Print Optimizacion de Porduccion Hp

7/25/2019 Print Optimizacion de Porduccion Hp

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GERENCIA GENERAL DE FORMACION FAJA

OPTIMIZACIN DE PRODUCCIN


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Instructor: Ing. Hctor Partidas.POES INTERNATIONAL LTD.

El presente material ha sido compilado por el instructor con propsitos didcticos y est

en proceso de continua revisin. 2


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Prefacio

Ser la Gerencia General creada por la Direccin Ejecutiva de Produccin Faja de Petrleos de Venezuela, S.A (PDVSA), pone en nuestras manosel reto de formar tcnicamente a los hombres y mujeres de la Industria Petrolera que llevan a cabo los procesos medulares del negocioasociado a la cadena de valor, esto cobra ms sentido, cuando visualizamos esta accin bajo los preceptos humanistas y socialistas impartidosy divulgados por el Comandante Eterno Hugo Chvez y orgullosamente podemos decir que, al ser su Legado seguimos las lneas trazadas pornuestro mximo Lder..

Siendo as, la responsabilidad se vuelve exponencialmente determinante, porque se trata del proceso de construir la Soberana delConocimientodentro de Petrleos de Venezuela, S.A, enmarcado en el Socialismo y tomando como modelo la Gerencia del Conocimiento.Este concepto es la carta de navegacin de los Programas de Formacin que viene aplicando y diseando la Gerencia General de FormacinFaja (GGFF).

La GGFF tiene entre sus acciones estratgicas los procesos de socializacin del conocimiento, sumado al fortalecimiento sociocultural,comunicacin tcnica, crecimiento personal, destacando la formacin sociopoltica. Ciertamente, lo que se busca con este proceso continuo eintegrado es internalizar en las trabajadoras y trabajadores petroleros el papel protagnico que tienen, para lograr la revolucin intelectualdentro y fuera de la frontera de nuestro pas.La misin de la Gerencia General de Formacin Faja Petrolfera del Orinoco HugoChvezes promover, ejecutar y garantizar la formacinTcnica integral especializada de los trabajadores en el rea Tcnico Artesanal y Profesional de los procesos medulares de la Faja Petrolferadel Orinoco Hugo Chvez Fras, en concordancia con el Plan de la Patria, los lineamientos de PDVSA y las necesidades de las organizacionesque conforman la Direccin Ejecutiva de Produccin de Faja; brindando programas de formacin de excelencia, inclusivos, participativos yequitativos, orientados a mejorar la productividad y eficiencia.

Nuestra actividad es contagiosa y suma voluntades, porque entendemos que de la formacin profesional y artesanal depende el xito del Plan

Siembra Petrolera, en este sentido hemos dado una sobre marcha a nuevos procesos para captar, transformar, procesar, usar, utilizar,divulgar, medir y registrar todos los recursos intelectuales, que a partir de este momento se vuelven protagnicos para PDVSA.

Los Manuales son los productos tangibles de ese potencial de saberes, que sern las evidencias histricas de la maduracin que significaregistrar cada transferencia de conocimiento de los hombres y mujeres de la Nueva PDVSA.

Evidentemente, Tuconocimiento es nuestra mayor reserva,este es el horizonte que tenemos: lograr la formacin de hombres y mujeresespecialistas del mundo petrolero con conocimientos plenos, sustentados, validados, ejemplo para todas las latitudes del globo terrqueo ycon comprobada experiencia.

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Identificacin Optimizacin de Produccin.

Creacin, revisiny aprobacin

Responsable Fecha Firma

Elaboracin Ing. Hctor Partidas Marzo 2016

Revisin Jos Gonzlez Aray Marzo 2016Aprobacin Jos Gregorio Hurtado Marzo 2016

Confidencialidad Los contenidos del Manual pertenecen a la Gerencia General deFormacin Faja y se permite la reproduccin total o parcial de los

documentos solo para fines de estudios y de consulta a este material.

Informacin de control

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Sobre el manualObjetivo

Proporcionar a los participantes del Curso de Optimizacin de Operaciones de Produccin deCrudos Pesados/XPesados, de una metodologa de Visualizacin, Conceptualizacin y Desarrollo

que les permita identificar las oportunidades de Mejoramiento y Optimizacin de lasOperaciones de Produccin en campos de Crudos Pesados y Extra Pesados que se encuentran enla Faja Petrolfera del Orinoco.

AudienciaPersonal Supervisorio con o sin experiencia en el rea de Operaciones de Produccin.

Alcance

La Metodologa estudia las condiciones de un pozo o pozos comenzando por el rea de Drenajey cuyo punto de entrega es el cabezal del o los pozos.Se hace una revisin del modo de ocurrencia del petrleo y las caractersticas fsicas del crudo.Se analiza el estado actual de la operacin que se desea estudiar aplicando tcnicas de Gerenciade la Informacin que permitan identificar los parmetros operacionales y su potencial deoptimizacin.Finalmente se podrn crear los escenarios que permitan tomar las acciones que se requieranusando el formato de secuencia basada en el valor de la oportunidad.

Conocimientosadquiridos alfinalizar el curso.

El participante deber ser capaz de identificar los datos requeridos del Campo para su proceso,validar esta informacin y analizarla para determinar su valor en el proceso de tal forma deminimizar el retrabajo.

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Convencionestipogrficas

Descripcin de la iconografa que encontrar en este manual.

Este icono Le ayuda a identificar

Informacin de destacada importancia dentro del contenido.

Puntos de especial inters sobre el tema en desarrollo.

Puntos de especial inters dentro de un tpico especfico del tema.

Informacin complementaria al tema en desarrollo.

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Tabla de Contenido

Prefacio ........................................................................................................................... 3

Informacin de control ..................................................................................................... 4

Sobre este manual .......................................................................................................... 5

Tabla de contenidos ........................................................................................................ 7

Mapa Mental ................................................................................................................... 8

Optimizacin de Produccin .......................................................................................... 9

Gerencia del Dato (TADeUS) ...................................................................................... 135

Bibliografa .................................................................................................................. 188

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Mapa Mental

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Optimizacin deProduccin

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VALIDAR LA OPORTUNIDADQU ES?

Figura A1

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VALIDAR LA OPORTUNIDADDNDE EST?

Figura A2

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VALIDAR LA OPORTUNIDAD QU ES?

Los hidrocarburos son posiblemente los compuestos orgnicos ms simples quese encuentra en la naturaleza y se caracterizan por tener solamente Carbono eHidrgeno en su estructura molecular.

Debido a la extrema complejidad de la composicin del crudo, es muy difcilcaracterizarlos en base al tipo molecular individual. Por otro lado, un anlisis

elemental no es atractivo porque solamente arrojara informacin muy limitadasobre la constitucin del crudo.

Es por ello que se prefieren los procesos analticos basados en cmo estnestructurados los grupos de hidrocarburos presentes en el crudo.

El conocimiento de este parmetro es vital para definir la mejor forma deproducirlos y los ejemplos ms comunes son los estudios de evaluacin de losyacimientos, migracin y madurez, procesos de degradacin y efectosambientales.

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VALIDAR LA OPORTUNIDAD CMO ES?

Posiblemente uno de los anlisis ms conocidos es SARA.SARA separa los crudos en cuatro grandes clases o fracciones de acuerdo asus diferencias de solubilidad y polaridad. Estos grupos son:

Saturados (S)Aromticos (A)Resinas (R)Asfaltenos (A)

En lugar de molculas o tomos, ciertas estructuras son consideradas en loscomponentes del crudo y debido a ello, SARA puede arrojar mejoresresultados que los obtenidos mediante el anlisis molecular individual.

En la Figura A3 se puede observar un flujograma sobre el esquema deseparacin desarrollado por SARA.

En las Figuras A4 y A5 se muestra la distribucin de los compuestos y suefecto en la viscosidad y densidad del crudo.

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Figura A3

Saturados(Alifticos): son hidrocarburos no polares de enlace simple peropueden incluir cadenas de alcanos y cicloalcanos (naftenos).

Los Cicloalcanos poseen uno o ms anillos que pueden estar encadenadoscon alquilatos.

La proporcin de Saturados normalmente decrece cuando aumenta el pesomolecular de las fracciones.

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La parafina es un sub-grupo de los saturados compuesto principalmente poralcanos de enlace recto y su distribucin en la cadena de Carbono vara entreC20y C30. Cuando la parafina presente en el crudo alcanza su temperatura denubosidad se precipita formando slidos que afectan muy severamente laproductividad, la integridad de los equipos de levantamiento y de lasinstalaciones de superficie.

Aromticos: esta denominacin se refiere al benceno y sus derivados. Losaromticos son comunes a todos los crudos y en gran medida la mayora delos aromticos contienen cadenas de alquilatos y anillos de cicloalcanoacompaados de anillos aromticos.

Los aromticos son clasificados a menudo como mono, bi y tri-aromticosdependiendo del nmero de anillos presentes en la molcula.Los aromticos polares de alto peso molecular pueden estar en las fraccionesde Resinas o Asfaltenos.

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Resinas: Esta fraccin est compuesta por molculas polares conteniendo

heterotomos tales como Nitrgeno, Oxgeno y Azufre.La resina se define como la fraccin que es soluble en pentano o heptano,pero no lo es en el propano lquido.

Dado que las Resinas se definen como una clase soluble, es de esperar queexista un translape con la fraccin Aromtica asi como tambin con la de

Asfaltenos.

A pesar que la fraccin de Resinas es muy importante entre las CuatroGrandes, no ha sido tan estudiada como, por ejemplo, la de Asfaltenos.Sin embargo, hay algunas caractersticas generales que puede seridentificadas. Por ejemplo, las Resinas tienen una relacin H/C (1.2-1.7)

mayor que la de los Asfaltenos (.9-1.2).

Aunque la estructura de las Resinas es parecida a la de los Asfaltenos, su pesomolecular es menor.Los cidos naftnicos son generalmente asociados a la fraccin de Resinas.

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Asfaltenos: Esta fraccin, al igual que la de Resinas, es definida como una

clase soluble, es decir, la fraccin del petrleo que forma un precipitado enalcanos livianos como el pentano, el hexano o el heptano. Este precipitado asu vez es soluble en solventes aromticos como el tolueno y el benceno.

La fraccin de Asfaltenos contiene el mayor porcentaje de heterotomos yconstituyentes organometlicos (Nquel, Vanadio y Hierro) en el petrleo.

La estructura de los Asfaltenos ha sido ampliamente estudiada ennumerosas investigaciones y hoy da se cree que consiste de racimosaromticos policclicos con cadenas variadas de Alquilatos.

El peso molecular de los asfaltenos ha sido difcil de medir debido a la

tendencia de sus molculas a la auto coalescencia pero se puede considerarrazonable valores entre 500 y 2000 g/mole en tanto que su tamao puedeestar entre 0.0012 y .0030 micrones.

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Los Asfaltenos son de especial consideracin porque afectan, al igual que lasparafinas, la vida til de un yacimiento e inciden negativamente en la

produccin, transporte y almacenamiento del petrleo.

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000

%

p

e

s

o

Viscosidad, cp @ 70 C

Anlisis S.A.R.A

Saturados Aromticos Resinas Asfaltenos

Figura A4

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Los Asfaltenos son de especial consideracin porque afectan, al igual que lasparafinas, la vida til de un yacimiento e inciden negativamente en la

produccin, transporte y almacenamiento del petrleo.

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0 45,0 50,0

%

p

e

s

o

Gravedad API,

Anlisis S.A.R.A

Saturados Aromticos Resinas Asfaltenos

Figura A5

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Descripcin General (1,2)

La acumulacin de petrleo en el tercio sur de la cuenca sedimentaria deMaturn, inmediatamente al norte del ro Orinoco fue descubierta en 1938con la completacin del pozo Canoa 1. (Fig. A6)

La mayora de las acumulaciones se encuentran en las arenas del Terciario(Mio-Oligoceno) aunque se han identificado otras en pequea escala con

sedimentos del Pre-cretceo y Cretceo las cuales se estima que pudieronhaber sido la roca madre. (Fig. A7)

Hay fuerte evidencia que hubo dos grandes ambientes de depositacin: unasecuencia regresiva (deltaica) durante el Pre-cretceo y Cretceo y otrapredominantemente transgresiva durante el Terciario. (Fig. A8)

Se han identificado cuatro grandes zonas como son: Machete-Gorrn en elSuroeste, Altamira-Iguana-Zuata en la parte Centro Sur, Hamaca-Santa Clara-Hato Viejo en la parte Central, Sur y Norte y Cerro Negro en la parte CentralNoreste de la Faja.

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COLOMBIA

BRASIL

N


Figura A6

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Figura A7

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BBOYACA JUNIN AYACUCHO CARABOBO

Figura A8

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La acumulacin de petrleo en el tercio sur de la cuenca sedimentaria de

Maturn, inmediatamente al norte del ro Orinoco fue descubierta en 1938con la perforacin del pozo Canoa 1.

La Faja mide 460 kms de este a oeste y hasta 40 kms de norte a sur con unasuperficie del rea en explotacin de aprox. 13.000 km2.

De este a oeste, las reas principales de produccin se denominanCarabobo, Ayacucho, Junn y Boyac definidas en base a los volmenes dehidrocarburos en el sitio y a la productividad, en las cuales est concentradoel 80% del petrleo inicial en sitio.

Las cuatro quintas partes de los hidrocarburos de La Faja saturan las arenasbien desarrolladas, gruesas, que fueron depositadas en los deltas de loscaudalosos ros de curso al norte, que drenaban el escudo guayans hace30 millones de aos.

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La seccin es el Miembro Morichal de la Formacin Oficina, de edad Miocenotemprano a medio.

El ambiente de depositacin fluvial-deltaico muestra arenas no consolidadascuya heterogeneidad va aumentando de este a oeste.

Las arenas se van montando sobre la penillanura cmbrica, de manera quetienen una alineacin general este-oeste, interrumpido en el rea principal deproduccin Machete (Boyac Oeste ) por el prominente arco de El Bal.

En las reas de produccin Hamaca y Pao (Ayacucho) a Zuata (Junn Oeste) es

notable la segregacin de petrleo crudo extrapesado y de bitumen natural enla direccin sur, contra el borde del escudo. (Fig. A9)


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Fuente: www.pdvsa.com/lexico/excurcio/exc.93.htm

BOYAC JUNN AYACUCHO

Calabozo

ZuataSan Diego

MorichalPariagun

Figura A9

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La proporcin de bitumen natural a petrleo crudo es ms alta en el rea de

produccin Cerro Negro (Carabobo), mientras que por causa de una gnesisdistinta, en el rea de produccin Machete (Boyac Oeste), la viscosidaddinmica aumenta, existen algunos bolsones de gas natural y algunassaturaciones de petrleo crudo de peso especfico medio.

La relacin gas-petrleo es muy baja.

El contenido de vanadio es muy alto, caracterstica de La Faja. El valorpromedio es de 400 partes por milln peso, pero en algn sitio del rea deproduccin Machete (Boyac Oeste) llega a 1.500 ppm.

Otro metal comn es nquel y el contenido de azufre generalmente est entre2,5% y 3,5%.

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Por su gran importancia para el futuro energtico en la FPO se han usado

distintas tecnologas en lo referente a los tipos de pozos incluyendo cambiosen los diseos en cuanto a geometra y completacin. (3)

As mismo, distintas tecnologas de produccin han sido probadas desde lainyeccin de vapor en sus distintas formas hasta la Combustin In Situ.

Recientes avances en el estudio de los yacimientos que producen por elmecanismo de gas en solucin y la teora del petrleoespumoso (4,5) hanasomado la posibilidad de usar solamente tecnologas de produccin en frodejando las trmicas para un futuro de ser necesario.

Esto debido, en gran parte, a los avances en caracterizacin de yacimientos con

mejores diseos del Area de Drenaje y el posicionamiento de los pozos para unmayor contacto de las reservas.

Durante los aos 90 prcticamente se masific el uso de pozos horizontales enla Faja en todas las Unidades de Produccin incluyendo las asociaciones. (Fig.A10)

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El diseo inicial de los pozos horizontales contemplaba una seccin horizontal de1000 pies con un liner ranurado para control de arena y se obtena unaproduccin que promediaba entre 800 y 1200 bpd.

Este diseo se fue mejorando hasta obtener una seccin horizontal de 2000 piescon una produccin promedio entre 1200 y 1600 bpd.

Las necesidades de manejar estos volmenes de petrleo oblig a losfabricantes de equipos de Levantamiento Artificial mejorar sus diseos paraenfrentar que estos pozos presentaban al tiempo que se preparaban para elprximo paso que era la construccin de pozos multilaterales.

As fue como se comenz una fuerte actividad en 2004 en este sentido conpozos multilaterales con diversos tipos de configuraciones.

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Figura A10

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By Plazak - Own work, CC BY-SA 3.0,https://commons.wikimedia.org/w/index.php?curid=28090611

CICLO DE VIDA DEL ACTIVOCUNTO HAY? CUNTO QUEDA?

Figura B1

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CURVAS DE OFERTA Y DEMANDA

Los fluidos fluyen desde el yacimiento hasta el separador en la estacin

recolectora debido a los gradientes de presin existentes en el sistema.

La cada total de presin desde el yacimiento hasta el separador es lasumatoria de las cadas individuales de presin en cada uno de los cuatrosegmentos principales como son: el yacimiento, la completacin, la sarta detubera y la lnea de flujo en la superficie.

Conociendo el caudal, la presin aguas arriba o aguas abajo y laspropiedades fsicas del segmento, es relativamente fcil calcular la cada depresin en cada uno de los segmentos.

Slo hay un problema: el caudal que no lo conocemos. Y este factor es la

razn de ser del Anlisis Nodal.

Si conociramos la presin del yacimiento y la del separador as comotambin las propiedades fsicas de cada segmento, sera posible calcular elcaudal a la cual el pozo va a producir.

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La perforacin de un pozo tiene por objeto proporcionar una comunicacin

entre el yacimiento y la superficie.

Una vez establecida esa comunicacin los fluidos del yacimiento se muevendel rea de mayor presin hacia la de menor presin en las adyacencias delhoyo perforado.

La prdida total de presin de los fluidos en el sistema, desde el bordeexterno del yacimiento hasta la superficie, se ha divido en varios segmentosy es causada por la resistencia al flujo de fluidos.(Figs. C1-C6)

El Segmento (A) lo compone el medio poroso de las rocas que contienen los

fluidos y ese Pse define como elpromedio de la presin del yacimiento (Pr)menos la presin que se registra en el borde interno del yacimiento

adyacente a la zona de completacin del pozo (Pws).

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El Segmento (B), conocido como el rea de Drenaje, lo compone la zona afectada

por la completacin del pozo y se define como la presin en el borde interno delyacimiento menos la registrada en la cara de la arena perforada en el hoyo y que

se comunica con la superficie (Pws) en pozos fluyentes o (Pbhp) en los de

levantamiento artificial.

El Segmento (C) es conocido como el Comportamiento de Levantamiento Vertical

(CLP) y abarca todas las prdidas ocurridas en la tubera de produccin. Se definecomo el diferencial de presiones entre la punta de la sarta y el cabezal de pozo.

El Segmento (D) es el Comportamiento de Flujo Horizontal y se define como eldiferencial entre la presin en el cabezal del pozo y la de entrega en el separador

de la estacin recolectora o de la del Punto de Transferencia de Custodia.

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Ps


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Figura C1

Pr

Esquemas adaptados de PERFORM

Ps

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Figura C2

Pr


Ps

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Figura C3

Cada de Presin en los Segmentos del Sistema

PrPws


A

Ps

A En el Yacimiento (PrPws)

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Ps


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Figura C4


PrPws

Pwf


A

Ps

B


B En el Area de Drenaje (PwsPwf)

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Ps


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Figura C5


PrPws

Pwf


A

Pwh

B

C



C En la Tubera de Produccin (PwfPwh)

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PsD


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Figura C6


PrPws

Pwf


A

Pwh

B

C

D




D En la Lnea de Flujo (PwhPs)

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Cmo se puede determinar el caudal apropiado conociendo la presin en el

separador y la presin promedio del yacimiento?

En general se aplican dos tcnicas:

1. Aguas abajo.2. Aguas arriba.

Supongamos que se quiere analizar el nodo Fondodel Pozo. (Fig. C7)

Usando la tcnica Aguas abajo se comienza desde la presin promedio delyacimiento Pr y se asume un caudal.

Esto permite calcular la presin en los lmites entre el yacimiento y laseccin de la completacin Pwfs. Luego se puede calcular la cada de presina travs de la completacin Pwf.

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Figura C7


PrPws

Pwf


A

B



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TABLA 1

Caudal Caudal Caudal

Permeabilidad Absoluta Permeabilidad Horizontal Viscosidad

Permeabilidad Relativa Permeabilidad Vertical RGP

Viscosidad Viscosidad Dimetro de la sarta

Espesor de Arena Neta Espesor de Area Neta Longitud de la sarta

Area de Drenaje Intervalo Disparado Presin del Cabezal

Simetra del Area de Drenaje Densidad de los disparos

Distancia respecto al centro del Yacimiento Dao for Fluido de Perforacin

YACIMIENTO AREA DE DRENAJE SARTA DE TUBERIA

FACTORES QUE INCIDEN EN EL AUMENTO DE LA CAIDA DE PRESION

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Es importante tomar en cuenta que esta Pwf slo es vlida para el caudal

asumido.

Luego, (Fig. C8) usando la tcnica Aguas arriba y el caudal asumidoanteriormente, se comienza en la presin del separador Psepy se calcula elgradiente aguas arriba para determinar la presin en el cabezal del pozo,Pwh.

Con Pwh igualmente se calcula el gradiente aguas arriba en la sarta de latubera hacia el fondo del pozo para definir una Pwf*.

Si Pwfy Pwf* no difieren en +/- 5%, el caudal asumido ser el correcto o delo contrario se deber asumir otro caudal y repetir el procedimiento.

En este caso se dice que el nodo escogido es la solucin del sistema.

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PsD


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Figura C8


PrPws

Pwf


A

Pwh

B

C

D


B En el rea de Drenaje (PwsPwf)


D En la Lnea de Flujo (PwhPs)

Pwf*

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Asumamos un pozo completado a hueco abierto sin dao y que no ha sido estimulado.

En este caso, la cada de presin a travs de la completacin es cero.

Por lo pronto, analizaremos solamente los Segmentos A y B, es decir, el pozo no tienesarta de tubera ni cabezal instalados.

Si el caudal es cero, la presin Pwfen el fondo del pozo ser muy aproximada a lapresin promedio del yacimiento, Pr

A medida que aumentamos el caudal aumenta la cada de presin en el yacimiento locual hace que Pwf disminuya.


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Si construmos una grfica del Caudal en funcin de Pwfobtenemos una curva cuya

interseccin en el eje (Y) es la presin promedio del yacimiento Pr y en el eje (X) esel caudal mximo que pueda producir el pozo si la presin Pwf en los disparos fueracero.

Esto se conoce como punto de Potencial Absoluto o AOFP.

La curva obtenida mostrada en la Figura C9 es normalmente llamada la Curva deAporte, Curva de Oferta o simplemente Curva de Comportamiento de Afluencia oIPR.

Hasta este momento la curva lo nico que muestra es el comportamiento cualitativodel caudal y hasta que no introduzcamos la presin en el cabezal del pozoPwh no lopodremos cuantificar.

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-200

0

200

400

600

800

1.000

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600

P

b

hp

,

p

s

i

Caudal, bpd

Cuof vs. Cude

Oferta

Figura C9

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Asumamos ahora que es un pozo temprano con una sarta de 2-7/8 sin

lnea de flujo y por tanto podemos ignorar el subsistema Cuarto de talmanera que se va a analizar solamente el subsistema Tercero.

Con el pozo cerrado la presin Pwf es muy aproximada a la Pr debido a queel gradiente esttico es mayor que el fluyente por el efecto de flujomultifsico que se genera con el movimiento de los fluidos.

A medida que el caudal va aumentando y manteniendo la Pwh constante esnecesario aumentar la Pwf para manejar las prdidas en la sarta.

La curva obtenida en este proceso es llamada Curva de Demanda o Curva deComportamiento Vertical o simplemente VLP. Ver la Fig. C10.

Por s sola, esta curva tampoco nos da mucha informacin sobre cul es elcaudal adecuado para estas condiciones.

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0

200

400

600

800

1.000

1.200

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600

P

b

h

p

,

p

s

i

Caudal, bpd

Cuof vs. Cude

Dem 2.875

Figura C10

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La curva de Oferta representa la relacin inversamente proporcional entre la Pwf y

el caudal en el yacimiento y Area de Drenaje hasta el fondo del pozo. (Por qu?)

Por otro lado, la curva de Demanda muestra la relacin directamente proporcionalentre la Pwf y el caudal en la sarta de tubera hasta el cabezal del pozo e indica lacapacidad del sistema en las condiciones que se han establecido.(Por qu?)

Como ya se ha mencionado, ambas curvas por s solas no proporcionan muchainformacin pero cuando se juntan en un mismo grfico (Foto del Sistema) sepuede obtener una mejor idea de las capacidades del sistema que est siendoanalizado.

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La Figura C11 muestra en dnde se interceptan ambas curvas y representa el nico

punto del sistema que genera el caudal que aporta el yacimiento y la presin Pwfala que puede ser manejado por el equipo de subsuelo instalado en base a losparmetros establecidos.

La principal caracterstica del Anlisis Nodal se basa en que una vez que un Nodo se

ha definido y un caudal obtenido, se puede estudiar otro Nodo porque el caudal esel mismo, siempre y cuando se mantengan los parmetros originales.

De esta manera, las curvas pueden ser distintas y el punto en el cual ambas seinterceptan ser el mismo independientemente del nodo que se analiza tomandoen cuenta que es posible que ambos puntos de intercepcin estn ligeramentedesplazados uno del otro.

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-200

0

200

400

600

800

1.000

1.200

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600

P

b

hp

,

p

s

i

Caudal, bpd

Cuof vs. Cude

Oferta Dem 2.875

Figura C11

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Generalmente el manejo del Segmento (D) est bajo la responsabilidad del personal

de Facilidades de Superficie por lo que para efectos del rea de responsabilidad delIngeniero de Produccin no se tomar en cuenta.

Las Figuras C12 y C13 muestran el rea de responsabilidad del Ingeniero deOperaciones para pozos fluyentes o en LGA y de Bombeo Mecnico. Comprende losSegmentos B y C. Se muestra tambin el Segmento A slo para enfatizar que debe

existir una buena comunicacin con el responsable del Segmento, el Ingeniero deYacimientos.

El conocimiento y manejo de ambos subsistemas es de vital importancia para elIngeniero de Produccin y especialmente para el Especialista en Optimizacin.

Esta caracterstica requiere del Optimizador desarrollar habilidades especiales quehace indispensable su dominio de los factores que inciden en el flujo de fluidostanto en el medio poroso como en la tubera de produccin.

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Figura C12

Cada de Presin en los Segmentos del Sistemabajo la responsabilidad del Ingeniero de Produccin

(Pozo FN o LGA)

PrPws

Pwf


A

Pwh

B

CB En el Area de Drenaje (PwsPwf)


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Anlisis Nodal aplicado al Bombeo Mecnico

Se tiene un pozo con las siguientes caractersticas:

Presin promedio del yacimiento .950 psigPresin de Burbujeo900 psigProfundidad Total.2,500 piesProfundidad Promedio Disparos.2,300 piesCasing 9-5/8,47 lb-ft cementado a ..2,500 piesTubera 2-7/8,6.5 lb-ft colgada a .2,300 piesQt = 550 bopd @ Pwf = 720 psig; Qw = 50 bpd; API = 16;

RGP = 150 pc/stb; Sg = 0.702 con trazas de arena en la muestra.Pwh o THP = CHP = 100 psig

La Figura C14 muestra la Curva de Comportamiento de Afluencia utilizando la correlacin deVogel.

La Figura C15 muestra el comportamiento del gas libre total y neto en la punta de la tubera.

La Figura C16 muestra 3 escenarios posibles con la Curva de Demanda.

Qu recomendara usted para producir eficientemente este pozo?

57


58/188

Figura C14

58


59/188

Figura C15

59


60/188

-200

0

200

400

600

800

1.000

1.200

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600

P

b

hp

,

p

s

i

Caudal, bpd

Cuof vs. Cude

Oferta Dem 2.875 Dem 3.500 Dem 4.00

Figura C16

60


61/188

POTENCIAL DE PRODUCCION (Fig. C17)

El Potencial Total del Yacimiento (PTY) es el caudal mximo que pueda aportar el

yacimiento cuando se opere a la Presin Optima de Flujo de Fondo.

El Potencial de Produccin del Subsuelo (PPS) es el caudal mximo de produccinestable que pueda ser entregado al Sistema de Levantamiento bajo condiciones deausencia de dao de formacin.

La Produccin Medida (PMP) es la sumatoria de las pruebas representativas de todoslos pozos activos durante el perodo contabilizado alcanzado bajos condicionesoperacionales optimizadas y con disponibilidad inmediata de produccin conectados alas instalaciones de superficie.

Es requisito indispensable para el menor nivel de incertidumbre de la informacin que

todo pozo sea probado al menos una vez al mes.

La PMP es el primer dato medible de la capacidad de produccin del sistema yrepresenta el paso inicial del proceso de Medicin y Control de Produccin.

61


62/188

Medicin y Control de la Produccin (MCP)

La Produccin Medida en Tanques (PMT) es la sumatoria de los aforos realizados en el

sistema de Transporte y Almacenaje antes de la Transferencia de Custodia para elProceso de Fiscalizacin.

El valor mximo de la PMT es cuando la Produccin Diferida es cero.

El Proceso de Medicin y Control de Produccin debe tener la capacidad de

identificar tanto los barriles de hidrocarburos asociados al Potencial Medido deProduccin como las prdidas que ocurren en los diferentes componentes delsistema.

Produccin Diferida (DIF) y Factor de Campo (FC) (Fig. C18)

La Produccin Diferida es la diferencia entre la Produccin Medida en Pozos (PMP)y la Produccin Medida en Tanques (PMT) .

Puede ser Programada o No Programada y en muchos casos la fuente no esdetectada hasta que se comparan los Factores de Campo Histricos.

62


63/188

Medicin y Control de la Produccin (MCP)

La Produccin Diferida puede ser Programada o No Programada.

Ejemplos de la DIF(P)rogramada pueden ser: Paros programados de plantas y equipos. Por conexin y arranque de nuevas instalaciones. Toma de Registros de Presin y Temperatura en Pozos. Pozos en condicin SIN y BAJO (*) con Programa de Intervencin entregado a

RA/RC.

Ejemplos de la DIF(NP)rogramada pueden ser: Roturas de lneas de flujo. Fallas en el Sistema de Levantamiento Artificial. Fallas Elctricas. Siniestros, hurto o Sabotaje. Pozos en condicin SIN y BAJO sin Programa de Intervencin entregado a RA/RC.

(*) Pozo activo con produccin por debajo de su potencial asignado.

63

POTENCIAL DE PRODUCCION FACTOR DE CAMPO


64/188

PTY PPS PMP PMT PRODUCCIONFISCALIZADA

DIFERIDA

POTENCIAL DE PRODUCCION vs. FACTOR DE CAMPO

DAOIRREDUCIBLE

PRDIDASIRREDUCIBLES

POTENCIALT

OTAL

POTEN

CIALDEPRODUCCION

PR

ODUCCIONMEDIDA

PR

ODUCCION

EN

TANQUES

PRDIDASIRREDUCIBLES

TDC

Figura C17

64

MEDICION Y CONTROL DE LA PRODUCCION


65/188

MEDICION Y CONTROL DE LA PRODUCCION

PRODUCCION EN TANQUES

PRODUCCION EN TANQUES+ DIFERIDA

PRODUCCION MEDIDADE LOS POZOS

TDC

Figura C18

65


66/188

PRESION OPTIMA DE FLUJO DE FONDO

El valor de este parmetro es quizs, el ms importante cuando se va a disear lainstalacin para un pozo. De la curva de Comportamiento de Afluencia (IPR) se

puede observar que mientras ms bajo sea, la produccin ser mayor.

Pero esto no necesariamente indica que sea la mejor forma de producir elyacimiento y muchas veces se cae en el error de ver solamente un lado de lasituacin que es la produccin.

Lo ideal para un yacimiento es que se le haga una caracterizacin en el campo de laRGP o RAP vs. Pbhp y tener una referencia de los valores lmites para obtener lamejor eficiencia del equipo.

Este es un trabajo largo y laborioso ya que se necesita que el pozo se equilibre luegode hacer los cambios en la Pbhp y luego proceder a efectuar las pruebas de

produccin.

En las instalaciones que tienen VSD y sensores de fondo este proceso es mucho msefectivo porque no tendra que efectuarse los registros acsticos.

66


67/188

PRESION OPTIMA DE FLUJO DE FONDO

Por otro lado si se estn usando los medidores multifsicos tambin se agiliza laoperacin.

Sin embargo, cuando estas facilidades no existen o no estn disponibles se puede usarun equipo porttil de medicin con un separador bifsico.

Cuando se tienen datos validados de las propiedades del yacimiento y de los fluidos sepuede tambin correr una simulacin simple para calcular el porcentaje de gas libre en

la succin de la bomba.

Este procedimiento tiene la ventaja de poder determinar si es necesario o no instalarun ancla de gas dependiendo de los valores de referencia del equipo para el manejo degas libre.

En las Figuras C19 a C33 se muestra un ejemplo de este ltimo procedimiento.

La Presin Optima de Flujo de Fondo es la menor presin a la cual se puede producir el

pozo manteniendo la Integridad del Yacimiento.

67


68/188

Presin, lpc250 500 750 1000

CHP 125 lpc

10 Nivel Esttico (NE)

MPerfs, 2000 TVD

THP 0 lpc

Figura C19

68


69/188

Qo, 1.250

PIP, 249

ND, 991

PID, 1.450Qw, 27

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600-

100

200

300

400

500

600

700

800

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

PID,

ND,ft

Pb

hp,

PIP,

psi

Qo, Qw, bfpd

Curva IPR(Produciendo)

IPRo Qo IPRw PIP ND PID Qw

Figura C21

69


70/188

Presin, lpc250 500 750 1000

249 lpc Presin Admisin, PIP

500 lpc, Pbhp

CHP 50 lpc

991 Nivel Dinmico (ND)

MPerfs, 2000 TVD

THP 100 lpc

1450, Prof. Bomba, PID

Figura C22

70


71/188

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

0 100 200 300 400 500 600 700 800

P

r

o

f

u

d

i

d

a

d

,

p

i

e

s

Presin, lpc

Grfico de Presiones



MPerfs, 2000 TVD

CHP 50 lpc

THP 100 lpc

Figura C23

71


72/188

Pbhp=500, PID = 1450, PIP = 249

Figura C24

72


73/188

Qo, 2.032

PIP, 49 ND, 1.451

PID, 1.450

Qw, 45

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600-

100

200

300

400

500

600

700

800

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

PID,

ND,ft

Pb

hp,

PIP,

psi

Qo, Qw, bfpd



Figura C25

73


74/188


Presin, lpc250 500 750 1000

MPerfs, 2000 TVD


300 lpc, Pbhp

CHP 50 lpc

THP 100 lpc

Figura C26

74


75/188


MPerfs, 2000 TVD

Presin, lpc250 500 750 1000


300 lpc, Pbhp

CHP 0 lpc

THP 100 lpc


Figura C27

75


76/188

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

0 100 200 300 400 500 600 700 800

P

r

o

f

u

d

i

d

ad

,

p

i

e

s

Presin, lpc

Grfico de Presiones


MPerfs, 2000 TVD

CHP 0 lpc

THP 100 lpc


Figura C28

76


77/188

Pbhp=300, PID = 1450, PIP = 49

Figura C29

77


78/188

Qo, 2.032

PIP, 209

ND, 1.434

PID, 1.800Qw, 45

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000-

100

200

300

400

500

600

700

800

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

PID,

ND,ft

Pb

hp,

PIP,

psi

Qo, Qw, bfpd



Figura C30

78


79/188

Presin, lpc250 500 750 1000


CHP 50 lpc

1434, Nivel Dinmico (ND)


MPerfs, 2000 TVD

THP 100 lpc

Figura C31

79


80/188


81/188

28%

45%

38%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

- 50 100 150 200 250

V

g

@

P

I

P

,

%

PIP, psig

Vg @PIP, %

Vgnet Vg VGn @ PIP Vg@PIP %EffSepNat

Pbhp=300, PID = 1800, PIP = 209

Figura C33

81


82/188

Sistemas Artificiales

de Explotacin

82

S S S C S O C O (S )


83/188

SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACION (SAE)

Generalmente los pozos producen por flujo natural en las etapas iniciales de su vidatil pero llega un momento en que el pozo deja de fluir naturalmente o alcanza una

tasa de produccin que no es la ptima, lo cual abre la oportunidad para instalar unSAE).

En las Figuras C34 a C37 se muestra cmo se dividen los SAE, su definicin y los tiposde bombas que pueden ser usadas.

Inductores: Levantan el fluido hasta la superficie aprovechando la misma energa delyacimiento.

Impulsores: Levantan el fluido hasta la superficie mediante el aumento de presinocasionado por un artefacto mecnico cuya fuente de energa puede estar en lasuperficie o en el fondo del pozo.

En las Figuras C38 a C49 se muestra el Sistema de Bombeo de Cavidades Progresivaspor ser uno de los ms usados en la FPO y en la Tabla 2 se hace una comparacin delos parmetros operacionales de los varios Sistemas Artificiales de Explotacin.

83


84/188

Curva de Comportamiento deAfluencia

Curva de Comportamiento deLevantamiento Vertical

El SAE aadeenerga al

fluido en lasarta

La presin esttica disminuyecon el tiempo

1

2

3

PresindeFlujodeFondo

CaudalSAEActual

FNActual

SAEfuturo

Figura C34

84


85/188


86/188


87/188

Curva deDemanda

Curva deDemanda

Punto deOperacin

Punto deOperacin

Curva de laBomba

Curva de la

Bomba

Tasa deFlujo

Tasa deFlujo

Presin

Presin

Curvas de Comportamiento de Bombas DP y DD

Figura C37

87

Configuracin tpica de los Sistemas BCP


88/188

Cabezal

Tubera

Revestidor

Cabillas

Estator

Rotor

Ancla de Torque

Niple de paro

Figura C38

88



89/188


SUPERFICIE

FONDO

GRAMPA DE LA BARRA PULIDA.

REDUCTOR

MOTOR ELECTRICO

CABEZAL DE

ROTACIONBARRA PULIDA.

PRENSAESTOPA

TE DE BOMBEO

CABEZAL DEL POZO

SARTA DE CABILLAS

TUBERIA

ROTOR

ESTATOR

NIPLE DE PAROANCLA ANTITORQUE

REVESTIDOR

Figura C39

89


90/188

D


91/188

ESTATORROTOR

D

D + 4e4e

e

BOMBA

A

B

A

SECCIN AA SECCIN BB

B

Pr

Ps

D + 2e

Figura C41

91

Eje del estator

Eje del rotor

Geometra


92/188

Geometra

Ps

4e

D

Por cada vuelta completa del rotor, el volumen de fluido contenido en unacavidad recorre una distancia equivalente al paso del estator, Ps.

Es importante notar que este volumen permanececonstante durante su trnsito por lascavidades, lo que hace que el fluido no sea pulsante.

El desplazamiento de la bomba se define como

el volumen producido por cada giro del rotor y por tantoes una funcin del dimetro del rotor, la excentricidadrotor-estator y el paso del estator.

El Area de la seccin transversal de la cavidad es 4eDy semantiene constante durante su trnsito por las cavidades.

El Volumen transferido de una cavidad es V = 4eD Ps y almultiplicarlo por la velocidad de la bomba obtenemosel caudal Q = 4eD Ps N

92

Principio de funcionamiento de la BCP


93/188

A Seccin AA

La cavidad est vaca

El rotor gira 90 y la cavidad admite V

El rotor gira 180 y la cavidad admite 1 V

El rotor gira 270 y la cavidad desplaza V

El rotor gira 360 y la cavidad desplaza 1 V


AFigura C420

93



94/188


0 180 270 36090

Figura C43

94


95/188


96/188

NEUTRA

NEGATIVAPOSITIVA

Figura C45

96

Componentes de Fuerza de Torque Componentes de Fuerza Axial


97/188

Superficie

Descarga

PresinHidrosttica

Pres

inHidrosttica

FriccinHidrulica

FriccinHidrulica

Fric

cinenlaBomba

Resistivo

PesodelasCa

billas

Flo

tabilidad

Figura C46

97

Prdidas por friccin


98/188

Tubera 3 1/2"

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

Caudal, BPD

Perdidasp

orFric

cin,psi

1" 1 1/8" 1 1/4

Tubera 4 1/2"

0

100

200

300

400

500

600

700

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

Caudal, BPD

PerdidasporFri

ccin,p

1" 1 1/8" 1 1/4

Tubera 5 1/2"

0

50

100

150

200

250

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

Caudal, BPD

Perd

idasporFriccin,p

1" 1 1/8" 1 1/4

Figura C47

98


99/188

Alto caudal

Ps

Caudal y presinIntermedia

Alta presin dedescarga

Ps

Ps

Figura C48

99


100/188

Figura C49

100

TABLA 2


101/188

SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACION

MECANICOS NEUMATICOS HIDRAULICOS

BM BCP BES LAG EMB EMB CHORRO

Profundidad TVD, pies16,000 7,000 15,000 15,000 19,000 17,000 15,000

Volumen, bpd5,000 6,000 20,000 20,000 5 4,000 15,000

Temperatura, F550 300 400 400 500 500 500

INDICE DEMANEJO

(1-10)

Corrosin

8 4 6 8 9 7 9

Gas6 5 4 9 9 6 8

Slidos5 9 4 7 4 3 5

Gravedad Crudo, API>8 15 >16 >16 >12 >12

Equipo RIB REP, CAB REP, CAB REP REP, GF REP, GF REP, GF REP, GF

Fuente de Energa

MCI, Elect MCI, Elect Elect MCI, Elect GAS PROPIO MCI, Elect MCI, Elect

Eficiencia Total, %50-65 40-70 30-45 10-30 N/A 45-55 10-30

101

METODOLOGIA DE CAPTURA DE NIVELES DINAMICOS EN POZOS BM


102/188

Reference Papers: SPE 14254 and SPE 13810

Traduccin: Ing. Hector Partidas , Maracaibo, Venezuela

Bajo autorizacin de Lynn Rowland, Echometer Co. Houston, TX Junio 2004

Como ya se ha discutido, uno de los parmetros ms importantes para determinar lasposibles desviaciones del potencial de un pozo BM es la informacin correcta sobre el

Nivel Dinmico en el anular.

En los pozos con fluido aireado como lo son la mayora de los que producen en la FPOes importante asegurarse que esta informacin no est distorsionada por la presenciade gas en trnsito en el anular.

En las prximas Figuras C50 a C63 se revisar el mtodo que ha sugerido la empresaEchometer para determinar el Nivel Dinmico en estas condiciones.

En pozos donde se haya instalado un sensor de presin de fondo es muy deseableque se establezca una correlacin entre ambos resultados y poder extrapolarla en lospozos que no cuentan con el sensor.

102

Distribucin del fluido anular en pozos de bombeo mecnico


103/188

Figura C50

103

Tasa de flujo Q

THPCHPCHP

THP

C t t


104/188

PBHP

Profundidad

Presin

Nivel Dinmico

SBHPPBHP

Drawdown

Bomba

PIP PDP

TubingAnular

Constantes::Tasa de flujo, Dimetro de tbg,Prof, GOR, THP, CHP

Figura C51

104

Nivel Dinmico Bifsico por arriba de Fm.


105/188

p

1. Hay una columna de lquido y gas sobre la admisin de la

bomba2. Presin @ perforaciones PBHP =

Presin en Anular (CHP) +

Columna de gas +

Fraccin de crudo @ bomba +

Columna del lquido de mayor gravedad (agua de fm)@ perfs.

Figura C52

105

Premisas para el Clculo de la


106/188

Premisas para el Clculo de laPBHP

El lquido sobre la bomba en un pozoestabilizado es 100% PETROLEOindependientemente del % ASA de la prueba.

Gas

Liquido

Petrleo + Gas

Bomba

Pc

Pt

PBHP

ND

Figura C53

106

Premisas para el Clculo de la


107/188

Premisas para el Clculo de laPBHP

El lquido debajo de la bomba tiendea exhibir el gradiente de la salmuera.

El lquido debajo de la bombacontiene ms agua que el quemuestra el anlisis de ASA.

Gas

Liquido

Petrleo + Gas

Bomba

Pc

Pt

PBHP

ND

Gradiente

de SalmueraFigura C54

107

Anular con lquido solamentePt Petrleo,Agua y Gas


108/188

Anular con lquido solamente

Casing Cerrado.

CHP Constante.

100 % Lquido por debajo del NivelDinmico.

Gas

Gradiente deSalmuera

Petrleo

Bomba

Pc

PBHP

ND

Figura C55

108

Anular con lquido gasificado Lnea de

Pt


109/188

u a co qu do gas cado

Hay flujo de gas por el anular.El CHP aumenta cuando se cierra lavlvula del casing.

Las BURBUJAS de gas suben a travsdel lquido desde las perforacioneshasta la interfase gas/lquido.

Gas

Lquido + GasPerfs

Bomba

Lnea deflujoPc

Columna deLquido gasificado

Tubo de Succin

Figura C56

109

PROCEDIMIENTO DE CAPTURA DEL MINI-BUILDUP


110/188

Vlvula del Casing

cerrada

La rata deaumento del

CHP es unamedicin de larata de flujo degas en el anular

Figura C57

110

En un pozo estabilizado, la presin en cualquier punto de la columna gaseosa en


111/188

el anular, es independiente de la presin en el cabezal (CHP).

Figura C58

111

Comportamiento del gradiente en el anular


112/188

Figura C59

112

Fraccin lquida Linea deFl jo

Pt


113/188

Fraccin lquidaFlujo de gas anular.

Area anular.

Propiedades del fluido.

Determine el % de la fraccin dellquido en la columna bifsica.

Altos ND y bajas Pbhp indican alto flujode gas.

Gas

Baja PbhpPerfs

Bomba

FlujoPc

ColumnaBifsica con10 - 15%de lquido

AltoND

Figura C60

113

Flujo anular de gas - Calculado


114/188

j gTWM Itera para determinar:Tasa de flujo anular de gas

Adjusted Liquid Level

Figura C61

114

Ecuaciones para flujo anular de gas


115/188

p j g

115

Columna bifsica - TWM


116/188

Figura C62

116

Nivel dinmico real (monofsico)


117/188

Nivel dinmico real (monofsico)

Elimine el gas de lacolumna bifsica

Gas

Baja PbhpPerfs

Linea de flujo

Pc

Pt

ColumnaMonofsica

ND real

Gas

Baja PbhpPerfs

Bomba

Linea de

FlujoPc

Pt

Columna

Bifsica con10 - 15%de lquido

AltoND

Figura C63

117

CONCLUSIONES


118/188

CONCLUSIONESLas presiones de fondo esttica y fluyente pueden determinarse mediante la adquisicin

de data de niveles acsticos.

Una data exacta de presin de cabezal y la rata de aumento de presin anulardeterminan el % de la fraccin del lquido de la columna bifsica.

BHP = Presin en el cabezal (CHP) + Presin ejercida por la columna de fluidos en elanular.

La distribucin de los fluidos en el anular es funcin de las condiciones de produccin delpozo.

118

USO DE DILUENTE PARA MANEJO DEL EHO


119/188

En los campos donde se produce crudo extra pesado (EHO) es prctica comn mezclar el

crudo de la formacin con un fluido ms liviano y menos viscoso (diluente) con el objetode facilitar el transporte en las lneas de flujo y oleoductos hasta el punto de entrega.

La mezcla del diluente con el crudo de formacin puede hacerse mediante dos sistemas:

Abierto, donde el diluente no se recupera pasando a formar parte de la corriente

mejorada en el punto de entrega.

Cerrado, donde el diluente se recupera en el sitio de entrega y se regresa al reaoperacional.

119

USO DE DILUENTE PARA MANEJO DEL EHO


120/188

Cada pozo tiene su mltiple de inyeccin y en la entrada del mltiple la inyeccin esfijada mediante la manipulacin de una vlvula de globo y la indicacin en un medidor

de desplazamiento positivo (Rotmetro) cuyos lmites son 540 y 5400 Kg/hr.

El punto de inyeccin en el pozo depende de cada operador y de las facilidades de quedisponga.

Los puntos ms usados son:

Cabezal del pozo.Descarga de la bomba.En el extremo del liner de produccin (TOE).

Ventajas y Desventajas de los puntos de inyeccin.

Discusin abierta de los Reportes 1 y 1A Anexos.

120

USO DE DILUENTE PARA MANEJO DEL EHO -- REPORTE


121/188

REPORTE 1

121

USO DE DILUENTE PARA MANEJO DEL EHO -- REPORTE


122/188

REPORTE 1A

122

MEDICION DE FLUJO


123/188

Ya se ha establecido la importancia que tiene el conocer la Produccin Medida delos Pozos para efectos tanto de determinacin de necesidades futuras en el sistema

como la cuantificacin del ingreso a las empresas operadoras pasando por ladeterminacin de las cestas de oportunidades de mejoramiento de la produccin.

Generalmente los pozos producen hacia una estacin de flujo situada en un lugardel rea donde pueda manejar los fluidos generados.

En la estacin de flujo todos los pozos llegan a un mltiple general de produccin,luego pasan al separador (horizontal o vertical segn el caso) donde se extrae el gasy el lquido se enva al o a los tanques de almacenaje.

Los separadores horizontales tienden a ser ms eficientes cuando se trata de

manejar grandes volmenes de gas y lquidos siempre y cuando no haya presenciaimportante de slidos en la corriente lquida.

123

MEDICION DE FLUJO


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Por otro lado, requieren ms espacio lo cual pudiera ser un problema en lugaresdonde ste sea un factor crtico para la operacin.

Generalmente, en las estaciones de flujo no ocurre la separacin del agua sino que sebombea hasta un Patio de Tanques Terminal donde se realiza el proceso dedeshidratacin y en algunos casos, la fiscalizacin de la produccin. En estos casos, laTransferencia de Custodia se realiza a la salida de la Estacin de Flujo.

La forma tradicional de meter el pozo en prueba es desviarlo del mltiple deproduccin general al mltiple de prueba donde tambin llega a un separador que eneste caso ha sido modificado para que pueda medir tanto el gas como el lquido.(Figuras C64 y C65).

La medicin del gas se realiza mediante una placa de orificios mientras que para ellquido se instala un sistema que permite al lquido fluctuar entre dos nivelesescogidos para que la cantidad retenida sea constante.

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MEDICION DE FLUJO


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De esta forma, al trmino del perodo de prueba se cuentan las descargas registradas enun carta.

Suponiendo un separador vertical de 42 de dimetro interno con una diferencia deniveles de 22,cada descarga son aproximadamente 3 bls.

En 1966 la Cia. Shell de Venezuela instal en Bachaquero el primer medidor de

desplazamiento positivo (MDP) cuyo resultado no fue concluyente debido a la altacantidad de gas que se manejaba.

Sin embargo, con las mejoras que se han hecho a estos dispositivos hoy es comn suutilizacin para la medicin de fluidos tanto de desplazamiento positivo como deturbina. (MDT)

En fluidos con alta viscosidad es preferible usar un MDP mientras que para aquellos conmenores viscosidades pueden usar un MDT.

125

MEDICION DE FLUJO


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En instalaciones donde la cantidad de pozos no sea muy alta (posible no ms de 200)se usa probar los pozos in situmediante un equipo de medicin montado en un

pequeo remolque. (Figs. C66 - C68).

En estos casos, debido a que la medicin es a boca de pozo es necesario que lapresin del separador sea la misma que cuando el pozo est alineado al sistemageneral de recoleccin.

En los ltimos aos ha venido aumentando el uso de Medidores de Flujo Multifsico(MFM) especialmente en instalaciones Multifsicas de paso simple (desde lalocalizacin hasta el tanque de deshidratacin o balance) (Fig. C69).

Para el Transferimiento de Custodia se utilizan las Unidades de Transferencia

Automtica de Custodia (LACT). (Fig. C70).

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MEDICION DE FLUJO SEPARADOR HORIZONTAL


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Figura C64

127

MEDICION DE FLUJO SEPARADOR VERTICAL


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Figura C65

128

Manguera de entrada al separadordesde la lnea de flujo


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Manguera de descarga del separador

hacia la lnea de flujo

Manguera desde el casingpara medir gas del anular

Manguera haciala lnea de flujocon el gas delcasing ya

medido

Figura C66

129


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Contadores numricos de los BPD

Figura C67

130

Medidor Barton del gasdel espacio anular (casing)

M did B t d l


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de espac o a u a (cas g)Medidor Barton del gasproducido del pozo

Figura C68

131

MEDICION DE FLUJO MEDIDORES MULTIFASICOS


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Figura C69

132


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Optimizacin de Produccin


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p

No es slo la cantidad y calidad de la data tomada en el campo sino nuestrosconocimientos para validarla y tomar las acciones adecuadas.Gracias a ella podemos recuperar barriles que estaban perdidos.

LaOptimizacin es la forma ms econmica de ganar produccin!

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TADeUS

GERENCIA DEL DATO

135

GERENCIA DEL DATO


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TADeUS es una alternativa en adquisicin de la informacin que se genera a nivel decampo en las instalaciones de superficie incluyendo pozos, estaciones de flujo y

bombeo, plantas de inyeccin de gas, agua y vapor, lneas, oleoductos, patio detanques y terminales.

TADeUS tiene como objetivo principal la optimizacin de la informacin tomada enel campo y es un eslabn importante del sistema enmarcado dentro de la Gerenciadel Dato (Data Management).

La industria invierte una cantidad apreciable de dinero en la optimizacin de losrecursos tanto humanos como de procesamiento de la informacin para integrar losdiferentes aspectos del negocio y obtener una relacin costo-beneficio que genereuna produccin al menor costo manteniendo la integridad de los yacimientos y elmedio ambiente.

Es asi como se forman equipos de trabajo bajo la filosofa MIP, VCD y se adquierenpaquetes sofisticados de programas tales como Wellflo, PipeSim, PCPump,Autograhp, SRod, DIAG, Rodstar, RodDiag, XDIAG y CBalance para procesar lainformacin en forma rpida y exacta para obtener los resultados deseados.

136

GERENCIA DEL DATO

Para que un programa de adquisicin y Anlisis de Data sea efectivo necesita


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Para que un programa de adquisicin y Anlisis de Data sea efectivo, necesitaplanificacin y coordinacin contnua.

La informacin de campo est sujeta a muchos errores tanto humanos comologsticos.

En muchos casos no tenemos una idea clara de la importancia de la data, de qu,cundo, cmo y dnde tomarla y simplemente pensamos que lo que quieren esamargarnos la vida.

Por consiguiente, se hace necesario no solo asegurar la calidad de la data obtenida,sino tambin educar al encargado de tomarla y hacerle ver el valor que su trabajotiene para todo el proceso.

Se debe entonces disponer de un sistema que, al mismo tiempo que obtiene y validala data, audite, entrene y actualice al personal involucrado en las operaciones.

Este sistema se llama TADeUS .

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PLANIFICACION DONDE VA A SER TOMADA?

ADQUISICION


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POR QUE Y QUIEN LA NECESITA?QUE TIPO DE DATA SE NECESITA?CUANTA DATA SE NECESITA?CUANTO CUESTA ADQUIRIRLA?CUANDO SE NECESITA?CUANDO SE VA A USAR?QUIEN ES EL RESPONSABLE?

CUALESSON LOS REPOSITORIOS?HAY REQUISITOS DE SEGURIDAD?CON QUE OTROS SISTEMAS

INTERACTUA?QUE OTRAS FASES LA NECESITAN?

FILTRADO Y VALIDACIONESTA EN EL RANGO PERMISIBLE?DEBE SER RECONFIRMADA?IMPACTO EN EL PROCESO

CUAN A MENUDO?EXISTEN PROCEDIMIENTOS?QUIEN VA A TOMARLA?HAY RECURSOS ADECUADOS?QUIEN VA A VALIDARLA?EXISTEN DATABASES?ESTAN ACTUALIZADAS?QUIEN LAS ACTUALIZA?

ANALISISSINTETIZACION

Raza, S.H.: Data Adquisition and Analysis: Foundational to Efficient Reservoir Management, JPT 4/92

138

Estructura:
http://f/FOSUP-OPT/REPOSITORIO%201.ppthttp://f/FOSUP-OPT/REPOSITORIO%202.ppthttp://f/FOSUP-OPT/REPOSITORIO%203.ppthttp://f/FOSUP-OPT/REPOSITORIO%203.ppthttp://f/FOSUP-OPT/REPOSITORIO%202.ppthttp://f/FOSUP-OPT/REPOSITORIO%201.ppt


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TADeUS tiene varios mdulos y sub-mdulos aplicados en las

actividades relacionadas con operaciones de produccin:

1.- Mdulo para Pozos (MOP)

a.- Pozos activos (MOPA)

b.- Pozos inactivos (MOPI)

2.- Mdulo para Estaciones (MEST)

(En Construccin)

ODALIS

OPTIMIZACION,

ANALISISYDISEO

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140


141/188

141


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142

MINI FABRICA DE OPTIMIZACION


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OPTIMIZACION DEUN SISTEMA DE

PRODUCCION DE

PETROLEOPESADO/

EXTRAPESADO

Yacimientos Operaciones Mantenimiento Workover

Sistema Digitalde Manejo deDatos

GERENCIA DEOPTIMIZACION

GERENCIA DE

OPERACIONES

INSUMOS PRODUCTOS POTENCIAL Pbhp OPT COMPLET INST SUPF SAE HIST PROD

MATS APLICACs

MAX PROD MIN DIF MAX TEF MAX EFF

CARACTERISTICAS DE CALIDAD CARACTERISTICAS DE CALIDAD

CARACTERISTICAS DE CALIDAD CARACTERISTICAS DE CALIDAD

Figura D1

143

GERENCIA DE LA INFORMACIONCONTROL DEL PROCESO


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Figura D2

144

InformacinDatos

DATOS VS INFORMACIN


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Se relaciona con datos ycon conocimiento

InformacinDatos

Elemento bruto, por si solos notienen significado.

Para que los datos se conviertan eninformacin se requiere

Agrupacin o categorizacin

Proceso de anlisis y

Comparacin con lo que ocurreen otros escenarios

El conocimiento se crea cuando la informacinse pone en contexto general Figura D3

145

MATRIZ DELPHI DE FACTORES INTERNOS (DELPHI MODIFICADO)


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El mtodo Delphi utiliza la logstica de Anlisis de Problemas y Toma de Decisionesimplementada a mediados del siglo pasado cuya primera etapa culmin con la

metodologa conocida como PERT-CPM.

La capacidad de prediccin de la Delphi se basa en la utilizacin sistemtica de un juiciointuitivo emitido por un grupo de expertos en el rea de inters.

El formato original se basa en el anonimato pero para nuestra industria se prefiere la

participacin directa y simultnea de los expertos en las distintas reas y disciplinas queintegran el complejo proceso de la Optimizacin de Produccin.

El uso del Mtodo Delphi Modificado utiliza las tcnicas de Tormenta de Ideas, laescogencia de los Factores Internos , el Criterio de Evaluacin de los 7 puntos, Asignacindel Puntaje y el mtodo de Pareto para su decisin final.

Este proceso es puntual y enfocado a un rea, campo o pozo en particular.

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147


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151


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153

1.- Factores Internos (Definidos en sesiones de Tormenta de Ideas con los especialistas del Campo)

Grupo: FO-SUP Pozo: FILAS COLS PTS TOTAL

Parmetros de definicin del SAE (Preferiblemente no ms de 9 para evitar dispersion)


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Grupo: FO-SUP Pozo: FILAS COLS. PTS. TOTAL

9 9 7 252

4.- Compare:

A B C D E F G H IA 0 7 7 7 7 7 7 7 7

B 0 7 7 7 7 7 7 7

C 0 7 7 7 7 7 7

D 0 7 7 7 7 7

E 0 7 7 7 7

F 0 7 7 7

G 0 7 7H 0 7

I 0 Contine

Total 0 7 14 21 28 35 42 49 56 252

Peso 0.0 2.8 5.6 8.3 11.1 13.9 16.7 19.4 22.2 100.0

2.- PREPARE LA MATRIZ DE FACTORES INTERNOS ANOTADOS EN EL PASO 1

3.- Criterio de Evaluacion de los 7 Puntos6-1 mucho mas importante que

5-2 mas importante que

4-3 algo mas importante que

154

Comparacion NA Pobre Regular Buena Excelente

Puntaje 0 1 2 3 4

1.- Criterio de Evaluacion


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Puntaje 0 1 2 3 4

Si o No No Si

SAE 1 SAE 2 SAE 3 SAE 4 SAE 5A 3 0 0 0 0

Puntaje 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

B 0 0 0 0 0Puntaje 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

C 0 0 0 0 0Puntaje 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

D 0 0 0 0 0Puntaje 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

E 0 0 0 0 0Puntaje 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

F 0 0 0 0 0Puntaje 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

G 0 0 0 0 0

Puntaje 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0H 0 0 0 0 0

Puntaje 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

I 0 0 0 0 0Puntaje 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Puntaje Total

155

818 0

900,0


156/188

818,0

774,0

697,0

597,0

517,0

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

SAE3 SAE2 SAE5 SAE4 SAE1

156

CURVAS DE CALIBRACION DE SENSORES


157/188

157

PROCEDIMIENTO OPERACIONAL


158/188

158

RECUPERACION MEJORADA (EOR)RECUPERACION EXTENDIDA (IOR)

La Recuperacin Primaria se aplica a las Reservas que han sido producidas por mtodos


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La Recuperacin Primaria se aplica a las Reservas que han sido producidas por mtodosque usan la energa inherente del yacimiento.

La Recuperacin Secundaria se aplica a las Reservas que han sido producidas medianteinyeccin de gas y/o agua al yacimiento.

La Recuperacin Mejorada o Terciaria se aplica a las Reservas que han sido producidasmediante mtodos trmicos, qumicos, fluidos miscibles o no miscibles y cuyo objetivo

es: (Fig. D4)

Mejorar la eficiencia del barrido mediante la reduccin del radio de movilidad entrelos fluidos inyectados y los del yacimiento.

Eliminar of reducir las fuerzas capilares e interfaciales para mejorar la eficiencia en el

desplazamiento de los fluidos a ser producidos.

El objetivo principal de todos los Procesos de Recuperacin es la de tratar de maximizarel Factor de Recuperacin (FR). (Fig. D5)

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Muestra de una arenisca con el petrleo (azul) y el agua (amarillo) ocupandoel espacio poroso de la roca (6)


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Figura D4

160

RECUPERACION MEJORADA

L bl i i t di id t t


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Las reservas recuperables en un yacimiento se dividen en tres categorasprincipales como lo muestra la figura.

RECUPERACIONPRIMARIA

5 - 20% POES

RECUPERACIONSECUNDARIA

1020% ADICIONALRECUPERACION

TERCIARIA OMEJORADA

20% ADICIONAL

Tiempo

Produccin

Figura D5

161


El Factor de Recuperacin (FR) es la relacin entre la Produccin Acumulada (Np) y el


162/188

El Factor de Recuperacin (FR) es la relacin entre la Produccin Acumulada (Np) y elPetrleo Original en Sitio (POES).

A medida que los nuevos descubrimientos se van haciendo menos posible las empresashan enfocado su atencin a tratar de recuperar la mayor cantidad posible de las reservasconocidas y por ende, el FR.

Sin embargo, en los campos donde se produce CP/XP los factores primarios eran tan

bajos que ya desde los aos 50 se empezaba a pensar en las mejores prcticas paraaumentar el FR.

A finales de los aos 50 se comienza en Venezuela a probar con la inyeccin de vaporque al principio se llam Recuperacin Secundaria porque el vapor era lo que se obtenasin muchos problemas.

Para ese mismo tiempo, cuando se inici la inyeccin de agua y gas en los yacimientosdel Lago se le llam Mantenimiento de Presin.

162


Al Mantenimiento de Presin se le llama hoy Recuperacin Secundaria. (Fig D6).


163/188

Al Mantenimiento de Presin se le llama hoy Recuperacin Secundaria. (Fig D6).

Se comienzan los proyectos de Inyeccin de Vapor, tanto alterna como continua en loscampos Melones, Miga, Jobo del Oriente y en Tia Juana y Lagunillas en el Occidente entrefinales de los 50 y principios de los 60.

Sin embargo, una de las graves limitaciones del vapor era su aplicacin a profundidadesmayores de 3500debido a que la calidad del vapor inyectado incida negativamente en la

eficiencia del mtodo. (Fig. D7)

Con el mejoramiento de los fluidos y procesos comenz lo que se llam al principioRecuperacin Terciaria que luego se ha llamado Recuperacin Mejorada (EOR) o tambinIOR. (Fig. D6)

Actualmente, tambin hay una definicin distinta para ambos trminos por lo que debehacerse la aclaratoria correspondiente.

163


164/188

Figura D6

164

Alcance de la RM-REx


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Cortesa de Oil Field TechnologiesFigura D7

165

RECUPERACION MEJORADA (RM, EOR)RECUPERACION EXTENDIDA (REx -IOR)

C h di tid l R i M j d (RM EOR) l d i t


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Como se ha discutido, la Recuperacin Mejorada (RM, EOR) es el proceso de inyectar unfluido al yacimiento que aumenta la recuperacin del petrleo que de otra manera no

hubiera podido ser contactado por procesos de mantenimiento de presin.

Por otra parte, la Recuperacin Extendida (Rex-IOR) se aplica en procesos demejoramiento en la recuperacin mediante metodologas que involucran mejoresprcticas de ingeniera y gerencia de proyectos como la identificacin de volmenes depetrleo que pudieron haber sido dejados intactos por la inyeccin de agua o gas.

Algunas de estas prcticas incluyen la de perforar pozos interespaciados para contactarlas zonas que quedaron sin contactar.

La Recuperacin Extendida fue introducida al final de los 80 cuando los precios delpetrleo cayeron y los proyectos de EOR fueron cancelados.

166


Los factores que afectan al Factor de Recuperacin pueden ser mejor entendidosconsiderando la siguiente relacin aproximada: (6)


167/188

considerando la siguiente relacin aproximada: (6)

RF = EPSx ESx EDx EC

EPS es la Eficiencia de Desplazamiento Microscpico y se refiere a la fraccin delpetrleo desplazado de aquellos poros que han sido contactados por el fluidoinyectado.

ES es la Eficiencia de Desplazamiento Macroscpico y se refiere a la porcin delvolumen interconectado del yacimiento que ha sido barrido por el fluido inyectado.Esta eficiencia es afectada por la permeabilidad de la roca y la segregacin gravitacionalde los fluidos.

ED es el Indice de Volumen Conectado, es decir, la proporcin del volumen total del

yacimiento que est conectado a los pozos. Es afectado por la compartamentalizacindel petrleo en el yacimiento.

EC es el Factor de Eficiencia Econmica que depende del ciclo de vida y la energa delyacimiento as como de las facilidades instaladas.

167


Es interesante notar que si cada uno de estos factores pudiera aumentarse hasta un


168/188

respetable 80% el RF final sera slo de un 41% de modo que el objetivo sera tratar dellevar estos factores lo ms cercano posible al 100%.

Los mtodos de Recuperacin Mejorada se centran en el aumento tanto de EPScomo de ESmientras que los de Recuperacin Extendida inciden en el aumento de ED y parcialmenteen ES.

El mejoramiento de ECes uno de los mayores objetivos de los Ingenieros de Produccin yFacilidades pero tambin puede ser afectado por la Recuperacin Mejorada si tanto elagua como el gas pudieran ser reducidos aumentando la capacidad de produccin delyacimiento ms all de sus limites econmicos.

La Figura D8 muestra la relacin entre los distintos factores.

168


169/188

Figura D8

169

RECUPERACION MEJORADA TECNOLOGIA IAV


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Cortesa de ENHANCED OIL RECOVERY-NATIONAL PETROLEUM COUNCIL

Figura D9

170

RECUPERACION MEJORADA TECNOLOGIA ICV


171/188


Figura D10

171

RECUPERACION MEJORADA TECNOLOGIA CES (H) (S)


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Figura D11

172

Pozo Inyector

RECUPERACION MEJORADA DRENAJE GRAVITACIONAL

ASISTIDO POR VAPOR (SAGD)


173/188

Pozo ProductorFigura D12

173

RECUPERACION MEJORADA TECNOLOGIA DE FLUIDO PULSANTE PRESURIZADO (PPT)


174/188

El Impulsador de Fluidos (a) enva un flujo pulsante (10pulsos/min (b) a la formacin lo que hace que el fluidoentre en el espacio poroso con velocidades de hasta 100m/seg. En (c) se observa la diferencia entre la inyeccinconvencional y la de fluido pulsante.

Cortesa de Wavefront Technology SolutionsFigura D13

174

RECUPERACION MEJORADA TECNOLOGIA THAI


175/188

Figura D14

175

RECUPERACION MEJORADA TECNOLOGIA THAI-CAPRI


176/188

Figura D15

176

SUMARIO DE TECNOLOGIAS

Tecnologia Madurez

Eficiencia de

Recobro

Proyectos en

Ejecucin

Canad Costa

Descripcin Aplicacin Tpica

TABLA 3


177/188

Entre 30 y

50%

Usa hexgonos de

patron invertido. Es

crtico enyacimientos que

producen por

compactacin de

rocas y fluidos

EstadosUnidos y

Venezuela

El vapor es

inyectado en forma

contnua desde un

sistema central de

generacin de

vapor

Inyeccin Contnua

de Vapor (ICV)

Produccin en Frio

con arrastre de

arena (CHOPS)

En pozos verticales

mayoritariamente

con BCP

Usa el efecto delarrastre de arena

para mejorar la

mobilidad del crudo

CanadEntre 10 y

16%

En pozos horizontales

con Sistema deLevantamiento

Artificial. Perforacin

de pozos

interespaciados.

Pozos Multilaterales

Yacimientos con

buena movilidaddel crudo. Presencia

de gas libre o

acuferos no son

deseables si se trata

de crudo espumoso

Canad, Costa

Bolivar en el

Occidente de

Venezuela y la

Faja

Petrolfera del

Orinoco en el

Oriente

Entre 10 y

15%Produccin en Frio

Tia JuanaJobo

177


Tecnologia Madurez

Eficiencia de

Recobro

Proyectos en

EjecucinEn pozos verticales

Descripcin Aplicacin Tpica

TABLA 4


178/188

Hasta un 60%

Prof 500 mD.

Varios en

Canad y 2

pilotos en

Oeste Vzla ms

uno de SAGD-S.

Piloto en

Oriente

Aunque puede ser

en un solo pozo, se

usa ms en pozos

gemelos

horizontales con no

ms de 4 mts de

separacin

DrenajeGravitacional

Asistido con Vapor

(SAGD)

Combustin en

Sitio

Se inyectaalternadamente aire

y agua. Se usa un

hexgono de patrn

invertido.

En yacimientos conpoca separacin

vertical se puede

usar un inyector para

cada intervalo.

Melones-Miga

(7/3) Morichal

(2/1) Tia Juana

(2/2)

Entre 50 y

60%

En pozos verticales

con generacin

central o en sitio. El

ciclo es

cocinamiento,

inyeccin, remojo y

flujo. Ciclos de

inyeccin tienen su

lmite econmico.

Pozos someros con

zonas de inyeccinrelativamente

largas. Mejor ndice

de inyeccin vs.

produccin que el

ICV.

Canad, Costa

Bolivar en el

Occidente de

Venezuela y en

menor nmero

en el Oriente

con generacin

in situ.

Entre 15 y

25%

Inyeccin Alterna

de Vapor (IAV)

178


Tecnologia Madurez

Eficiencia de

Recobro

Proyectos en

EjecucinDescripcin Aplicacin Tpica

TABLA 5


179/188

Hasta un 60%Similar al SAGD

Slo en etapade simulacin

usando Metano

+ CO2

Arreglo similar alSAGD pero usa un

solvente en lugar de

vapor

Extraccin por

Vapor

VAPEX

SAGD-Solvente

SAP

Reduce el SOR y

permite aumentar el

espaciado en los

pozos gemelos

Similar al SAGD

Canad

Piloto en

Morichal

Entre 50 y

60%

Varia

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