensado,así

como los sistemas de inyeccción de agua y gas.

- Es una herramienta poderosa y rápida para los procesos de optimización en

la industria. Puede calibrar los estranguladores de superficie y optimizar

compresores, bombas y los pozos con gas lift para maximizar la producción

de crudo, considerando todas las variables del caso.

- Permite al ingeniero construir modelos del sistema de producción incluyendo

los yacimientos, los pozos y los sistemas de superficie.

Figura 55 Pantalla Gap Petroleum Experts (2009). Integrated Production Modelling and Field Management Tools. [On-line]. Disponible

en:http://www.petex.com/

Por otro lado, en la Figura 56, se muestra pantalla de la aplicación Modelo de

Evaluación de Pozo WEM (P. E. Moseley & Associates. (1988-2008)), muy utilizado en

la actualidad ya que ha integrado la amplia variedad de tecnologías de ingeniería

188

necesarias para facilitar, soluciones precisas para virtualmente cualquier pregunta con

respecto a desempeño de pozos.

Figura 56 Pantalla WEM P. E. Moseley & Associates. (1988-2008). [On-line]. Disponible

en:http://www.pmoseley.com/WellPerformance.asp)

El análisis nodal aplicado con el software WEM (P. E. Moseley & Associates.

(1988-2008)) ayudó a determinar si los sistemas de completaciones inteligentes

pueden lograr condiciones de operación establecidas como objetivo, incidiendo en el

aumento del factor de recobro. Cabe destacar además, que con los resultados de este

análisis se pudo evaluar el comportamiento del factor de recobro de petróleo obtenido

de pozos productores mediante la utilización de la tecnología de completación

inteligente, comparando su desempeño respecto a las completaciones convencionales.

Para la interpretación de los gráficos y tablas, se incorporaron inmediatamente

textos expositivos y explicativos donde se describieron los hechos o variables

estudiadas en correspondencia con los objetivos de la investigación.

189

CAPÍTULO IV

ANALISIS DE RESULTADOS

En el presente capítulo se presentan resultados de los datos que permitieron

analizar el comportamiento del factor de recobro de petróleo en los procesos de

inyección de agua que ejecuta el Distrito Lagunillas, PDVSA, a través de la aplicación

de tecnología de completación inteligente que podría ser instalada en la tubería de

producción de los pozos de los yacimientos objeto de estudio.

En el mismo se presenta un análisis descriptivo a partir de la información

aportada a través de la observación directa, la aplicación del instrumento y la

aplicación de paquetes computacionales para evaluación de producción (Prosper, Gap

y WEM), los cuales sirvieron de herramienta para aportar ideas sobre la variable en

estudio. Asimismo se presentan las subdimensiones, dimensiones e indicadores con

sus respectivos análisis dentro de los cuales se realizó la confrontación teórica, que

permitió generar el cuerpo de conclusiones y recomendaciones en función a cada uno

de los objetivos propuestos.

Objetivo No. 1: Diagnosticar el comportamiento del factor de recobro de petróleo en los

procesos de inyección de agua presentes en los yacimientos que emplean actualmente

completaciones convencionales.

A continuación se analizará cada uno de los indicadores correspondientes a la

dimensión o área de Ingeniería de Yacimiento, relacionados con las siguientes

subdimensiones definidas en este estudio: Monitoreo de la Presión del Yacimiento,

Mantenimiento de la Presión de Yacimiento y Características del Yacimiento. El

análisis de estos indicadores se realizó para diagnosticar el comportamiento del factor

de recobro de petróleo en los procesos de inyección de agua presentes en el

yacimiento sometido a estudio.

190

A continuación se muestran los resultados de la aplicación del instrumento:

entrevista dirigida de veinte (20) preguntas abiertas al informante clave custodio del

yacimiento referido:

Condiciones de Yacimiento:

Luego de estudiar y analizar toda la información suministrada para evaluar el

desempeño de la inyección de agua actual, los riesgos de irrupción de agua temprana y

el factor de recobro del yacimiento Bachaquero 18, se concluye que la presión del

yacimiento está declinando y que los problemas asociados a los perfiles de inyección y

producción reducen el recobro de petróleo en el referido yacimiento.

Presiones de Yacimiento de las distintas arenas:

En la Figura 57 se muestran los datos históricos asociados a la presión del

yacimiento para el pozo BA-1882 y el BA-1828 (presión estática del yacimiento) @ 5500

pies como profundidad de referencia. Se puede observar que la presión del yacimiento

esta declinando permanentemente, a pesar del programa de inyección de agua. Esta

tendencia sugiere que la inyección de agua proveniente de los pozos no es suficiente

para mantener la presión o que el agua se está moviendo hacia otros lugares del

yacimiento (inyección preferencial). Es importante mencionar que por difusión el agua

se moverá hacia las zonas con menor presión de yacimiento. En ese sentido, los

ingenieros de yacimiento necesitan determinar si otras zonas del yacimiento están

siendo invadidas por agua proveniente de los pozos inyectores.

Figura 57. Presión Estática Yac. Bach-18 Pozos BA-1882 y BA1828.

(PDVSA, 2008)

191

Características Petrofisicas:

El área de Bachaquero Sureste está conformada por 5 yacimientos: BACH 18,

BACH 77, BASUP 14, BACH 12 y BACH 35. Estos en total suman 298 pozos con las

curvas de campo disponibles, de los cuales se tomaron 187 pozos para realizar el

Modelo Petrofísico de los yacimientos señalados (PDVSA, 2008), teniendo como

objetivo principal la actualización y cuantificación de las reservas de hidrocarburos del

área Sureste, Mioceno a nivel del Miembro Bachaquero.

El modelo petrofísico de los yacimientos en estudio, está fundamentado sobre la

base de los análisis de los núcleos disponibles en los pozos BA343_0 y BA2503_1.

Además, como parte del estudio de caracterización, se analizó la información de

registros convencionales y especiales.

El objetivo del estudio petrofísico es proveer la evaluación de las propiedades del

yacimiento de todos los pozos en el área de estudio. Los resultados de estos análisis

son: arena neta total (ANT), arena neta petrolífera (ANP), saturación de agua (Sw),

porosidad total (PHIT), porosidad efectiva (PHIE), volumen de arcilla (Vshl) y

permeabilidad (K), los cuales fueron calculados y se generaron sumarios petrofísicos

por pozo y por unidad de flujo.

Durante el desarrollo del estudio (PDVSA, 2008), se evaluaron e interpretaron

187 pozos del área, los cuales cuentan con un set de curvas de entrada nombradas a

continuación:

a. GR. API (Gamma Ray)

b. SP. MV (Potencial Espontaneo)

c. CALI. Pulgadas (Caliper)

d. RD. Ohm.m (Resistividad Profunda)

e. RM. Ohm.m (Resistividad Media)

f. RS. Ohm.m (Resistividad Somera)

g. RHOB. gr/cc (Densidad)

192

UWI UNIDAD AN (Pies) ANP (Pies) Vshl (%) PHIE (%) Sw (%) K (mD)005 1BA 1396 0 TOPE U7 53 33 12 25 29 571005 1BA 1396 0 TOPE U6 73 51 13 28 33 991005 1BA 1826 0 TOPE U7 38 38 17 27 16 973005 1BA 1826 0 TOPE U6 79 71 11 31 25 1296005 1BA 1828 0 TOPE U7 44 38 5 23 28 327005 1BA 1828 0 TOPE U6 71 46 4 21 32 245005 1BA 1867 0 TOPE U7 89 40 6 23 24 421005 1BA 1867 0 TOPE U6 93 64 7 26 25 620005 1BA 1882 0 TOPE U7 93 0 0 0 0 0005 1BA 1882 0 TOPE U6 52 0 0 0 0 0

h. NPHI. V/V (Porosidad Neutrón)

i. PEF. (Factor Fotoeléctrico)

j. DT. µs/ft (Sónico)

De la interpretación de estos perfiles se generaron las principales curvas de salida, las

cuales son las siguientes:

a. ANT. Pies (Arena Neta Total)

b. ANP. Pies (Arena Neta Petrolífera)

c. Sw. V/V (Saturación de Agua)

d. PHIT. V/V (Porosidad Total)

e. PHIE. V/V (Porosidad Efectiva)

f. Vshl. V/V (Volumen de Arcilla)

g. K. mD (Permeabilidad)

En la Tabla 6 se muestran las propiedades petrofisicas de algunos pozos del

yacimiento Bachaquero 18. Se evidencia que en general, los lentes o arenas del

yacimiento Bachaquero 18 tienen buena permeabilidad, pero propiedades petrofísicas

heterogéneas contrastan entre los lentes.

Tabla 6. Propiedades Petrofísicas pozos Yac. Bach-18

(PDVSA, 2008)

193

Mapa Estructural de Campo y Coordenadas de los Pozos:

En la Figura 58 se muestran los mapas de contorno del yacimiento Bachaquero

18, así como la ubicación de los pozos. Se aprecia que el pozo vertical inyector BA-

1882 se encuentra ubicado en el flanco de la cresta de la estructura productora. Los

lentes U6 y U7 son de interés particular en este estudio. Teóricamente, el pozo BA-1882

proporciona barrido lateral y soporte de presión a los pozos productores

estructuralmente más altos.

Figura 58. Mapa Estructural Pozos Yac.Bach-18 y sus coordenadas. (PDVSA, 2008)

194

UNIDADAN

(Pies)ANP

(Pies)Vshl(%)

PHIE(%)

Sw(%)

K(mD)

TOPE U7 35-160 11-131 13.1 27.4 22 750TOPE U6 36-114 7-91 13.5 27.1 23 660TOPE U5 56-172 41-157 14.3 27 25 550TOPE U4 66-235 0-186 14.6 27.3 26 800

YACIMIENTO BACH18 35-235 0-186 13.9 27.2 24 690

Distribución de Propiedades (Sw, Phie, K):

En la Tabla 7. se muestran los Sumarios Petrofísicos describiendo los valores

promedios de cada una de las unidades (7, 6, 5 y 4). Los ingenieros que participaron en

el estudio hecho al Yac. Bach-18 (PDVSA, 2008) realizaron el cálculo de todos los

parámetros petrofísicos y el escalamiento núcleo-perfil, para definir que modelos de

Volumen de Arcilla (Vshl), Porosidad Efectiva (Phie), Saturación de Agua (Sw) y

Permeabilidad (K).

Tabla 7. Distribución Propiedades Yac. Bach-18.

(PDVSA, 2008)

Luego de obtener los Sumarios Petrofísico, los ingenieros que participaron en el

estudio hecho al Yac. Bach-18 (PDVSA, 2008) generaron mapas de isovalores, para la

región Sur, con la finalidad de evaluar la distribución de las propiedades petrofísicas

(Arena Neta Total, Arena Neta Petrolífera, Porosidad, Saturación de Agua y

Permeabilidad), en conjunto con los cuerpos sedimentarios presentes en esta región,

permitiendo definir las zonas con mejor calidad de roca asociadas a las mayores

acumulaciones de hidrocarburo.

Como se puede observar en cada uno de los mapas de Isopropiedades se

evidencia distribución de las mejores propiedades del yacimiento como son:

porosidades, permeabilidades y saturaciones de hidrocarburo en el mismo sentido y

dirección que se encuentran los canales distributarios del yacimiento en sentido

Noreste-Suroeste.

195

Figura 59. Mapa de Arena Neta. (PDVSA, 2008)

Figura 60. Mapa de Arena Neta Petrolifera. (PDVSA, 2008)

AN

BACH18

BACH77

BASUP14

ANP

BACH18

BACH77

BASUP14

196

En las Figuras anteriores (Figs. 59 y 60) , se presentan los mapas de Arena Neta

y la Arena Neta Petrolífera, respectivamente, el mapa de Arena Neta muestra la

distribución de los depósitos correspondientes, principalmente a los canales

meandriformes, tal cual como se evidencia en el mapa de facies. La correspondencia

entre el mapa de facies y de arena neta, muestra la dirección preferencial de

sedimentación para el área.

En relación al mapa de Arena Neta Petrolífera se evidencian los cuerpos

sedimentarios y sus respectivas acumulaciones de hidrocarburo, disponiéndose de

valores que oscilan entre (0’ – 186’), al igual que se observa claramente la disminución

gradual de los espesores de ANP hacia el Sur del yacimiento BACH 18, asociados al

avance del agua y posición original del CAPO como se muestra en el mapa de

ubicación del CAPA o CAPP.

Figura 61. Mapa de Porosidad Efectiva. (PDVSA, 2008).

BACH 18

BACH 77

BASUP14

197

En la Figura 61, se presenta el mapa de distribución de porosidades efectivas.

Se evidencia que los mejores valores un rango entre (25 y 29%) están asociadas a la

distrubución sinuosa de los canales meandriformes a lo largo del área de estudio,

teniendo valores entre 12 y 20%, para los depósitos de bordes de canal. En este mapa

no se aprecian valores asociados a las llanuras de inundación debido a que las mismas

no cuentan con porosidades efectivas.

Figura 62. Mapa de Saturación de Agua. (PDVSA, 2008)

En la Figura 62, se observa el mapa de saturación de agua. En el área del

yacimiento BACH 18, se evidencia claramente que hacia la parte más alta de la

estructura se encuentran las mayores saturaciones de hidrocarburo, las cuales tienen

un valor promedio de 76%, mientras que hacia la zona Sureste del yacimiento se

observa un aumento claro en la saturación de agua.

BA

BA

BA

198

Figura 63. Mapa de Permeabilidad. (PDVSA, 2008).

En la Figura 63, se presenta el mapa de permeabilidad, donde se puede

observar que las mejores permeabilidades, varían en un rango entre 600–800mD,

corroborándose con la distribución de las asociaciones de facies caracteristicas del

Miembro Bachaquero (PDVSA, 2008).

PVT de Crudo:

En la Tabla 8, se puede observar un resumen de la información general de los

PVT’s disponibles del yacimiento Bachaquero 18 suministrada por los ingenieros que

participaron en el estudio del yacimiento (PDVSA, 2008). Se evidencia un petróleo muy

homogéneo, con gravedad del orden de 17-18 API, un poco mas baja al Sur, cerca del

contacto agua petróleo original y en la zona Oeste, la gravedad API se reduce.

Se puede considerar entonces una gravedad promedio de 17,4 API. La

temperatura se determinó a partir de los registros de pruebas estáticas validadas,

tomadas en los pozos pertenecientes al yacimiento, resultando una temperatura

aproximada de 175 °F. El yacimiento Bachaquero 18 dispone de 6 muestras PVT

BACH 18

BACH 77

BASUP14

199

tomadas durante los primeros años de producción (1956-1958), correspondientes a los

pozos BA-353, BA-371, BA-372, BA-376, BA-385 y BA-387. Sin embargo, sólo los

correspondientes a los pozos BA-372, BA-376 y BA-387 presentaban toda la

información necesaria para caracterizar los fluidos del yacimiento y para llevar a cabo

todo el proceso de validación.

A estas muestras se les realizaron las siguientes pruebas de validación:

linealidad de la función Y, prueba de balance de materiales, y prueba de la desigualdad,

obteniéndose resultados satisfactorios en los tres pozos y por lo tanto los PVT’s se

consideran validados. Posteriormente, se analizaron y compararon las propiedades de

los tres pozos, concluyendo que se trata de un mismo fluido y las diferencias se deben

principalmente a la variación de profundidad de las muestras tomadas.

Finalmente, se procedió al cálculo del PVT representativo de todo el yacimiento

para su uso en el estudio y simulación del yacimiento Bachaquero 18 (PDVSA, 2008).

Tabla 8. Información General de los PVT’s Disponibles en el Yac. Bach-18.

(PDVSA, 2008).

BA-371 BA-372 BA-376 BA-385 BA-387

Fecha de

Completación 02/10/1956 01/10/1956 14/10/1956 28/11/1956 20/12/1956

Fecha Muestra

PVT 09/10/1956 10/04/1957 26/04/1957 17/06/1958 21/03/1957

Profundidad de

Completación (ft) 6535 6000 5660 - 5474

Profundidad de la

Muestra (ft) 5455 5900 5500 5720 5350

Presión Yac (lpca) 2538 2604 2464 2540 2363

Temperatura Yac

(°F) 172 178 179 179 179

BPD 671 1320 1780 - 2043

%AyS 0 0 0 - 0

RGP (PCN/BN) 163 222 238 - 247

°API residual 15.4 17.1 17.8 - 17.9

Temperatura de la

Prueba (°F) 172 178 179 179 179

RGP de la Prueba

(PCN/BN) 181 236 251 160 265

Presión de

Burbuja (lpca) 1790 2117.7 2157.7 2184 2293.7

200

De las seis pruebas PVT disponibles, se lograron validar completamente las

correspondientes a los pozos BA-372, BA-376 y BA-387. A continuación la Tabla 9

muestra un resumen de los resultados obtenidos en el proceso de validación de los

PVT’s.

Tabla 9. Resumen de los Resultados Obtenidos en la Validación de las Pruebas PVT

(PDVSA, 2008).

Archivos de Registros Eléctricos:

La mayoría de la información suministrada de registros estaba disponible en

forma digital y en copias de papel, las curvas que no se encontraban en digital fueron

digitalizadas a partir de los registros en físico disponibles. La metodología empleada por

el personal que realizó el estudio del yacimiento (PDVSA, 2008) incluyó: vectorización,

edición de registros, ajustes en profundidad (registro de resistividad como base),

empalmes de curvas, diagramación, publicación en las bases de datos corporativas y

certificación de los mismos. El modelo fue construido basándose en el set de registros

disponibles en todos los pozos evaluados. El cálculo de los volúmenes de arcilla y

porosidad, se basó en la respuesta simultánea de todos los registros incluidos en el

modelo, para el cálculo del índice de arcillosidad se utilizaron las curvas de Gamma Ray

(GR) de cada pozo y en los pozos que no contaban con esta curva se realizó el cálculo

con la curva SP, utilizando las siguientes ecuaciones:

ln)(

ln)(

GRcGRshl

GRcGRIshl

−

−= … Ec. (12)

ln)(

ln)(

SPcSPshl

SPcSPIshl

−

−= …Ec. (13)

�: Prueba validada X: Prueba no validada −−−−: No presenta suficiente información

BA-372 BA-376 BA-387 BA-371 BA-385 BA-353

Prueba de Densidad − − − − − −

Prueba de la Función Y � � � X − −

Prueba de Balance de Materiales � � � X − −

Prueba de Desigualdad � � � � − −

PVT Validado � � � X X X

201

Luego, Este Indice de Arcillosidad se le aplicó la corrección por el modelo de

Steibert para realizar el cálculo del volumen de arcilla, mediante la siguiente ecuación:

)5.1(

)*5.0(

Ishl

IshlVshl

−= …………..Ec. (14)

Para realizar el cálculo de la porosidad de cada pozo se utilizaron las curvas de

Densidad-Neutrón de cada pozo y en los pozos que no contaban con estas curvas se

les cálculo una curva de densidad sintética a partir de la información generada de los

pozos con mayor información (PDVSA, 2008).

Factor de Recobro:

En el estudio hecho por PDVSA (2008) sobre el Yacimiento Bachaquero 18 se

indica que se realizó un cálculo del factor de recobro utilizando el Método de Análisis de

Declinación, en el cual se seleccionaron los períodos, antes de la inyección de agua (1)

de 1959 a 1961, y el período después de la inyección (2), entre 1985 y 1989, durante el

cual la cantidad de pozos activos permaneció mas o menos constante.

Se observó en dicho estudio que en el yacimiento BACH 18, durante el período

de declinación natural, la tasa de declinación es de 15,1% anual y las reservas

recuperables se calcularon en 330,77 MMBN; lo cual implica que el factor de recobro

primario, con respecto al POES obtenido con la extensión del yacimiento (973,40

MMBN), es de 33,98%.

Para determinar el factor de recobro total se realizó un análisis de declinación en

el período (2), comprendido entre 1985 y 1989, obteniéndose un factor de recobro total

de 36,83%, lo cual indica que el porcentaje de recobro secundario es de 2,85%.

Es importante destacar de los resultados obtenidos, la disminución significativa

del factor de recobro secundario, la cual se debe en gran parte a que la inyección de

agua en el área no ha sido eficiente, sobre todo en las unidades superiores del

202

yacimiento y en la parte Norte del mismo; ya que los pozos inyectores están ubicados

en el Sur del yacimiento, de tal manera que la inyección de agua está orientada en

dirección perpendicular a la dirección de sedimentación, Suroeste-Noreste (PDVSA,

2008).

Por otra parte, con la data de presión estática (período años 1956-1981) se

realizó el cálculo de la presión volumétrica para calcular el factor de recobro por el

Método Gráfico.

Se realizó el gráfico con el comportamiento de presión en el período antes de

comenzar la inyección de agua y se extrapoló hasta la presión de abandono del

yacimiento (estimada en 600 Lpc), donde se obtuvo unas reservas recuperables de

315,04 MMBN, lo cual corresponde a un factor de recobro primario de 32,36%. Con la

data de presión volumétrica calculada hasta el año 2006, se graficó la tendencia

extrapolando hasta la presión de abandono, donde se obtuvo unas reservas

recuperables totales de 349,00 MMBN, lo cual corresponde a un 35,85% de factor de

recobro total.

Existe influencia de la inyección de agua en el período comprendido entre 1972 y

1983; sin embargo, desde 1983 a 2006, la recuperación secundaria no ha sido efectiva

para mantener la presión en el yacimiento, lo que se traduce en un bajo factor de

recobro por inyección, el cual según el análisis de la presión se encuentra en el orden

de 3,49%. (PDVSA, 2008).

Con los factores de recobro obtenidos por los métodos anteriormente expuestos,

se calculó un factor de recobro promedio, como se muestra en la Tabla 10.

203

Tabla 10. Cálculo de los Factores de Recobro Promedio por Ambos Métodos

FR MÉTODO POR

DECLINACIÓN

METODO

GRÁFICO

FR

PROMEDIOS

FRpet prim%)

33,98

32,36

33,17

FRpet sec(%)

2,85

3,49

3,17

Frpet tot ](%)

36,83

35,85

36,34

(PDVSA, 2008)

Como se ha comentado anteriormente, el punto de mayor importancia en esta

investigación es contribuir a la mejora de los proyectos de recobro de petróleo por

inyección de agua, inyectando la cantidad correcta de fluido de reemplazo en las zonas

más adecuadas del yacimiento, que permitan generar ahorros en fluidos y aditivos de

inyección y aumentar el factor de recobro de petróleo, lo cual se traduce en mayores

ganancias.

Es por lo expresado anteriormente que se han propuesto completaciones de tipo

inteligente para los pozos inyectores y productores del Yacimiento Bachaquero 18,

tomando como referencia inicial el pozo inyector BA 1882, el cual asigne u ofrezca más

fluido a la arena U6, la cual tiene más capacidad de flujo y se reduzca o desacelere el

frente de agua en la arena U7. Con esto, se desea que la presión de la arena U6 se

mantenga, contribuir a que la posibilidad de irrupción de agua temprana en la arena U7

se minimice y hacer más uniforme y homogéneo el frente de barrido de agua que

desplazará el petróleo hacia los pozos productores al instalar dicha tecnología en varios

pozos de dicho yacimiento.

204


dimensión o área de Ingeniería de Producción, relacionados con la subdimension

Evaluaciones de Perfiles de Inyección y Producción. El análisis de los indicadores

correspondiente a esta subdimension se realizó igualmente para ampliar un poco mas

desde punto de vista de la Ingeniería de Producción el diagnostico del comportamiento

del factor de recobro de petróleo en los procesos de inyección de agua presentes en el

yacimiento sometido a estudio.

Historia de Producción e Inyección:

El yacimiento Bachaquero-18 inicia su producción, con una tasa de 1900 BNPD,

sin ningún corte de agua y una relación de solubilidad del gas inicial (Rsi) de 251

PCN/BN.

El mecanismo de producción predominante de este yacimiento es el empuje

hidráulico, aunado a ello se asocia un empuje por gas en solución y luego se

implementa en Diciembre de 1964 la inyección de agua. Un total de 155 pozos fueron

completados históricamente en el yacimiento Bachaquero 18. De estos, 72 pozos

productores y 2 inyectores permanecen activos. Teniéndose entonces a Diciembre de

2007 una producción acumulada de 319,14 MMBN. La producción promedio por pozo

fue superior a 1000 BNPD en la década de los 60 y actualmente está en el orden de

120 BNPD.

El corte de agua se incrementó entre los años 1965 a 1984 de 20% a un 40%,

para luego estabilizarse en un 30%. Sin embargo, a partir de 1995 se nota un

incremento hasta un valor actual de 40% (PDVSA, 2008).

Figura 64. Comportamiento de Producción del Yacimiento BACH 18. (PDVSA, 2008)

1 9 5 5 5 7 5 9 6 1 6 3 6 5 6 7 6 9 7 1 7 3 7 5 7 7 7 9 8 1 8 3 8 5 8 7 8 9 9 1 9 3 9 5 9 7 9 9 0 1 0 3 0 5 0 70

1 5

3 0

4 5

6 0

7 5

0

7 5

1 5 0

2 2 5

3 0 0

3 7 5Ta s a Re a l d e Pe tr o le o ( M) Pe tr o le o A c u mu la d o (MM)

B AC H 1 8

1 9 5 5 5 7 5 9 6 1 6 3 6 5 6 7 6 9 7 1 7 3 7 5 7 7 7 9 8 1 8 3 8 5 8 7 8 9 9 1 9 3 9 5 9 7 9 9 0 1 0 3 0 5 0 70

2 0

4 0

6 0

8 0

1 0 0Co r te d e A g u a ( % )

B AC H 1 8

1 9 5 5 5 7 5 9 6 1 6 3 6 5 6 7 6 9 7 1 7 3 7 5 7 7 7 9 8 1 8 3 8 5 8 7 8 9 9 1 9 3 9 5 9 7 9 9 0 1 0 3 0 5 0 70

6 0 0

1 2 0 0

1 8 0 0

2 4 0 0

3 0 0 0Re la c ió n Ga s Pe tr ó le o Me n s u a l

B AC H 1 8

1 9 5 5 5 7 5 9 6 1 6 3 6 5 6 7 6 9 7 1 7 3 7 5 7 7 7 9 8 1 8 3 8 5 8 7 8 9 9 1 9 3 9 5 9 7 9 9 0 1 0 3 0 5 0 70

2 0

4 0

6 0

8 0

1 0 0

FECHA

Pro d u c to r ( s ) A c tiv o (s )

B AC H 1 8

205

Por otra parte, actualmente hay 2 pozos inyectores activos, los cuales están

commingled entre las dos unidades superiores, uno al Norte y el otro al Noreste de la

zona. Desde el año 1997 no se está inyectando en la Unidad 4.

Cabe destacar que la inyección, a pesar de estar concentrada en U6 y U7, no ha

logrado represurizar estas dos unidades (PDVSA, 2008).

Debido a que los pozos objeto de estudio están siendo producidos en

commingled, se utilizó la información petrofisica de yacimientos disponible para

determinar posibles problemas con los perfiles de inyección y producción entre las

arenas U6 y U7.

La Figura 65 muestra la capacidad de flujo estimada teórica calculada para las

arenas U6 y U7 correspondientes a los cinco (5) pozos ofrecidos para el estudio;

usando el espesor de arena neta y permeabilidad, se realizaron cálculos basados en el

espesor total y para la permeabilidad se tomó como base la permeabilidad promedio del

campo para los lentes U6 (942 mD) y U7 (790 mD).

Se obtuvo que, para los pozos productores BA 1396, BA 1826, BA 1867

(exceptuando el pozo BA 1828), existen diferencias significativas en cuanto a

permeabilidad y capacidad de flujo entre las arenas U6 y U7.

Esta situación incrementa la posibilidad de irrupción temprana de agua y bajo

factor de recobro de petróleo.

Sin embargo, las zonas del pozo BA 1828 tienen capacidades de flujo y valores

de permeabilidad similares, es por esta razón que la posibilidad de irrupción temprana

de agua en este pozo es menor. Para confirmar la capacidad de flujo actual de este

pozo, será necesario correr un registro PLT.

Contrariamente, para el pozo inyector BA 1882 (asumiendo que la permeabilidad

promedio usada se acerca a los valores actuales del pozo), el lente U6 tiene capacidad

de flujo relativa menor comparado con el lente U7. Esto limita la inyección de agua en el

lente U6, la cual tiene capacidad de flujo mayor en los otros pozos.

206

Otro aspecto importante a considerar es la movilidad del crudo en el yacimiento.

Según la información obtenida, este yacimiento produce crudo pesado (17,4 API), por

esta razón, es importante controlar la tasa de inyección para evitar posibles

canalizaciones considerando las diferencias en movilidad entre el agua y el crudo.

Figura 65. Capacidad de Flujo Teórica Estimada pozos Yac. Bach-18.

(Elaboración Propia, 2008)

Gráficos Diagnósticos de Producción:

La historia de producción de los pozos y los gráficos diagnósticos pueden ser

usados para suministrar indicios (cualitativos) del desempeño de los pozos, de irrupción

de agua y del mecanismo de producción del yacimiento. En el presente análisis, los

gráficos diagnósticos de los pozos productores seleccionados del Yac. Bach-18

(Figuras 10 a 17) se explicarán más adelante y consisten en:

1. Gráficos de Tasa de Petróleo, Producción de Petróleo Acumulada y Razón

Corte de Agua Acumulado vs. Tiempo.

2. Gráficos de RGP Acumulado y Razón de Corte de Agua Acumulado vs. Tiempo.

207

Los gráficos de producción acumulada ayudan a reducir “picos” asociados con las

fluctuaciones diarias y muestran las tendencias de producción más importante que

pueden ser usadas por los expertos para propósitos de diagnósticos de producción

cualitativo.

Información del Pozo Inyector del Yacimiento:

Como se mencionó antes, para el pozo inyector BA 1882 (asumiendo que la

permeabilidad promedio usada se acerca a los valores actuales del pozo), el lente U6

tiene capacidad de flujo relativa menor comparado con el lente U7. Esto podría limitar la

inyección de agua en el lente U6, la cual tiene capacidad de flujo mayor en los pozos

producotres cercanos.

La Figura 66 muestra el diagrama actualizado de completación del pozo BA-

1882. La completación inferior esta orientada a evitar problemas asociados a la

producción de arena y la completación superior está diseñada para facilitar las futuras

operaciones de rehabilitación. Sin embargo, no es posible corregir o evitar posibles

problemas con los perfiles de inyección con la configuración de completación actual.

Adicionalmente, con esta configuración de completación no es posible correr un

registro PLT para determinar las condiciones de inyección por zona y por esta razón es

difícil monitorear el comportamiento del pozo para determinar oportunidades para

mejorar el proceso de inyección.

208

Figura 66. Diagrama actualizado de completación pozo BA-1882.

(PDVSA, 2008)

209

La Figura 67 muestra la configuración de cañoneo del pozo BA-1882. Se puede

observar que según el criterio del personal de yacimientos, el perfil de inyección para

este pozo es selectivo (el pozo fue perforado selectivamente). Esto podría significar que

el personal técnico de yacimientos diferencia unas zonas de otras. Si esto es así, existe

la posibilidad de que algunas unidades de flujo dentro de cada formación (U6 y U7)

pudieran estar inyectando de diferentes maneras, haciendo el análisis asociado al

problema del perfil de inyección más complejo.

Figura 67. Configuración de cañoneo del pozo BA-1882. (PDVSA, 2008).

210

Con respecto a la historia de inyección del pozo BA-1882, sus tasas de inyección

variaron de 1000 BAPD hasta 18000 BAPD según se aprecia en la Figura 68. En los

últimos años las tasas de inyección más comúnmente usadas varían entre 6000 y 8000

BAPD.

Figura 68. Historia de Inyección pozo BA-1882 (Yac. Bach-18). (PDVSA, 2008)

La más reciente (última) tasa de inyección de agua registrada para el pozo BA-

1882 es de 6000 BAPD, con 60 Lpc de presión en cabezal (PDVSA, 2008).

Se utilizará esta información para posteriormente calibrar el modelo y ajustar la

información de inyectividad de las zonas.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

Feb-8

2

Nov-84

Aug-87

May-90

Jan-9

3

Oct-95

Jul-9

8

Apr-01

Jan-

04

Oct-06

Jul-09

Inje

cti

on

Rat

es (

BW

PD

)

211

Información de los Pozos Productores del Yacimiento:

Figura 69. Diagrama actualizado de completación pozo BA-1828. (PDVSA, 2008)

La Figura 69 muestra el diagrama actualizado de completación del pozo

productor BA-1828, la cual es típica para los productores cercanos del yacimiento. La

completación inferior esta orientada a evitar problemas asociados a la producción de

arena y la completación superior está diseñada para levantar artificialmente el crudo

con gas. Sin embargo, no es posible corregir o evitar posibles problemas con los

perfiles de producción con la configuración de completación actual.

Adicionalmente, con esta configuración de completación no es posible correr un

registro PLT (por dentro de los ranurados) para determinar las condiciones de

producción por zona y por esta razón es difícil monitorear el comportamiento del pozo

para determinar oportunidades para mejorar la producción.

212

El pozo productor BA-1828, muestra el período de pre-inyección teniendo

declinación de producción inicial severa (Figura 70).

Después del inicio del programa de inyección, el pozo BA-1828 mantiene una

tasa neta de producción promedio de aproximadamente 100 BNPD. Esta estabilidad se

debe primordialmente a las características de la formación, las cuales reducen la

posibilidad de irrupción temprana de agua (ver Figura 4) debido a capacidades de flujo

similares entre las arenas U6 y U7, mejor drenaje, razón de corte de agua moderado

(cerca de 15%) con producción neta de petróleo acumulada (sin irrupción de agua). No

hay evidencia de irrupción de agua todavía.

Desde mediados de 2007 ha habido un notable incremento en las tasas de

producción en el pozo BA-1828 (promedio de 250 BNPD) mostrado en las Figuras 70 y

71. Este evento podría ser resultado del incremento de presión de yacimiento asociado

a cierres de producción de pozos vecinos, incrementando la difusión de petróleo hacia

el pozo y el soporte de presión para maximizar la producción.

Figura 70. Desempeño Pozo Productor BA-1828. (PDVSA, 2008)

213

Figura No. 71. Desempeño Pozo Productor BA-1828. (PDVSA, 2008)

Por otra parte, los gráficos diagnóstico del pozo BA-1826 en las Figuras 72 y 73

muestran que las arenas U6 y U7 han experimentado (ambas) irrupciones de agua.

Esto se muestra en los cambios de pendiente inicial y posterior asociados con un

incremento en la razón de corte de agua acumulado y reducciones en aportes de crudo.

Se pudiera inferir que la mayor permeabilidad de la arenas U6 y U7 en la región

cercana al pozo BA-1826, comparada con los pozos vecinos y el contraste en

capacidad de flujo entre las arenas U6 y U7 (Figura 65) promueve un movimiento más

rápido del frente de agua en una zona de este pozo, lo cual causa una temprana

irrupción de agua en el BA-1826. Debido a que ambas capas parecen haberse

inundado de agua (90%), la continuidad operacional de este pozo dependerá del

impacto económico al criterio del programa de inyección de agua y mantenimiento de

presión para el yacimiento Bachaquero 18.

214



215

Con respecto a los gráficos diagnóstico del pozo BA-1396 (Figuras 74 y 75), se

muestran regiones con incrementos en la tasa de producción y tendiendo a incrementar

en corte de agua asociado. Este período también se encuentra asociado con mayor

cantidad de gas de inyección acumulado (incremento en RGP principalmente debido al

incremento en el gas de inyección). Por incrementos de producción, el drawdown en el

yacimiento inició el adedamiento de agua a través de los lentes más permeables de la

formación. La presión de drawdown requerida para lograr la misma tasa de producción

sería más baja cuando la presión de yacimiento es alta, por tanto el riesgo de

adedamiento se reduce.


216

Figura 75. Desempeño Pozo Productor BA-1396. (PDVSA, 2008).

Por otra parte, los gráficos diagnóstico del pozo BA-1867 en las Figuras 76 y 77

muestran declinación en la producción, así como una alta RGP acumulada

(principalmente debido a LAG). Se observa que el perfil de declinación de la tasa de

producción de crudo es exponencial.

Entre los pozos considerados en este estudio, el pozo BA-1867 es el más alejado

del pozo inyector BA-1882. Un corte de agua relativamente bajo, aunque incrementado

en determinado momento debido a alto drawdown y una tasa de producción de crudo

con declinación exponencial, representa un pobre mantenimiento de presión por

inyección de agua, como resultado de inyección de agua insuficiente o flujo preferencial

del agua inyectada hacia zonas más permeables.

217



218

Diagramas de Completación Actuales:

Figura 78. Pozo Inyector BA-1882 y pozo Productor BA-1867. (PDVSA, 2008)

Pozo BA-1882:

Inyector de Agua con tubería de 4-1/2” y equipo de empaque con ranurados de

3-1/2” x 9.3 Lbs/pie en revestidor de 7” x 26 Lbs/pie. El equipo de empaque se instaló

para evitar problemas con la producción de arena. Sin embargo, con esta configuración

no es posible distribuir independientemente la inyección de agua en las arenas U6 y U7.

Todo el caudal de agua inyectado tiende a irse por la arena más permeable.

Pozo BA-1828 (similar a los otros productores):

Productor de crudo con tubería de 2-7/8”, equipo de LAG y equipo de empaque

que incluye colgador y ranurados de 3-1/2” x 9.3 Lbs/pie. El equipo de empaque se

instaló para evitar problemas con la producción de arena. Sin embargo, con esta

configuración no es posible cuantificar independientemente la producción de crudo en

las arenas U6 y U7. Una de las dos arenas tenderá a irrumpir en agua primero que la

otra, reduciendo la vida productiva del pozo.

219

Tal y como menciona Ajayi y col. (SPE 101935, 2006), la tecnología de pozos

inteligentes tiene la capacidad de agregar valor al desarrollo de los activos

(yacimientos) en campos maduros, en su caso particular en el Mar del Norte, que

similarmente al caso de esta investigación (Bachaquero Lago), estudia un yacimiento

maduro sometido a un proceso de inyección de agua. Adicionalmente, agrega Ajayi y

col. (SPE 101935, 2006) que ésta tecnología tiene potencial para acelerar la

producción, reducir la cantidad de pozos a perforar, así como los costos de intervención

y extender la vida útil de los pozos, mediante la manipulación de las válvulas de control

de fondo para cerrar zonas ofensoras con agua después de la irrupción o para abrir

zonas a producción de petróleo. A tal efecto, este estudio se ha enfocado en un

yacimiento maduro, cuya presión se encuentra declinando a pesar de estar sometido a

inyección de agua desde el año 1964 teniendo en la actualidad un factor de recobro

bajo por este concepto.

Para finalizar este punto, es importante mencionar que referentes como el

mencionado anteriormente, así como otros (Armstrong A. y Jackson M., (2001)), han

estimado incrementos potenciales en el factor de recobro de petróleo empleando la

tecnología propuesta en esta investigación en yacimiento bajo procesos de inyección de

agua.

Objetivo No. 2: Observar el comportamiento del factor de recobro de petróleo en

yacimientos sometidos a procesos de inyección de agua, aplicando análisis nodal a las

capacidades de estrangulamiento de válvulas de control de flujo instaladas en la tubería

de producción de los pozos de los yacimientos objeto de estudio.



Optimización de la Producción. El análisis de los indicadores correspondiente a esta

subdimension se realizó para observar el comportamiento del factor de recobro de

petróleo en yacimientos sometidos a procesos de inyección de agua, aplicando análisis

nodal a las capacidades de estrangulamiento de válvulas de control de flujo instaladas

en la tubería de inyección y producción de los pozos de los yacimientos objeto de

estudio.

220

Análisis Nodal:

Se realizó una primera simulación empleando el software WEM (Well Evaluation

Model) (P. E. Moseley & Associates. (1988-2008)), sobre las tasas de inyección de

agua localizadas en las arenas U6 y U7, bajo la estrategia de alta presión de inyección

en superficie para el pozo BA-1882, usando información suministrada por el personal de

yacimientos, (presión de fondo de 2200 Lpc para U7, 2252 Lpc para U6; presión de

inyección en superficie, 2050 Lpc (caso prueba, alta presión de inyección).

En la Figura 79 se muestran los resultados obtenidos después de introducir los

datos arriba indicados en el software WEM. Se obtuvo una tasa total de inyección de

aproximadamente 8234 BAPD. La distribución por zona fue: U6, 3066 BAPD y U7, 5169

BAPD.

Bajo este escenario de inyección en “commigled”, se puede observar que más

agua está siendo inyectada en la arena U7. Esta posible situación causaría que el frente

de agua se mueva más rápido en U7, que en la arena U6.

La única forma de validar o rechazar esta posibilidad es instalando una

completación con la capacidad de obtener resultados asociados a registros PLT o con

sensores de fondo para monitorear la distribución de la inyección.

Figura 79. Curvas IPC y TPC Inyección de Agua Pozo BA-1882. (Fuente: Elaboración Propia)

221

Es importante resaltar que la alta presión de fondo fluyente (Pwf=4679 lpc) que

se alcanzaría durante el proceso de inyección con los datos indicados anteriormente,

podría exceder la presión de fractura del yacimiento, creando fracturas de alta

conductividad y posteriormente reducir la eficiencia de barrido de los pozos inyectados.

Es por esto que, los ingenieros de yacimiento necesitan considerar la dureza de la

formación para evitar esta posibilidad o indicar otras presiones de inyección menores en

superficie.

La curva IPC de inyección anterior se obtuvo de las contribuciones de cada zona

inyectada (U6 y U7), que al sumarse representan la curva “Combined Outflow” que

intersecta la curva de presión de inyección en el cabezal de la tubería o “Inflow”.

Como se mencionó antes, la curva IPC para pozos de inyección de agua se

obtiene de la manera usual utilizando la ecuación de Darcy. Nótese que esta curva se

caracteriza por incrementar la presión con los incrementos en tasa de inyección,

mientras que la curva TPC ó “Inflow” se caracteriza por decrementos en presión con

incrementos en tasa de inyección.

En todos los casos, siempre existirán parámetros que limiten los diseños como

por ejemplo: tasas máximas permisibles para evitar erosión en las válvulas ó presiones

máximas permisibles para evitar rotura de los equipos o fracturamiento del pozo.

Posteriormente, se realizó una segunda simulación empleando los software Gap

y Prosper (Petroleum Expert, 2009), sobre las tasas de inyección de agua localizadas

en las arenas U6 y U7, bajo la estrategia de baja presión de inyección en superficie

para el pozo BA-1882, usando información suministrada por el personal de yacimientos.

Presión de inyección en superficie, 60 Lpc (caso actual, baja presión de inyección).

222

Figura 80. Pozo Inyector BA-1882 (actual) y red Gap para simular inyección de agua en las arenas U6 y U7. (Fuente: Elaboración Propia).

U7 (zona superior) U6 (zona inferior)

Figura 81. Prosper para simular la inyectividad de las zonas con empaque con grava. (Fuente: Elaboración Propia).

223

WHP (psi)Total

Injection Rates (bwpd)

Injection Rates to U7

(bwpd)


(bwpd)

Latest test point

60 6000 -- --

Simulation Data 60 5946 3817 2129

Difference 0.00% -0.90% -- --

Tabla 11. Resultados simulación (Prosper/Gap) sobre la inyectividad

de las zonas U6 y U7 con empaque con grava (Elaboración Propia).

Comentarios sobre los resultados de la Tabla 11 (anterior):

- Las tasas de inyección totales concuerdan muy bien con la última prueba registrada.

-Indica que el modelo calibrado representa muy bien la inyectividad del pozo.

64% del total de agua inyectada es tomada por la zona superior (U7) y 36%

del total de agua inyectada es tomada por la zona inferior (U6).

-Indica que para ajustar o modificar las distribuciones de inyección de agua

por zona, se requiere Control de Flujo en Fondo.

Figura 82. Indice de Inyectividad por zona U6 y U7. (Fuente: Elaboración

Propia).

U 7 ( u p p e r z o n e )

U 6 ( lo w e r z o n e )

R e s e r v o i r p r e s s u r e ( p s i )

2 2 0 0 2 2 4 7

I n j e c t i v i t y I n d e x ( b p d /p s i )

7 . 3 9 4 . 6 8

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000


Flo

win

g B

ott

om

Ho

le P

ress

ure

(psi

)

U7 Injectivity

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000


Flo

win

g B

ott

om

Ho

le P

ress

ure

(p

si)

U6 Injectivity

224

La Figura 82 muestra la diferencia en cuanto a Indices de Inyectividad entre las

dos zonas, lo cual refuerza el comentario anterior sobre la necesidad de emplear

Control de Flujo en Fondo de pozo para re-distribuir las tasas de inyección de agua por

zona para hacer el barrido homogéneo.

Modelo de Desempeño de Estrangulamiento:

Según lo expresado por M. Konopczynski y A. Ajayi (SPE 90664, 2004) el valor

de las tecnologías de pozo inteligente se fundamenta en las capacidades para

activamente modificar las zonas de completación del pozo y sus desempeños a través

de control de flujo en subsuelo y para monitorear la respuesta y desempeño de las

zonas a través de equipos de adquisición de datos en tiempo real instalados en fondo,

maximizando así el valor del activo.

Para el caso del pozo inyector BA-1882, conociendo las diferencias existentes en

cuanto a los índices de inyectividad por zona, para lograr una tasa de inyección

homogénea para las dos arenas, suponiendo se le instale una completación inteligente

con estranguladores de flujo en U6 y U7, se consideró el siguiente modelo de

simulación (tercera) en Gap:

Figura 83. Modelo Gap de Pozo Inyector Inteligente con dos zonas. (Fuente: Elaboración Propia).

Annulus flow path to upper zone U7

Annulus flow within shrouded valve

Tubing flow within 2-7/8 concentric tubing to lower zone U6

3-1/2 tubing

225

Pozo Inyector Inteligente con dos zonas:

- Usando la información de Yacimientos disponible e Inyectividad obtenida.

- Modelando los caminos de flujo del pozo inyector inteligente y simulando los detalles

de las sartas de completación, en cuanto a impactos en cambios de geometría en

las distribuciones del flujo inyectado.

- Simulando las condiciones de flujo del pozo para confirmar: que la propuesta de

completación y que los rangos de presiones de los equipos selecionados son

apropiados.

- Realizando análisis de sensibilidades ajustando los estranguladores usando varias

posiciones de apertura/cierre y determinando el impacto sobre las distribuciones de

inyección de agua para dar las recomendaciones pertinentes a este respecto.

Pozo Inyector Inteligente: Filosofía de Operación

- Abrir completamente una zona, estrangular la otra zona para ajustar las

distribuciones de inyección por zona. (Konopczynski y A. Ajayi (SPE 90664, 2004).

- Análisis de sensibilidades para determinar las posiciones de estrangulamiento en

fondo para lograr obtener las tasas de inyección objetivo con presión de inyección

en cabezal de 60 Lpc (caso actual, baja presión inyección) y 1000 Lpc (caso prueba,

alta presión inyección).

Con las dos válvulas de control de flujo por zona abiertas hacia U6 y U7, con

tubería de inyección de 3-1/2” y con presión de inyección en superficie de 60 Lpc:

226

Tabla 12. Resultados Tasas de Inyección por zona con dos válvulas de control de flujo abiertas a U6 y U7 y con presión de inyección en superficie de 60 Lpc (Elaboración

Propia)

Análisis / Recomendaciones:

20% menos de agua se inyectará con la misma presión de inyección en superficie,

porque:

- Se usó tubería de inyección de 3-1/2” sobre el obturador de producción, implica más

caída de presión por fricción.

- Se usó tubería concéntrica de 2-7/8” por dentro del equipo de empaque (Colgador y

Rejillas) para inyectar U6.

- Distribución de flujo por zona similar a la completación original con ambas válvulas

completamente abiertas.

- Se recomienda abrir completamente la zona inferior debido a que la arena (U6)

recibe menos distribución de inyección de agua y regular/estrangular la zona

superior (U7) para operar el pozo inyector inteligente.

Análisis de Sensibilidades sobre porcentajes de estrangulamiento de flujo en fondo:

WHP (psi)Total Injection Rates (bwpd)


(bwpd)


(bwpd)

Allocation to U6 (%)

Latest test point 60 6000 -- -- --

Simulation Data for Original

Completion Case60 5946 3817 2129 35.8%

Simulation Data for IWS

Completion Case60 4752 3180 1572 33.1%

227

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0.0% 2.0% 4.0% 6.0% 8.0% 10.0% 12.0% 14.0% 16.0%

Zona Superior (U7) Apertura Válvula(%)

Total Tasa Agua @ WHP, 60 lpc

Tasas Iny. a U7 @ WHP, 60lpcTasa Iny. a U6 @ WHP, 60 lpc

Rango de estrangulamiento de 0.5% to 9%giveBuena habilidad para controlar la inyección encommingled y ajustar las distribuciones de flujo

TasasdeInyeccióndeAgua(B

Las distribuciones

de inyección de cada

zona pueden ser

controladas con

tecnología de pozos

inteligentes

mediante

operaciones en

surperficie y

regulando en fondo,

lo cual ofrece

flexibilidad para

mejorar la

producción.

Ambas válvulas

abiertas

- Presión de Inyección en Superficie = 60 Lpc (Caso actual, baja presión de

inyección).

- Manteniendo constante la Presión de Inyección en Superficie, abrir completamente

la válvula inferior (U6) y regular/ajustar la válvula superior (U7).

Análisis / Resultados / Recomendaciones:

- Regular la válvula superior controla la distribución de inyección hacia la zona

superior (U7).

- La distribución de inyección hacia la zona inferior (U6) es igualmente impactada por

el ajuste o regulación de la válvula superior.

- El rango más eficiente de estrangulamiento: 0% to 9% abierta.

Figura 84. Análisis de Sensibilidades sobre porcentajes de

estrangulamiento de flujo en fondo para dos zonas

(Psup= 60 Lpc). (Fuente: Elaboración Propia).

Fluye sólo U6 zone

228

ResultadosTabulados:

Tabla 13. Análisis de Sensibilidades sobre porcentajes de estrangulamiento de flujo en fondo para dos zonas (Psup= 60 Lpc) (Elaboración Propia).

Figura 85. Análisis de Sensibilidades sobre porcentajes de estrangulamiento de flujo en fondo para dos zonas (Psup= 60 Lpc). (Fuente: Elaboración Propia).

Operating WHP (psi)

Flow Rates (bpd)

Valves Setting: U7

100%; U6 0% open

Valves Setting: U7 100%; U6 0.5% open

Valves Setting: U7

100%; U6 1% open


Valves Setting: U7

100%; U6 2% open


Valves Setting: U7

100%; U6 3% open

Valves Setting: U7

100%; U6 4% open

Valves Setting: U7

100%; U6 5% open

Valves Setting: U7

100%; U6 7% open

Valves Setting: U7

100%; U6 9% open

Valves Setting: U7 100%; U6 15% open

Valves Setting: U7 100%; U6 100% open

Total Water Rates @ WHP, 60 psi

2031.1 2691 3180 3537 3799 3990 4133 4320 4432 4548 4603 4661 4696

Inj. Rates to U7 @ WHP, 60 psi

0 745 1311 1733 2046 2277 2450 2680 2817 2961 3029 3102 3145

Inj. Rates to U6 @ WHP, 60 psi 2031.1 1946 1869 1804 1753 1713 1682 1640 1614 1587 1573 1559 1551

% of distribution to Upper zone (U7)

0.0% 27.7% 41.2% 49.0% 53.9% 57.1% 59.3% 62.0% 63.6% 65.1% 65.8% 66.6% 67.0%

% of distribution to Lower zone (U6) when Lower valve

fully open

100.0% 72.3% 58.8% 51.0% 46.1% 42.9% 40.7% 38.0% 36.4% 34.9% 34.2% 33.4% 33.0%

60

0 .0 %

10 .0 %

20 .0 %

30 .0 %

40 .0 %

50 .0 %

60 .0 %

70 .0 %

80 .0 %

90 .0 %

1 00 .0 %

0 .0 % 1 .0 % 2.0 % 3.0 % 4. 0% 5 .0% 6 .0 % 7 .0 % 8 .0 % 9.0 % 1 0 .0%

Up p er zo n e (U7 ) valve op en p o si tio n (%)

Per

cen

tag

e o

f In

jec

tio

n A

llo

cat

ion

s t

o L

ow

er

Sa

nd

(U

6)

% o f d is tri bu t io n to Lo we r z on e (U6 )wh e n L o w er val ve fu lly o pe n

229

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

0.0% 2.0% 4.0% 6.0% 8.0% 10.0% 12.0% 14.0% 16.0%

Zona Superior (U7) Apertura Válvula (%)

TasasdeInyeccióndeAgua(bapd)

Tasa Total Agua@ WHP, 1000 psi

Tasa Iny. a U7 @ WHP, 1000 psi

Tasa Iny. a U6 @ WHP, 1000 psi

Rango de estrangulamiento de 0.5% a 9% ofreceBuena habilidad para controlar la inyección encommingled y ajustar las distribuciones de flujo

Con ambas

válvulas

abiertas la tasa

total de

inyección será

de 10270 bapd

Las

distribuciones de

inyección para

cada zona,

pueden ser

controladas

empleando esta

tecnología, la

cual ofrece

flexibilidad para

el manejo del

yacimiento y

optimización de

Inyectando sólo la zona

U6, la tasa de inyección

será 5600 bapd aprox.

Mientras la válvula inferior se mantiene totalmente abierta, regular o estrangular el flujo

con la válvula superior puede ajustar las distribuciones de flujo: hacia la zona inferior

(U6) desde 33% hasta 100%; hacia la zona superior (U7) desde 67% hasta 0%.

Por tanto:

- Si la permeabilidad e inyectividad de la zona son correctas

- Los rangos de distribución ajustados satisfacen los objetivos de inyección

- Se recomienda ajustar inicialmente la válvula superior a 1.5% de apertura, para

ofrecer 1733 BAPD (49%) a la arena (U7) y 1804 BAPD (51%) a la arena (U6) con

la válvula inferior totalmente abierta, siendo inyectados 3537 BAPD (100%) totales,

en ese instante de tiempo, con 60 Lpc de presión desde superficie. El propósito final

es lograr una inyección homogénea, equitativamente distribuída entre ambas arenas

para hacer el barrido agua-crudo más eficiente y lograr incrementar el factor de

recobro. (Ver Tabla 14).

- Presión de Inyección en Superficie = 1000 Lpc (Caso prueba, alta presión

de inyección).

Figura 86. Análisis de Sensibilidades sobre porcentajes de estrangulamiento de flujo en fondo para dos zonas (Psup= 1000 Lpc). (Fuente: Elaboración Propia).

230

Los ajustes en cuanto a posiciones de estrangulamiento de válvulas pueden ser

adecuados según los objetivos de distribución de inyección que se tengan planteados.

ResultadosTabulados:

Tabla 14. Análisis de Sensibilidades sobre porcentajes de estrangulamiento de flujo en fondo para dos zonas (Psup= 1000 Lpc) (Fuente: Elaboración Propia).

Figura 87. Análisis de Sensibilidades sobre porcentajes de estrangulamiento de flujo en fondo para dos zonas (Psup= 1000 Lpc) (Fuente: Elaboración Propia).

Con Presión de Inyección en superficie de 1000 Lpc y manteniendo la válvula inferior

totalmente de abierta y regulando o estrangulando la válvula superior, se puede ajustar

las distribuciones de flujo: para la zona inferior (U6) desde 36% a 100% y para la zona

superior (U7) de 64% a 0%. (Ver Tabla 14 y Figura 87).

0 .0 %

10 .0 %

20 .0 %

30 .0 %

40 .0 %

50 .0 %

60 .0 %

70 .0 %

80 .0 %

90 .0 %

1 00 .0 %

0 .0 % 1 .0 % 2.0 % 3.0 % 4. 0% 5 .0% 6 .0 % 7 .0 % 8 .0 % 9.0 % 1 0 .0%

Up p er zo n e (U7) valve op en p o s i tio n (%)

Per

cen

tag

e o

f In

jec

tio

n A

llo

cat

ion

s t

o L

ow

er

Sa

nd

(U

6)

% o f d is t ri bu tio n to Lo we r z on e (U 6 )w h e n L o wer val ve fu lly o pe n

231

Por tanto:

- Si la permeabilidad e inyectividad de la zona son correctas

- Los rangos de distribución ajustados satisfacen los objetivos de inyección

- Se recomienda ajustar inicialmente la válvula superior a 3.0% de apertura, para

ofrecer 4530 BAPD (50.8%) a la arena (U7) y 4387 BAPD (49.2%) a la arena (U6)

con la válvula inferior totalmente abierta, siendo inyectados 8917 BAPD (100%)

totales, en ese instante de tiempo, con 1000 Lpc de presión desde superficie. El

propósito final de esta prueba es lograr una inyección homogénea, equitativamente

distribuída entre ambas arenas para hacer el barrido agua-crudo más eficiente y

lograr incrementar el factor de recobro.

Análisis:

Para el caso de 1000 Lpc de Presión de Inyección en Superficie:

- Con la válvula superior a 3.0% de apertura (U7) y la válvula inferior (U6) totalmente

abierta, se debe tomar en cuenta lo referente a flujo de fluidos a alta velocidad para

prevenir erosión sobre los materiales, según Terziev, I. y Taggart, I., SPE 88492

(2004).

- Debido al estrangulamiento de la válvula superior (3.0% de apertura), fluido a alta

velocidad saldrá a través de los puertos, golpeando la pared interna del revestidor,

causando erosión potencial sobre la pared interna del mismo

232

Figura 88. InForce® HCM-A. Válvula de Control Hidráulica Ajustable. (Baker Hughes (2009). Advancing Reservoir Performance. [On-line]. Disponibleen:http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/esf/java/BHI/efind/BHDSearch.do?func=cert&omitLeftNavSearch=&fromDivision=BOT&searchText=HCM-A)

Recomendación:

- Se recomienda instalar un anillo protector (blast shield) de Carburo de Tungsteno

sobre la válvula 3-1/2” HCM-A para proteger al revestidor de la erosión por la salida

del fluido a alta velocidad (Ver Figura 89).

- Para la válvula inferior encamisada (si es el caso), se recomienda insertar un anillo

protector similar (Carburo de Tungsteno) para proteger la pared interna de la camisa

de los efectos de la erosion, si se selecciona la válvula ajustable 2-7/8” HCM-A.

InletInlet

Shroud /CasingShroud /Casing

HCM ValveHCM Valve

OutletOutlet

PortsPorts

Protection PointProtection Point

InletEntrada

Shroud /CasingRevestidor Prod

HCM ValveHCM Válvula

OutletSalida

PortsPuertos

Protection Point Puntos Calientes

233

Figura 89. Anillos Protectores para evitar Erosión (Blast Joint / Wear Ring). (Baker Hughes (2009). Advancing Reservoir Performance. [On-line].

Disponible:http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/esf/java/BHI/efind/

Coeficiente de Flujo de la Válvula (Cv):

Para la propuesta de completación inteligente del pozo inyector BA-1882

(detallada más adelante), a continuación se presentan las curvas de Coeficiente de

Flujo (Cv) de las Válvulas de Control de Intervalo de 3-12” de diámetro HCM-A (Baker

Hughes, 2009) y de 2-7/8” de diámetro HCM-A (Baker Hughes, 2009) a instalar en la

tubería de inyección. Como se explicó anteriormente, el uso del Coeficiente de Flujo de

las Válvulas de Control de Intervalo como un indicador de desempeño, permite la

comparación entre diferentes válvulas para especificar equipos (válvulas) para procesos

de flujo.

234

Figura 90. Coeficiente de Flujo de la Válvula de Control de Intervalo de 3-12” HCM-A. (Baker Hughes (2009). Advancing Reservoir Performance. [On-line]. Disponible en:http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/esf/java/BHI/efind

Como se aprecia en las Figuras 90 y 91, la tendencia del Coeficiente de Válvula,

Cv, suele ser no-lineal y representa el incremento de caudal de flujo que pasa a través

de la válvula a medida que se incrementa el porcentaje de apertura de la misma. Esta

curva, como se mencionó anteriormente, es una característica de cada válvula y

permite comparar diferentes válvulas al momento de especificar equipo para procesos

de flujo.

235

Figura 91. Coeficiente de Flujo de la Válvula de Control de Intervalo de 2-7/8” HCM-A. (Baker Hughes (2009). Advancing Reservoir Performance. [On-line]. Disponible

en:http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/esf/java/BHI/efind/BHDSearch.do?func=cert&omitLeftNavSearch=&fromDivision=BOT&searchText=HCM-A)

Los valores del Coeficiente de Flujo, Cv, pueden usarse en la Ec. (15) siguiente

para determinar la tasa de flujo de líquido o gas que atraviesa la válvula a determinado

porcentaje de apertura de la misma y con cierta caída de presión (Konopczynski y A.

Ajayi (SPE 90664, 2004).

Caída de Presión a través de las Válvulas (Pozo Inyector):

Considerando que la tasa de flujo de líquido a través de las válvulas viene dada

por la expresión:

( )LPCvqL γ/∆= ……………………..Ec. (15)

donde:

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0,0% 5,0% 10,0% 15,0% 20,0% 25,0% 30,0% 35,0%

Choke Open (%)

Cv

Val

ues

(g

pm

/psi

^0.

5)

Valve sealbore ID: 2.312 inSealbore flow area: 4.198 in 2̂

Note: These results are estimates only and have no t been calibrated or

confirmed. They are to be used for information purposes only.

236

qL= Tasa de flujo de líquido a través de las válvulas (USgpm).

Cv= Coeficiente de Flujo de las válvulas (Usgpm/psi ½).

( ) =∆P Caída de presión a través de la válvula (psi).

( ) =Lγ Densidad relativa del líquido (Agua=1)

De la Ec. (15) se desprende que la Caída de Presión en la válvula es:

( ) =∆P ( )2/ CvqL ……………………..Ec. (16)

Las caídas de presión para las Válvulas de Control de Intervalo propuestas para

el pozo inyector BA-1882, según la Ec. 16, se ubican en aproximadamente 410 Lpc

para la válvula de 3-1/2” tipo HCM-A (Baker Hughes, 2009) reguladora del flujo para la

zona superior (U7), con 60 Lpc de presión de inyección en superficie, la cual con 1.5%

de apertura en dicha zona permite reducir la inyección en el yacimiento U7 y aportar

equitativamente al yacimiento U6. Por otra parte, si la presión de inyección en superficie

es de 1000 Lpc (caso prueba) y con 3.0% de apertura de la válvula superior, la caída de

presión será de aproximadamente 486 Lpc, siendo mínimas o menores a 0.5 Lpc las

caídas de presión en la válvula de 2-7/8” HCM-A (Baker Hughes, 2009) tanto para 60

Lpc de presión de inyección como para 1000 Lpc de presión en superficie, por estar

ésta válvula completamente abierta durante la inyección. Es importante señalar que las

válvulas señaladas cumplen con el El objetivo de estos arreglos es asignar u ofrecer

más fluido a U6, la cual tiene más capacidad de flujo en los pozos productores del

yacimiento y reducir o desacelerar el frente de agua en U7.

Tasa de Producción (BPD):

Muchos pozos investigados muestran problemas con respecto a los perfiles de

producción resultando en irrupción de agua temprana y excesiva agua de producción.

La tecnología de completaciones de pozos tipo inteligente podría ser instalada en pozos

productores para cerrar selectivamente zonas productoras de agua. Se establece que

237

las completaciones de pozo tipo inteligente son una opción viable para incrementar la

productividad de los pozos, así como la inyección de agua. Sin embargo, la estrategia

de completación del yacimiento Bachaquero-18 requerirá más evaluación técnica,

estudios de investigación y justificación económica.

Finalmente, tal como mencionan Konopczynski y A. Ajayi (SPE 90664, 2004), el

método para establecer el más adecuado diseño de control de flujo mediante válvulas

en fondo combina análisis nodal y modelado de desempeño de estrangulamiento, para

modelar el comportamiento de todo el pozo. El objetivo final es mejorar el desempeño

del pozo para obtener su punto óptimo de producción, mientras se incrementa el factor

de recobro y la recuperación de reservas empleando la tecnología de pozos

inteligentes.

Objetivo No. 3: Evaluar el comportamiento del factor de recobro de petróleo

obtenido de pozos productores mediante la utilización de la tecnología de completación

inteligente, comparando su desempeño respecto a las completaciones convencionales.



Innovaciones tecnológicas en Ingeniería de Producción. El análisis de los indicadores

correspondiente a esta subdimension se realizó para evaluar el comportamiento del

factor de recobro de petróleo obtenido de pozos productores mediante la utilización de

la tecnología de completación inteligente, comparando su desempeño respecto a las

completaciones convencionales.

Producción de Crudo:

En términos generales, la irrupción temprana de agua esta asociada a la distinta

distribución de las propiedades petrofisicas en el yacimiento y/o distinto

comportamiento en cuanto al depletamiento de las zonas productoras; estos problemas

serán más complejos cuando algunos factores tales como las características

238

geomecánicas de las unidades de flujo, los ambientes deposicionales, fallas existentes,

fracturas naturales, sean considerados.

La tecnología de completación de pozo inteligente ofrece los medios para

mejorar la eficiencia de barrido y eficientemente asignar tasas de inyección de agua a

través del uso de estranguladores de fondo con aislamiento zonal de las arenas U6 y

U7, tanto para el pozo inyector como para los productores de crudo. Los

estranguladores de fondo ajustables ofrecen flexibilidad adicional variando la apertura o

cierre del estrangulador según los cambios que presenten las condiciones del

yacimiento.

Vida productiva del pozo:

Como se mencionó anteriormente, los pozos productores sometidos al influjo de

un acuífero o inyección de agua, como son los pozos del yacimiento Bachaquero 18,

son inevitablemente susceptibles a irrumpir en agua. Una vez sucedida la irrupción, la

vida productiva del pozo se deteriora, mientras el agua reduce el flujo fraccional

permisible de petróleo e incrementa la hidrostática dentro del pozo. En casos donde el

pozo produce de varias zonas, la irrupción de agua puede ocurrir en distintos momentos

en distintas zonas, lo cual aumenta la complejidad de la situación; de modo que, una

vez sucedida la irrupción, el operador del pozo enfrenta el dilema entre, continuar el

recobro a una tasa reducida o sacrificar petróleo recuperable (Armstrong y Jackson,

2001).

Por otro lado, sabiendo que la inyección de agua es una técnica frecuentemente

usada para incrementar el recobro de petróleo después del agotamiento primario y

conociendo que la presencia de zonas de alta permeabilidad pueden tener una gran

influencia sobre el recobro debido a que pueden ocasionar una temprana irrupción de

agua y retener petróleo almacenado, se ha planteado recientemente utilizar la

tecnología de pozo inteligente en procesos de inyección de agua la cual ofrece la

oportunidad de prolongar la vida productiva del pozo, mediante la imposición de una

presión apropiada o perfil de tasa flujo a lo largo de los pozos inyectores y productores

para optimizar el pozo, aumentar producción y consecuentemente incrementar el factor

de recobro (Brouwer y col.,2001).

239

Es por esto que se ha descrito anteriormente que mediante el ajuste de apertura

de la válvula superior que aportaría flujo de agua a la arena U7 se podría hacer más

homogénea la inyección con la de la arena U6, permitiéndose lograr un barrido paralelo

de las dos zonas y así evitar el adedamiento de la inyección de agua que trae como

consecuencia una ineficiente inyección de agua, como es el caso del yacimiento

Bachaquero 18.

Irrupción de Agua:

Como se comentó en el punto anterior, la temprana irrupción de agua en pozos

productores debido a la presencia de zonas de alta permeabilidad en yacimientos

sometidos a inyección de agua para incrementar el recobro de petróleo después del

agotamiento primario, puede ser controlada mediante el uso de estranguladores o

válvulas de control de fondo que permitaran prolongar la vida productiva del pozo.

Para el caso del yacimiento Bachaquero 18 objeto de esta investigación, el corte

de agua se incrementó de 20% en 1965 a un 40% en 1984, para luego estabilizarse en

un 30%. Sin embargo, a partir de 1995 se nota un incremento hasta un valor actual de

40%.

En nuestro caso, la propuesta se centra en conytrolar en fondo la inyección de

agua por zona para equilibrar los frentes y hacerlos homogéneos y así mejorar la

eficiencia de desplazamiento e incrementar el factor de recobro, así como retardar la

irrupción en zonas de alta permeabilidad para alargar la vida productiva del pozo.

Intervención de los pozos:

Para el caso en estudio, los pozos que pertenecen al yacimiento Bachaquero 18

no suelen ser intervenidos con guaya fina o tubería continua para abrir o cerrar zonas

pues se completaron en “commingled” (U6 junto a U7) y empleando empaque con

grava; de modo que, se requiere un equipo de perforación (taladro) para realizar una

reparación la cual por lo general incluye limpieza del pozo y reinstalación del equipo de

empaque, la cual cuesta aproximadamente BsF 3.000.000 para pozos productores y

BsF 2.500.000 para pozos inyectores de agua.

240

La propuesta que ha surgido a estos problemas con el presente trabajo de

investigación es el cambio de las reparaciones con taladro por el control hidráulico o

eléctrico desde superficie con Válvulas de Control de Intervalo (ICV) a los pozos para

mejorar el manejo del yacimiento apuntando hacia el aumento del factor de recobro,

aplicando igualmente control de arena (después del análisis granulométrico) para evitar

intervenir los pozos con frecuencia, lo cual se traduce en ahorros de dinero.

Recobro de POES:

El yacimiento Bachaquero 18, es el principal reservorio de petróleo pesado del

Miembro Bachaquero, Formación Lagunillas, Mioceno Sureste del Campo Bachaquero

Lago. Tiene un Petróleo Original en Sitio (POES) de 798,46 MMBN, un factor de

recobro de 36.4%, unas reservas recuperables de 314,99 MMBN. Este yacimiento fue

descubierto en 1955 por medio del pozo BA 285; y a partir de esta fecha se han

completado históricamente 155 pozos, permaneciendo activos 72 pozos productores y 2

inyectores. Su producción inicial fue de 1900 BNPD, sin corte de agua (AyS) y una

relación de gas en solución (Rsi) de 251 PCN/BN. El mecanismo de producción

predominante del yacimiento es el empuje hidráulico, aunado a ello se asocia un

empuje por gas en solución; por lo tanto, el cálculo de su factor de recobro va asociado

a estos mecanismos.

El petróleo originalmente en sitio (POES), se calculó utilizando la ecuación

volumétrica (PDVSA, 2008):

oi

oi

B

ShAPOES

****7758 φ= ………………..Ec. (17)

Donde:

7758 = Factor de conversión (BY / Acres-pie)

A = Área del yacimiento (Acres)

h = Espesor promedio del yacimiento (pies)

241

φ = Porosidad promedio (fracción)

Soi = Saturación promedio de petróleo inicial (fracción)

βoi = Factor volumétrico inicial de petróleo (BY/BN)

Las reservas recuperables de petróleo fueron calculadas con la fórmula:

Res. R. Petróleo = FRp x POES

Donde:

FRp = Factor de recobro de petróleo del yacimiento (fracción)

POES = Petróleo originalmente en sitio (BN)

En este yacimiento se inició la inyección de agua, como proyecto de

recuperación secundaria, en 1964 y para diciembre del 2007 se han inyectado

604,99 MMBA, a través de 12 pozos, de los cuales 2 permanecen activos.

El comportamiento de producción estable, indica que existen aun reservas

remanentes para explotar, las cuales pueden obtenerse al emplear la tecnología de

completaciones de pozos inteligentes, la cual permite maximizar el recobro final de

reservas haciendo fluir juntas unidades de flujo con distintas capacidades de

producción, así como permite cerrar o abrir una unidad de flujo especifica una vez que

el problema asociado a irrupción de gas o agua se encuentra fuera de control.

Para nuestro caso de estudio, se establece que las completaciones de pozo tipo

inteligente son una opción viable para incrementar la productividad del yacimiento

Bachaquero 18 (aumento de recobro de POES), así como mejorar la inyección de agua

mediante el ajuste de perfiles de inyección. Similarmente, para el cierre de zonas en los

casos de irrupción temprana de agua. Sin embargo, la estrategia de completación del

yacimiento Bachaquero-18 requerirá más evaluación técnica, más estudios de

investigación y por supuesto justificación económica (PDVSA, 2008).

242

Sistemas de pozos inteligentes:

En cuanto al caso investigado en el yacimiento Bachaquero 18, se observo que

muchos pozos estudiados muestran problemas con respecto a los perfiles de

producción, resultando en irrupción de agua temprana y excesiva agua de producción,

así como problemas en los perfiles de inyección de agua, con zonas de flujo

preferencial. La referida tecnología tiene un gran potencial para mejorar el

desplazamiento agua-petróleo e incrementar el factor de recobro.

Monitoreo del Yacimiento:

Según lo planteado, el monitoreo permanente de los yacimientos es fundamental

para poder realizar completaciones inteligentes, que constituyen un enfoque moderno

para mejorar la recuperación de los mismos.

El monitoreo permanente en el fondo del pozo exige cada día nuevos desafíos

tecnológicos que obligan a los ingenieros a desarrollar sensores de instalación

permanente resistentes, capaces de suministrar un flujo constante de datos a lo largo

de la vida útil del pozo. Es por esto que, los responsables de desarrollar los sistemas

de monitoreo permanente se basan fundamentalmente en la ingeniería de alta

confiabilidad electrónica y en las pruebas de falla que han permitido a los sensores de

instalación permanente optimizar producción y advertir a los operadores sobre

problemas potenciales para que puedan tomar acciones preventivas o correctivas.

Monitorear los yacimientos implica emplear equipos permanentes de alta

tecnología en el fondo del pozo que ofrezcan a la industria datos o información precisa y

confiable vital para las empresas operadoras para el manejo de los yacimientos y el

desarrollo de sus actividades de optimización.

Para el caso en estudio, correspondiente al yacimiento Bachaquero 18, se

propone utilizar el siguiente equipo (entre los varios que ofrecen las empresas de

servicios petroleros) para la medición de temperatura y presión de fondo tanto en el

pozo inyector BA 1882, como en el pozo productor BA 1828, colocados en diferentes

zonas para las lecturas requeridas en las arenas de interés (U6 y U7).

243

SureSENS 125 Sensor de Instalación Permanente para Monitoreo de Presión y Temperatura. (Baker Hughes (2009).[On-line]. Disponible en:http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/bot/resources/ExternalFileHandler.jsp?bookmarkable=Yes&path=private/BOT/public/intelligent_wells/intelligent_production_systems/well_monitoring/electronic_gauges/index.html&channelId=-4215868).

Este sistema de medición esta diseñado para ser instalado permanentemente en

el ambiente del fondo del pozo, inclusive en ambientes severos, pues todas sus partes

cumplen con la norma NACE MR0175. Este sensor puede medir las presiones

estática y la presión dinámica (y temperatura), así como parámetros de levantamiento

artificial en instalaciones tipo BES, etc. Esta información puede ser usada para

determinar el desempeño de la producción, calcular reservas y obtener datos para

ingresarlos en simulaciones de yacimientos. La información que logra obtener puede

ser usada también para determinar las características del yacimiento y para controlar y

optimizar las tasas de producción.

El sistema SureSENS 125 ha sido diseñado y calificado para operar de manera

confiable a temperaturas sobre los 125°C (equivalen a 257°F).

Especificaciones

Sensor SureSENS 125

Temperatura de Operación 125°C Diámetro (por sensor) 1.25”

Shock 500G

Vibracion >5G

Número de sensores que pueden ser suplidos / TEC Múltiple (>10)

Transductor Modo Cuarzo

Opciones de Transductor (Presión) (LPC) 10K, 16K, 25K

Exactitud en Presion (LPC)

± 0.015% (10K),

± 0.02% (16K, 25K)

Resolución de Presión (LPC) 0.01

Estabilidad de Presión (LPC/Año) 0.02%

Exactitud en Temperatura (gradC), 0.15

Resolución de Temperatura (gradC) <0.01

244

Estabilidad de Temperatura (gradC/Año) <0.1

Distancia Cable Trasmisión (pies) 30,000

Figura 92. SureSENS 125. Sensor de Instalación Permanente para Monitoreo de Presión y Temperatura. (Baker Hughes (2009). [On-line]. Disponible en: http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/bot/resources/ExternalFileHandler.jsp?bookmarkable=Yes&path=private/BOT/public/intelligent_wells/intelligent_production_systems/well_monitoring/electronic_gauges/index.html&channelId=-4215868).

El equipo anteriormente descrito cumple, de acuerdo a sus especificaciones, con

las condiciones necesarias para ser instalado en los pozos del yacimiento Bachaquero

18 y poder monitorear el proceso de inyección de agua, tomando información sobre

temperatura y presiones que permitan ajustar las válvulas de control de fondo según

sea la necesidad.

Estrangulamiento por zonas:

Como elemento importante de los pozos inteligentes se encuentran las válvulas

de control de intervalo (ICV) actuadas desde superficie, empleadas para regular flujo

de fluidos provenientes de zonas individuales o ramas laterales, así como sensores

permanentes de fondo para medición y registro de presión y temperatura. Hoy en día,

las válvulas de control de fondo varían desde aquellas de control simple “on-off” hasta

las actuadas hidráulicamente o eléctricamente con multiposiciones discretas de

245

estrangulamiento o apertura infinitamente variable. Estas innovaciones permiten a los

ingenieros diseñar válvulas que pueden ser ajustadas remotamente de acuerdo al

aporte de las zonas productoras informado o notificado por el sensor permanente de

fondo mas cercano a dichas zonas. El empleo de completaciones inteligentes en un

esquema de producción secuencial, es decir abrir y cerrar zonas en secuencia

remotamente desde superficie, mejora la producción debido a que elimina los costos

de intervención y los bajos perfiles de producción. Las válvulas con estrangulamiento

infinitamente variable puede también ser usadas para eliminar la producción en

secuencia y favorecer la producción en “commingled” mediante el manejo del flujo de

producción de las zonas de alta presión para prevenir el flujo cruzado. Estas válvulas,

según lo planteado, pueden ayudar grandemente a prevenir la irrupción temprana de

agua en el pozo productor, por tanto, ayudan a extender su vida útil, así como pueden

lograr un proceso de barrido efectivo y de recuperación de petróleo en el caso de

inyección de agua. Para el caso en estudio, correspondiente al yacimiento Bachaquero

18, se ha propuesto utilizar, como opción definitiva, los siguientes equipos (entre los

varios que ofrecen las empresas de servicios petroleros) para el pozo inyector de agua

BA 1882:

Para la zona superior U7:

3-1/2” InForce® HCM-A. Válvula de Control Hidráulica Ajustable (Ver detalles en

Marco Teórico / Sistemas de Pozos Inteligentes). (Baker Hughes (2009). Advancing

Reservoir Performance. [On-line]. Disponible

en:http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/esf/java/BHI/efind/BHDSearch.do?func=cert&

omitLeftNavSearch=&fromDivision=BOT&searchText=HCM-A)

Para la zona inferior U6:

2-7/8” InForce® HCM-A. Válvula de Control Hidráulica Ajustable (Ver detalles en

Marco Teórico / Sistemas de Pozos Inteligentes). (Fuente: Baker Hughes (2009).

Advancing Reservoir Performance. [On-line]. Disponible

en:http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/esf/java/BHI/efind/BHDSearch.do?func=cert&

omitLeftNavSearch=&fromDivision=BOT&searchText=HCM-A)

246

La propuesta de utilizar una válvula de 4-1/2” InForce® HCM-A (Encamisada)

para la zona superior U7 y una válvula de 3-1/2” para la zona inferior y revestidor de

producción de 9-5/8”, fue desechada por ser antieconómica (ver detalles más

adelante).

Sistema de Control de Pozo Inteligente para Pozo Inyector:

La tecnología de completación de pozo inteligente ofrece los medios para mejorar

la eficiencia de barrido y eficientemente asignar tasas de inyección de agua a través del

uso de estranguladores de fondo con aislamiento zonal de las arenas U6 y U7. Los

estranguladores de fondo ajustables ofrecen flexibilidad adicional variando la apertura o

cierre del estrangulador según los cambios que presenten las condiciones del

yacimiento.

La Figura 93 muestra una ilustración de la primera propuesta de una

completación inteligente para el pozo inyector BA 1882, basado en la idea de emplear

un revestidor de producción de 9-5/8” con tubería de producción variada de 3-1/2” x 4-

1/2”, con una inyección total de 8234 BAPD y una presión de inyección en superfice de

2050 Lpc. Esta configuración se ajustará a un tamaño de hoyo grande. Es importante

mencionar que las compañías de servicios están en capacidad de preparar los diseños

de pozo para ajustarse a los requerimientos específicos de completación de las

empresas operadoras.

Para lograr una tasa de inyección objetivo de 8234 BAPD, el estrangulador

superior (4-1/2” HCM-A), el cual controla la inyección en la zona superior (U7) fue

ajustado a 0.5% de apertura y el estrangulador inferior (3-1/2” HCM-A, Encamisada), el

cual controla la inyección en la zona inferior (U6) fue ajustado a 100% de apertura. El

objetivo de estos arreglos es asignar u ofrecer más fluido a U6, la cual tiene más

capacidad de flujo y reducir o desacelerar el frente de agua en U7. La Figura 94

muestra el desempeño de estrangulamiento para este caso y compara resultados con

un arreglo sin control de la inyección.

247

Con 0.5% de apertura en la zona superior (U7), el estrangulador permite obtener

un 24% de reducción en la tasa de inyección en el yacimiento U7 y un 40% de

incremento en la arena U6. Con esto, se desea expresar que la presión de la arena U6

podría ser mantenida y se podría minimizar la posibilidad de irrupción de agua

temprana en la arena U7.

Figura 93. Primera Propuesta de Sistema de Control de Pozo Inteligente Inyector. (Fuente: Elaboración Propia)

248

Figura 94. Desempeño de Estrangulamiento y Distribución de Inyección de Agua con y sin Completación Inteligente Pozo Inyector BA-1882 con

Revestidor de 9-5/8”. (Fuente: Elaboración Propia).

Sin embargo, el poco porcentaje de apertura de la válvula superior (0.5%),

generaría una alta caída de presión a través del controlador de flujo si la presión de

inyección en superficie es de 2050 Lpc y con tasa de inyección 8234 BAPD, aunado al

hecho de que emplear revestidores de producción de 9-5/8” es más costoso que los de

7”, esos elementos hacen este diseño antieconómico, aunque ayuda a controlar la

inyección de agua ofreciendo distribuciones de tasas de flujo específicas a las arenas

U6 y U7 por separado. La segunda propuesta se ilustra a continuación en la Figura 94

la cual se basó en una presión de inyección de agua en superficie de 60 Lpc,

ajustando la válvula superior a 1.5% de apertura, para ofrecer 1733 BAPD (49%) a la

arena (U7) y 1804 BAPD (51%) a la arena (U6) con la válvula inferior totalmente

abierta, siendo inyectados 3537 BAPD (100%) totales, en ese instante de tiempo. El

propósito final es lograr una inyección homogénea, como se ha dicho.

249

Figura 95. Segunda Propuesta de Pozo Inteligente Inyector. (Fuente: Elaboración Propia).

En la Figura 95 se observa que las zonas U6 y U7 se encuentran una encima de

otra, separadas por una empacadura u obturador selectivamente. La parte superior de

la completación incluye tubería de 3-1/2”, equipos de control y monitoreo, tubería

concéntrica de 2-7/8” y el ensamblaje de sellos del localizador. Mediante la instalación

de la completación superior dentro del obturador de control de arena SC-1 inferior con

el Snap Latch Seal Assembly (Baker Hughes, 2009), la inyección de agua se divide en

dos flujos separados hacia U6 y U7 respectivamente. La inyección hacia la zona

superior U7 es controlada por la válvula de 3-1/2” HCM-A y sale de la válvula hacia el

anular entre la parte interna del revestidor de producción y los elementos de la

completación superior, continúa hacia abajo pasando por entre la tubería concéntrica

de 2-7/8” y las rejillas superiores hasta llegar a la arena U7. La inyección hacia la zona

250

inferior U6 es controlada por la válvula de 2-7/8” HCM-A, fluyendo por dentro de la

tubería concéntrica de 2-7/8” hacia la arena inferior U6. Igualmente se propone un

sistema de tres sensores de presión y temperatura para monitorear dichas condiciones

fluyentes en fondo de cada zona y de ambas zonas en “commigled” fluyendo por la

tubería de producción. Las distribuciones de inyección de agua pueden ser

determinadas en tiempo real combinando los datos de los sensores con información

sobre las posiciones de las válvulas. Actualmente, se estima entre 10% a 20% la

exactitud de medición de este método.

Una alternativa a esta propuesta de completación para el pozo inyector BA-1882

es colocar una válvula de 2-7/8” HCM-AL en la zona inferior, la cual es tipo On-Off sin

estrangulamiento ajustable. La razón para escoger esta válvula se basa en los análisis

de flujo realizados anteriormente en los cuales se obtuvo que la zona superior tiene

mayor inyectividad y sabiendo que abrir completamente la válvula inferior, mientras se

ajusta, calibra o estrangula la válvula superior representa la filosofía más importante de

operación para ajustar las distribuciones de flujo de agua en ambas zonas, teniéndose

también un impacto en cuanto a ahorros en costos de equipos de completación pues

las válvulas HCM-AL tipo On-Off son más económicas que las ajustables. Estas

válvulas también aplican para casos de pozos productores.

Camisas Deslizantes Mecánicas Tipo On-Off (Controles) para pozos

Productores:

Con el propósito de optimizar el programa de inyección, la empresa operadora

puede escoger también instalar dos camisas o mangas de circulación mecánicas tipo

On-Off en los pozos productores del yacimiento Bachaquero 18, para cerrar cualquier

zona selectivamente que esté produciendo agua en exceso y mejorar la eficiencia de

recobro y optimizar la cantidad de agua de inyección. La Figura 96 muestra el

esquemático de un pozo productor propuesto con estas camisas o mangas.

251

Figura 96. Esquemático de Completación Pozo Productor con Camisas Deslizantes Mecánicas tipo On-Off. (Fuente: Elaboración Propia).

Finalmente, según lo planteado por Brouwer y col., SPE68979 (2001), la

tecnología de pozos inteligentes tiene un gran potencial para mejorar el

desplazamiento agua-crudo. Esto se observa al ver que con las válvulas de control de

fondo se puede hacer homogéneo el frente de inyección de agua. Igualmente, el

referente mencionado comenta que en casi todos los casos donde hubo optimización,

se retrasó la irrupción de agua. Por su parte, Ajayi y Konopczynski, SPE94851 (2005)

estimaron en su trabajo una ganancia de producción de petróleo en el rango entre

2.5% y 26% en la vida del pozo al compararla con los sistemas convencionales. Los

resultados obtenidos por ellos muestran la capacidad de los sistemas para maximizar

la productividad del activo en casos donde se presenta temprana irrupción de agua y

cuando ésta se presenta en ciertos casos de manera tardía.

252

Lo anterior, nos conduce a concluir que el factor de recobro de petróleo de los

pozos productores de yacimientos sometidos a inyección de agua como método de

recuperación secundaria, tiene un alto potencial para incrementarse al emplear la

tecnología de pozos inteligentes, después de evaluar el yacimiento y realizar los

estudios previos que permitan determinar la mejor aplicación de dicha tecnología.

253

CONCLUSIONES

Luego de realizar el análisis descriptivo correspondiente a partir de la información

que se recopiló en el desarrollo del trabajo de investigación y de los datos aportados

mediante la aplicación de métodos e instrumentos de recolección de datos, así como

también desarrollar la correspondiente confrontación teórica de los datos que se

obtuvieron, se generaron una serie de resultados con su correspondiente estrategia de

implementación o difusión en función a cada uno de los objetivos propuestos, entre

estos se pueden nombrar los siguientes:

a) Este estudio encontró que el yacimiento Bachaquero 18 se encuentra en proceso

de declinación de la presión lo cual afecta los aportes de los pozos productores. La

declinación en la presión de yacimiento sugiere que no existe suficiente presión de

soporte ofrecida o suministrada por los pozos inyectores.

b) Debe tomarse en cuenta el riesgo de fracturar el yacimiento y empeorar el perfil de

inyección como resultado de altas presiones de inyección al yacimiento.

c) Las válvulas controladoras de flujo y las camisas deslizantes mecánicas pueden

cerrar selectivamente zonas productoras de agua o abrir zonas productoras de

petróleo, contribuyendo a mejorar los problemas con respecto a los perfiles de

producción o inyección.

d) A través de esta investigación se diagnosticó el comportamiento del factor de

recobro de petróleo en procesos de inyección de agua presentes en el yacimiento

Bachaquero 18 del Distrito Lagunillas donde se emplean actualmente

completaciones convencionales. Esto permitió conocer la situación en cuanto al

factor de recobro de petróleo actual al aplicar tecnologías de completación

convencionales, el cual es bajo, implicando que el proceso de inyección establecido

en el yacimiento no ha logrado mantener la presión del yacimiento ni aumentar

significativamente el mismo . Con este diagnóstico la gerencia del Distrito Lagunillas

y sus ingenieros de yacimiento pueden conocer la situación actual para tomar las

254

medidas necesarias para aumentar el factor de recobro, entre ellos, el propuesto en

este trabajo.

e) Al lograr observar el comportamiento del factor de recobro de petróleo en

yacimientos sometidos a procesos de inyección de agua, aplicando análisis nodal a

las capacidades de estrangulamiento de las válvulas de control de flujo que podrían

ser instaladas, en la tubería de producción e inyección de los pozos , se pudo

conocer la aplicabilidad de esta tecnología en los procesos de recuperación

secundaria del Distrito Lagunillas, pues el análisis nodal es comúnmente usado por

los ingenieros de optimización como herramienta y no reviste mayor complejidad,

además de adicionar el modelo de desempeño de estrangulamiento de las válvulas

controladoras de flujo, que en conjunto constituyen el método que permite obtener la

óptima eficiencia de producción del pozo y por consiguiente incrementar el factor de

recobro de petróleo.

f) Al evaluar el comportamiento del factor de recobro de petróleo obtenido de pozos

productores mediante la utilización de la tecnología de completación inteligente,

comparando su desempeño respecto a las completaciones convencionales, se

puede visualizar su aplicación efectiva y se puede inferir su impacto en recobro de

petróleo en comparción con el actual sistema de inyección de agua. Adicionalmente

se logró validar la pertinencia en la adquisición de las tecnologías de completación

inteligente para aumentar el factor de recobro en los otros yacimientos sometidos a

inyección de agua del Distrito Lagunillas.

Finalmente, con este estudio, no se pretendió calcular el factor de recobro del

yacimiento empleando la tecnología de pozo inteligente, debido a que se requiere de

una serie de estudios y análisis que escapan a los lapsos de tiempo disponibles para

esta investigación.

255

RECOMENDACIONES

De acuerdo a las conclusiones obtenidas de esta investigación, así como del

análisis de los resultados de la misma, se proponen las siguientes recomendaciones:

- Considerar la aplicación de la Tecnología de Pozo Inteligente en

yacimientos sometidos a inyección de agua como proceso de recuperación

secundaria cuya presión se encuentre declinando, con el propósito de

mantener la presión y ayudar a aumentar el factor de recobro de petróleo.

- Considerar la aplicación de la Tecnología de Pozo Inteligente en pozos con

problemas en sus perfiles de producción y/o inyección, con el propósito de

hacer homogéneos dichos perfiles y optimizar dichos procesos.

- Capacitar técnicamente a los ingenieros de Yacimientos, Producción y

Rehabilitación de pozos sobre Tecnología de Pozo Inteligente, con el fin de

buscar oportunidades para aumentar la producción de petróleo en sus área

de trabajo.

- Presentar ante la comunidad científica nacional e internacional los trabajos

de campo o investigaciones que sobre Tecnología de Pozo Inteligente se

generen, con el fin de considerar su valor técnico e intelectual y estar a la

par de las operaciones efectuadas en el mundo.

- Concretar la construcción de uno o varios pozos con Tecnología tipo

Inteligente, con el fin de evaluar su desempeño como prueba piloto de

campo, para monitorear periódicamente los efectos que dicha tecnología

ejerce sobre el o los yacimientos, así como los aspectos que permiten

concretar progresos reales en cuanto al aumento del factor de recobro de

petróleo del yacimiento y a la recuperación de hidrocarburos.

256

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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260

ANEXOS

ANEXO A

Instrumento

12

Preguntas:

1. Diga cuáles son las condiciones actuales del yacimiento Bach.18? 2. Posee información relacionada a las características petrofísicasdel yacimiento

Bach.18? 3. Posee información referente a la Historia de Producción e Inyección de los

pozos del yacimiento Bach. 18? 4. Posee Gráficos diagnósticos de Producción de los pozos del yacimiento Bach.18? 5. Posee información sobre la Inyección pozo Ba-1882? 6. Posee información sobre la Producción del pozo Ba-1828? 7. Dispone de un Mapa Estructural del campo de la zona de interés? 8. Posee o dispone de las coordenadas de los pozos del yacimiento Bach. 18? 9. Dispone de la distribución de propiedades del yacimiento? 10. Dispone de los diagramas de completación de los pozos inyectores y productores

del yacimiento Bach. 18? 11. Posee un Análisis PVT validado del yacimiento Bach. 18? 12. Posee las curvas de permeabilidad relativa por unidad de flujo? 13. Dispone de Tablas de Presión capilar del yacimiento? 14. Dispone de información sobre las presiones del yacimiento de las distintas arenas? 15. Dispone de los archivos de Registros Eléctricos en formato .LAS de producción e

inyección ?

4. sistema de variables tabla 5....

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