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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERIA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Maracaibo, marzo de 2010
APLICACIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE COMPLETACIÓN INTELIGENTE Y EL FACTOR DE RECOBRO DE PETRÓLEO EN PROCESOS DE
INYECCIÓN DE AGUA
Trabajo de Grado presentado ante la
Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE PETRÓLEO
Autor: Ing. Julio Darío Duran Torres
Tutor: Prof. Jorge Barrientos, MSc.
4
Duran Torres, Julio Dario. Aplicación de la tecnología de completación inteligente y el factor de recobro de petróleo en procesos de inyección de agua. (2010). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 272 p., Tutor: Prof. Jorge Barrientos, MSc.
RESUMEN
Esta investigación tuvo como propósito 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 equipos automatizados de monitoreo y control que podrían ser instalados en la tubería de producción de los pozos inyectores y productores, conocidos como tecnología de completación inteligente. Con este estudio se pudo conocer de qué forma la falta de monitoreo y control preciso de los procesos de inyección de agua, mediante un sistema automatizado en subsuelo, afecta el recobro de petróleo en los yacimientos objeto de estudio del Distrito Lagunillas, asimismo se pudo analizar el comportamiento de estos sistemas de completaciones inteligentes, aplicando análisis nodal a las capacidades de estrangulamiento de las válvulas de control de flujo (ICV) instaladas en la tubería de inyección y/o producción y así obtener estimados del desempeño de producción de los yacimientos y de sus factores de recobro en determinados momentos en el tiempo. Adicionalmente, se evaluó si es posible incrementar efectivamente el factor de recobro de pozos productores mediante la utilización de estas nuevas tecnologías en los procesos de inyección de agua, comparando su desempeño respecto a las completaciones convencionales. La investigación fue de tipo descriptivo y su diseño no experimental. Se recolectó información documental y de campo, aplicándose la observación cualitativa y la entrevista. De la interpretación de los resultados de los instrumentos aplicados, información documental recopilada en sitio e información complementaria a través de la aplicación de paquetes computacionales que realizan análisis nodal, se logró diagnosticar el rendimiento actual de los procesos de inyección de agua presentes en los yacimientos objeto de estudio y evaluar la productividad en dichos yacimientos si aplican tecnología de completación inteligente.
Palabras Clave: Inyección de agua, Tecnología de completación inteligente, Sistemas de Monitoreo.
E-mail del autor: [email protected]
5
Duran Torres, Julio Dario. Intelligent well technology application and the oil recovery factor in water injection projects. (2010). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 272 p., Tutor: Prof. Jorge Barrientos, MSc.
ABSTRACT
The present research had the purpose to analyze the behavior of the oil recovery factor in water injection projects currently in progress at Lagunillas District, PDVSA, through the application of automated monitoring and control equipment that could be installed in the production tubing string of the injector and producer wells, known as Intelligent Well Technology. With this research work was possible to know in what way the lack of precise monitoring and control of water injection projects through down hole automated systems affects the oil recovery in the reservoirs of Lagunillas District, it was possible to analyze the behavior of intelligent well systems applying nodal analysis to the choking capacities of the Interval Control Valves (ICV) installed on the injection and/or production tubing strings and in that way estimate the production performance of the reservoirs and its recovery factors at certain time period. Additionally, it was evaluated if it is possible to increase effectively the oil recovery factor of producer wells using such new technologies in water injection projects, comparing its performance to traditional well completions. The typology of the study was descriptive and its design not experimental. Information was collected from the field as well as interviews and observations were applied. Interpretation of results from the instruments applied, documental information gathered and supplementary information through the application of computer softwares for nodal analysis, also it was possible to diagnose the current performance of water injection projects in progress at the studied reservoir and also evaluate the productivity in such reservoir if the intelligent wells systems are applied.
Key Words: Water Injection, Intelligent Well Technology, Monitoring and Control systems, Oil Recovery Factor.
Author’s E-mail: [email protected].
6
DEDICATORIA
A Dios Todopoderoso, por ser la luz que ilumina mi camino. Por darme la
oportunidad de culminar con éxito esta gran meta.
Bendito seas por siempre, Señor.
A mi Madre, Alaide del Carmen Torres, a mi Padre, Tulio Duran Valbuena,
“bajo cuyas enseñanzas de bondad, abnegación y amor, se orientan mis pasos
por la vida”. Por su comprensión e inmenso amor. Doy infinitas gracias a Dios por
tenerlos conmigo en esta etapa de mi vida.
A la memoria de mi Tía, Consuelo Duran Valbuena, cuyo recuerdo de gran amor
y cariño por Papá, Mamá y todos nosotros llevo muy dentro de mí.
A la memoria de la Sra. Corina Remartini de Duran, por su gran amor de Madre,
por los años de enseñanzas y consejos que recuerdo todos los días.
A mi Esposa, Mónica, por ser tan especial en mi vida, por demostrarme siempre
su amor, paciencia y apoyo. Doy gracias a Dios por haberte conocido y por
quererme tanto. Te Amo Mucho.
A mi Hijo, Julio Alejandro, por darle sentido a mi vida. Le pido a Dios con
humildad que sigas el camino del bien, del estudio, del trabajo, de la
investigación científica. Que Dios te bendiga hijo Amado.
A mis Hermanos Enrique, Marlene y Edircia, “con el mayor afecto fraternal”.
A mis sobrinos, por la alegría que expresan cuando comparto mis satisfacciones.
A mis suegros, por ser otros padres. Por estar a mi lado y demostrarme siempre
mucho cariño y afecto. Que Dios les acompañe siempre.
7
AGRADECIMIENTO
A la Ilustre Universidad del Zulia, “con eterno agradecimiento”.
Al Prof. Jorge Barrientos, MSc., por su valiosa ayuda y cooperación durante la
realización de esta investigación.
A los Profesores del Programa de Maestría en Ingeniería de Petróleo de la
División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería de la Ilustre Universidad del
Zulia, por su valioso aporte durante las horas de clase.
A Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), Exploración y Producción, División
Occidente, por aportar valiosa información para el desarrollo de la investigación.
A mi Esposa, Ing. Mónica Romero de Durán, MSc., por su valiosa contribución en
la parte metodológica y en muchos otros aspectos de esta investigación.
Al Ing. Argenis G. García, por su valiosa contribución desde la Gerencia de
Desarrollo de Yacimientos de la Unidad de Explotación Bachaquero Lago de
PDVSA, EyP, División Occidente.
Al Ing. Elías Báez, por su valioso aporte como representante de la compañía de
servicios petroleros Baker Oil Tools, en Tamare, Ciudad Ojeda, Estado Zulia.
A los Ings. Jesse Akande y Kai Sun, por su valiosa participación técnica en el
desarrollo de esta investigación, representando a la compañía de servicios
petroleros Baker Oil Tools, desde Houston, Texas, Estados Unidos de América.
8
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN .....................................................................................................................4
ABSTRACT ....................................................................................................................5
DEDICATORIA...............................................................................................................6
AGRADECIMIENTO.......................................................................................................7
TABLA DE CONTENIDO ...............................................................................................8
LISTA DE TABLAS.........................................................................................................9
LISTA DE FIGURAS ....................................................................................................10
INTRODUCCIÓN .........................................................................................................14
CAPÍTULO I. EL PROBLEMA ......................................................................................16
1. Planteamiento Y Formulación Del Problema.....................................16
2. Objetivos De La Investigación.............................................................22
2.1. Objetivo General ..........................................................................22
2.2. Objetivos Específicos...................................................................22
3. Hipótesis .............................................................................................22
4. Justificación De La Investigación ........................................................23
5. Delimitación Espacial De La Investigación..........................................24
CAPÍTULO II. MARCO TEORICO................................................................................26
1. Contextualizacion Del Estudio............................................................26
2. Antecedentes De La Investigación.....................................................30
3. Fundamentación Teórica....................................................................39
4. Sistema De Variables........................................................................176
CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO ..............................................................179
1. Tipo De Investigación........................................................................179
2. Diseño De La Investigación...............................................................180
3. Población y Muestra.........................................................................180
4. Métodos, Tecnicas E Instrumentos De Recolección De Datos .........182
5. Validez Y Confiabilidad ....................................................................184
6. Procesamiento Y Análisis De Datos.................................................185
CAPÍTULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS,...........................................................189
CONCLUSIONES.......................................................................................................253
RECOMENDACIONES ..............................................................................................255
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS...........................................................................256
ANEXOS………………………….………………………………………………….………260
3.1.Ingeniería De Yacimientos……………….….………….…..……….39
3.2.Ingeniería De Producción………………………….…….…..………74
Página
9
LISTA DE TABLAS
Tabla Página.
1. Inyección Agua Plan Vs. Real Año 2007, Distrito Lagunillas. Pdvsa Occidente. .....................................................................................................20
2. Tipo De Elementos Sellantes. .......................................................................82
3. Aplicaciones Recomendadas Para Operaciones Más Comunes Con Tapones. .......................................................................................................90
4. Niveles De Clasificación De Las Completaciones Inteligentes....................172
5. Operacionalización De Las Variables..........................................................176
6. Propiedades Petrofísicas Pozos Yac. Bach-18 ...........................................192
7. Distribución Propiedades Yac. Bach-18. .....................................................194
9. Resumen De Los Resultados Obtenidos En La Validación De Las Pruebas Pvt ...............................................................................................................200
10. Cálculo De Los Factores De Recobro Promedio Por Ambos Métodos........203
11. Resultados Simulación (Prosper/Gap) Sobre La Inyectividad .....................223
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) .............................................................................226
13. Análisis De Sensibilidades Sobre Porcentajes De Estrangulamiento De Flujo En Fondo Para Dos Zonas (Psup= 60 Lpc) (Elaboración Propia). ..............228
14. Análisis De Sensibilidades Sobre Porcentajes De Estrangulamiento De Flujo En Fondo Para Dos Zonas (Psup= 1000 Lpc) (Fuente: Elaboración Propia).....................................................................................................................230
10
LISTA DE FIGURAS
1. Ubicación Del Yacimiento Bachaquero 18. ...................................................26
2. Columna Estratigráfica Local/Registro Tipo – Área Sureste-Mioceno...........28
3. Conificación...................................................................................................49
4. Comunicación Mecánica. ..............................................................................49
5. Canalización..................................................................................................50
6. Curva De Diagnóstico De Chan (Barrido Normal) .........................................50
7. Gráfico De Hall Según Smith Y Cobb............................................................51
8. Proceso De Inyección Agua. .........................................................................51
9. Inyección De Agua Externa O Periférica .......................................................55
10. Inyección De Agua En Un Arreglo De 5 Pozos .............................................57
11. Recobro De Petróleo Por Los Diferentes Mecanismos De Producción primaria. ........................................................................................................74
12. Empacaduras ................................................................................................80
13. Empacaduras De Compresión ......................................................................84
14. Empacaduras De Tensión. ............................................................................84
15. Empacaduras Permanentes. .........................................................................86
16. Completación A Hueco Abierto......................................................................93
17. Completación Con Forro No Cementado. .....................................................95
18. Completación Con Forro Liso O Camisa Perforada. .....................................96
19. Completación Con Revestidor Cañoneado ...................................................98
20. Completación Sencilla Selectiva..................................................................100
21. Completación Doble Con Una Tubería De Producción Y Una Empacadura De Producción ..................................................................................................102
22. Completación Doble Con Tuberías De Producción Paralelas Y Múltiples Empacaduras De Producción......................................................................103
23. Sistema De Producción Yacimiento-Pozo-Superficie ..................................115
24. Sistema De Producción Yacimiento-Pozo-Superficie. .................................116
25. Curvas Oferta Y Demanda En El Nodo Del Sistema De Producción...........117
26. Pérdidas De Presion En Un Sistema De Producción. .................................117
Figura Página.
11
27. Variaciones En La Curva De Oferta ............................................................118
28. Variaciones En La Curva De Demanda.......................................................118
29. Completación En Una Sola Zona ................................................................121
30. Ipr Y Tpc Para Una Sola Zona.....................................................................122
31 Presiones Diferenciales A Tasas De Flujo Menores A La Máxima..............123
32 Curva Cv Para Una Sola Zona ....................................................................125
33. Curvas De Desempeño De La Válvula De Control De Flujo........................125
34. Diagrama De Pozo Completado En Multiples Zonas...................................126
35. Ipr (Oferta) Y Tpc (Demanda) Para Múltiples Zonas ...................................127
36. Aporte Por Cada Zona E Ipr Combinada Con Puntos De Operación. .........128
37. Ipr De Zona 2 Con Punto Máximo De Operación ........................................129
38. Método De La Presión Constante – Presión Diferencial..............................130
39. Método Del Flujo Independiente..................................................................131
40. Curvas Cv Para La Zona 2- Múltiples Zonas...............................................132
41. Curva Ipr Atenuada Para Zona 2.................................................................132
42. Ajustando El Estrangulador (Choke) En Superficie Para Restaurar El Flujo En Fondo ..........................................................................................................133
43. Curvas Ipc Y Tpc Para Inyección De Agua En Múltiples Zonas. .................134
44. Curva Cv Del Estrangulador De La Zona 4 Para Inyección De Agua..........135
45. Curvas Ipc Atenuadas De La Zona 4 Para Inyección De Agua ...................135
46. Perfil Interno.Válvula De Control Hidráulica Ajustable.................................149
47. Inforce® Hcm-A. Perfil Interno.Válvula De Control Hidráulica Ajustable .....149
48. Inforce® Hcm-A. Válvula De Control Hidráulica Ajustable...........................150
49. Inforce® Válvulas De Fondo Encamisadas. ................................................151
50. Inforce® Válvulas De Fondo Encamisadas .................................................151
51. Empacadura/Obturador Recuperable Con Agujeros Pasantes Para Líneas De Control Modelo Premiertm...........................................................................152
52 Indicadores De Clasificación Para Pozos Inteligentes.................................171
53. Indicadores De Niveles................................................................................173
54 Pantalla Prosper ..........................................................................................186
55 Pantalla Gap................................................................................................187
56 Pantalla Wem ..............................................................................................188
57. Presión Estática Yac. Bach-18 Pozos Ba-1882 Y Ba1828 ..........................190
12
58. Mapa Estructural Pozos Yac.Bach-18 Y Sus Coordenadas ........................193
60. Mapa De Arena Neta Petrolifera..................................................................195
61. Mapa De Porosidad Efectiva. ......................................................................196
62. Mapa De Saturación De Agua.....................................................................197
63. Mapa De Permeabilidad ..............................................................................198
64. Comportamiento De Producción Del Yacimiento Bach 18 ..........................204
65. Capacidad De Flujo Teórica Estimada Pozos Yac. Bach-18......................206
66. Diagrama Actualizado De Completación Pozo Ba-1882. ............................208
67. Configuración De Cañoneo Del Pozo Ba-1882 ...........................................209
68. Historia De Inyección Pozo Ba-1882 (Yac. Bach-18). .................................210
69. Diagrama Actualizado De Completación Pozo Ba-1828. ...........................211
70. Desempeño Pozo Productor Ba-1828 .........................................................212
71. Desempeño Pozo Productor Ba-1828 .........................................................213
72. Desempeño Pozo Productor Ba-1826 .........................................................214
73. Desempeño Pozo Productor Ba-1826. ........................................................214
74. Desempeño Pozo Productor Ba-1396. ........................................................215
75. Desempeño Pozo Productor Ba-1396 .........................................................216
76. Desempeño Pozo Productor Ba-1867. ........................................................217
77. Desempeño Pozo Productor Ba-1867 .........................................................217
78. Pozo Inyector Ba-1882 Y Pozo Productor Ba-1867.....................................218
79. Curvas Ipc Y Tpc Inyección De Agua Pozo Ba-1882 ..................................220
80. Pozo Inyector Ba-1882 (Actual) Y Red Gap Para Simular Inyección De Agua En Las Arenas U6 Y U7 ..............................................................................222
81. Prosper Para Simular La Inyectividad De Las Zonas Con Empaque Con Grava...........................................................................................................222
82. Indice De Inyectividad Por Zona U6 Y U7 ...................................................223
83. Modelo Gap De Pozo Inyector Inteligente Con Dos Zonas .........................224
84. Análisis De Sensibilidades Sobre Porcentajes De......................................227
Estrangulamiento De Flujo En Fondo Para Dos Zonas...............................227
85. Análisis De Sensibilidades Sobre Porcentajes De Estrangulamiento De Flujo En Fondo Para Dos Zonas . ........................................................................228
86. Análisis De Sensibilidades Sobre Porcentajes De Estrangulamiento De Flujo En Fondo Para Dos Zonas . ........................................................................229
13
87. Análisis De Sensibilidades Sobre Porcentajes De Estrangulamiento De Flujo En Fondo Para Dos Zonas .........................................................................230
88. Inforce® Hcm-A. Válvula De Control Hidráulica Ajustable...........................232
89. Anillos Protectores Para Evitar Erosión (Blast Joint / Wear Ring). ..............233
90. Coeficiente De Flujo De La Válvula De Control De Intervalo De 3-12” Hcm-A.....................................................................................................................234
91. Coeficiente De Flujo De La Válvula De Control De Intervalo De 2-7/8” Hcm-A.....................................................................................................................235
92. Suresens 125. Sensor De Instalación Permanente Para Monitoreo De Presión Y Temperatura ...............................................................................244
93. Primera Propuesta De Sistema De Control De Pozo Inteligente Inyector. ..247
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”. .............................................................................................................248
95. Segunda Propuesta De Pozo Inteligente Inyector. ......................................249
96. Esquemático De Completación Pozo Productor Con Camisas Deslizantes Mecánicas Tipo On-Off................................................................................251
14
INTRODUCCIÓN
Los pozos con completaciones inteligentes tienen múltiples aplicaciones; pueden
ser usados para restringir o frenar la producción de efluentes no deseados (agua y/o
gas) provenientes de distintas zonas de un pozo productor. Pueden ser usados para
controlar la distribución de inyección de agua o gas en un pozo entre capas o estratos,
entre compartimientos o entre yacimientos. Como resultado, el operador del pozo puede
saber dónde inyectar agua o de dónde extraer crudo para movilizar las reservas aún no
barridas. Estas capacidades pueden, significativamente, mejorar el desempeño de
inyecciones de agua para recuperación secundaria o en proyectos terciarios de
recuperación mejorada de crudo y son particularmente importantes para pozos con
arquitectura compleja – largo alcance, horizontales largos o pozos multilaterales – y
para yacimientos caracterizados por altos grados de anisotropía, heterogeneidad o
compartamentalización. El uso de la tecnología de pozo inteligente se ha incrementado
significativamente en los últimos cuatro años, en la medida en que los productores de
crudo y gas han ido de probar la tecnología a implementarla en desarrollos de campo
para capturar los beneficios del manejo mejorado del yacimiento que la tecnología de
pozo inteligente ofrece. Dos factores importantes han acelerado la adopción de dicha
tecnología: primero, mejoras significativas en cuanto a la confiabilidad de los equipos y
segundo, la oferta de mayores capacidades y funcionalidades de los equipos. Lo
primero es resultado de hacer ingeniería orientada a la confiabilidad, manufactura
mejorada, control de calidad y acumulación de experiencias de campo debido al
incremento en el número de instalaciones realizadas. Lo segundo es resultado de
innovaciones ofrecidas por los suplidores de la tecnología debido a la competencia y la
creación de un mercado de pozo inteligente y de demandas de los suplidores, quienes
han experimentado los beneficios de la primera generación de sistemas más sencillos y
se han dado cuenta del potencial de mayores beneficios de sistemas con
funcionalidades mejoradas.
El beneficio de esta tecnología surge cuando la información de producción
recibida por los sensores permanentes de fondo pueda ser activa y frecuentemente
15
usada para tomar decisiones que modifiquen las zonas de completación del pozo, para
optimizar la producción y manejar las necesidades del yacimiento en tiempo real.
En tal sentido, la presente investigación se estructuró en cuatro capítulos con el
siguiente orden:
El Capítulo I, constituido por el Planteamiento del Problema, donde se expresa
en términos concretos y explícitos la situación actual o problemática existente,
adicionalmente se plantean las preguntas de investigación relacionadas directamente a
el objetivo general y los objetivos específicos de la investigación, los cuales también se
muestran en este aparte y pretenden mostrar los propósitos por los cuales se hace la
investigación. Por otro lado, también se mencionan las razones teóricas, metodológicas
y prácticas por las cuales se plantea la investigación a través de la justificación,
asimismo se presenta el alcance y delimitación del estudio.
El Capítulo II, comprende el Marco Teórico, se consideran antecedentes que
ofrecen valiosos insumos y orientación a este estudio, algunos de ellos referidos a los
procesos de inyección de agua como método de recuperación secundaria de petróleo o
a la tecnología de completaciones inteligentes. En este mismo capítulo, se presentan
las bases teóricas que vienen a sustentar los objetivos; así como también la definición
de términos básicos y la sistematización u operacionalización de las variables.
En el Capítulo III, se establecen los lineamientos metodológicos con relación al
tipo y diseño de investigación, población, instrumentos y técnicas estadísticas de
recolección de datos. En este capítulo se señalan todos los aspectos metodológicos
que requiere abordar el estudio desde la perspectiva del conocimiento científico.
Finalmente, el Capítulo IV presenta la descripción y análisis de los resultados
obtenidos en este estudio, de los cuales se originan conclusiones relacionadas al
análisis de la aplicación de la tecnología de pozo inteligente para incrementar el factor
de recobro de petróleo en procesos de inyección de agua como método de
recuperación secundaria. Asimismo, en este último capítulo se presentan una serie de
recomendaciones que pretenden impulsar estrategias para implementar esta
tecnología.
16
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1. Planteamiento y formulación del Problema
La industria petrolera a nivel mundial ha desarrollado operaciones de recuperación
de petróleo crudo las cuales han sido comúnmente divididas en tres etapas: primaria,
secundaria y terciaria. La etapa primaria, de producción inicial, resulta del
desplazamiento por la energía natural del yacimiento. La secundaria, implementada
después de la declinación de la producción primaria, presenta las tradicionales:
inyección de agua e inyección de gas.
La recuperación secundaria implica agregar energía adicional al yacimiento
mediante la inyección de fluidos como agua o gas, para ayudar a desplazar el petróleo
hacia los pozos productores.
En otras situaciones, los denominados procesos terciarios podrían ser aplicados
como operaciones secundarias en lugar de la inyección de agua. Esta acción puede ser
determinada por factores como la naturaleza del proceso terciario, la disponibilidad de
los fluidos para inyectar y la economía (Paris de Ferrer, 2001).
En yacimientos donde ha declinado la producción primaria, pueden implementarse
después de la evaluación respectiva, técnicas de recuperación secundaria,
particularmente inyección de agua, con dos propósitos: mantener la presión de
yacimiento que energiza el sistema y desplazar el petróleo hacia los pozos productores
para prolongar los periodos de producción y declinación.
La decisión de implementar estos proyectos es tanto técnica como económica;
algunas consideraciones técnicas implican la facilidad o disponibilidad para inyectar los
fluidos mediante plantas de inyección (Jahn y col., 2001).
17
La primera señal sobre los beneficios que se pueden obtener de la inyección de
agua se presentó como resultado de una inyección accidental, no intencional, para
producir arenas de petróleo a través de pozos abandonados. En 1880 el pozo Carl 1
reportó incremento en la producción de petróleo después de una inyección accidental
de agua en Pithole City (PA), Estados Unidos, y sugirió el uso de inyección intencional.
Aunque la inyección de agua era ilegal en Nueva York antes de 1919 y Pennsylvania
antes de 1921, las operaciones de inyección de agua en estas áreas comenzaron a
reportarse en la década de 1890. Debido a que era ilegal, poca información se tiene
sobre las operaciones antes de 1922; sin embargo, se notó un incremento en
producción en 1907 en el campo Bradford de Pennsylvania, Estados Unidos, y en 1912
en Nueva York. El patrón de empuje lineal fue introducido en 1922 y el patrón de cinco
pozos en 1924.
El uso de programas de patrones de inyección, combinado con presión de
superficie de inyección, logró un método más efectivo y eficiente para mover el petróleo
hacia los pozos productores.
El éxito inicial del campo Bradford puede atribuirse a un número favorable de
factores. Las arenas de Bradford, de manera general, no tenían depósitos naturales de
agua, contenían un crudo de relativa baja viscosidad y tenían una baja saturación de
gas inicial. Como resultado, el recobro primario era limitado y el recobro de petróleo por
inyección de agua era significativamente más grande que el obtenido por el
agotamiento natural de presión.
Actualmente la inyección de agua es aceptada a nivel mundial como una técnica
de recobro confiable y económica; casi todos los campos petroleros importantes que no
poseen empuje de agua natural han sido, están siendo, o serán considerados para
aplicar esta estrategia de recuperación.
En proyectos de inyección de agua, el factor de recobro se encuentra en el rango
entre 30 – 70%, dependiendo de la eficiencia con la cual el agua inyectada barre el
petróleo, lo cual al generar un alto factor de recobro es un incentivo para aplicar estos
proyectos en yacimientos carentes de empuje hidráulico natural (Jahn y col., 2001).
18
A la hora de estudiar la conveniencia de aplicar proyectos de inyección de agua a
determinado yacimiento, se deben considerar, entre otros, los siguientes factores: (1)
geometría del yacimiento, (2) litología, (3) porosidad, (4) permeabilidad (magnitud y
grado de variación), etc. (Bradley, 1987).
Generalmente, la influencia de todos estos factores sobre el recobro final, la tasa
de retorno y el retorno económico final, deben ser considerados conjuntamente para
evaluar la factibilidad económica de conducir operaciones de inyección de agua o
mantenimiento de presión en determinado yacimiento. Otros factores, distintos a las
características del yacimiento también tendrán una gran influencia. Estos incluyen: el
precio del petróleo, condiciones de mercado, gastos operativos y disponibilidad de
agua.
Una de las características mas resaltantes de estos proyectos de inyección es el
incremento en el corte de agua de producción durante la vida del campo, lo cual
usualmente es la razón principal para abandonarlo (Jahn y col., 2001).
Según Armstrong y Jackson (2001), los pozos productores sometidos al influjo de
un acuífero o inyección de agua son inevitablemente susceptibles a irrumpir en agua.
Una vez sucedida la irrupción, la productividad 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.
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 contrarrestar estos efectos, mediante la imposición de una presión
19
apropiada o perfil de tasa flujo a lo largo de los pozos inyectores y productores para
incrementar el factor de recobro (Brouwer y col.,2001).
En el estudio mencionado, se trata de hacer óptima la inyección de agua en un
sistema formado por un pozo horizontal inyector y un pozo horizontal productor, ambos
“inteligentes”.
Un pozo inteligente es aquel no convencional con instrumentación de fondo, tal es
como sensores, válvulas y dispositivos de control de flujo instalados en la tubería de
producción, los cuales permiten monitorear continuamente in-situ las tasas de flujo de
fluidos, presiones de fondo y controlar los ajustes periódicos de las válvulas ubicadas
en la tubería (Yeten y col.,2002).
Con el empleo de completaciones inteligentes, el objetivo podría ser, establecer
las tasas de flujo para cada segmento del pozo, de manera que, la función objetivo (p.
ej. petróleo almacenado, valor presente neto del pozo, etc.) sea maximizada.
Algunos autores han presentado sus estudios sobre mejoramiento de desempeño
de pozos inteligentes. Brouwer y col., (2001) presentaron una metodología de
mejoramiento estático que maximizaba el barrido en un estudio sobre inyección de
agua. En este caso, consideraron pozos inteligentes horizontales inyectores con
penetración completa y pozos productores. El algoritmo básico desarrollado en este
estudio, plantea cerrar los segmentos del pozo con los más altos índices de
productividad y sumar la producción de éstos segmentos, a los demás segmentos del
pozo. Por su parte, Dolle y col. (citado por Yeten y col., 2002) presentaron un algoritmo
de mejoramiento dinámico que aplica teoría de control óptima. Usando esta
aproximación, ellos demostraron un barrido y recobro mejorado con respecto a su
método previo. Por otro lado, Sudaryanto y Yortsos (citado por Yeten y col., 2002)
aplicaron teoría de control óptima, para el mejoramiento del recobro, ellos mejoraron las
tasas de inyección de fluido para problemas bidimensionales en pozos verticales.
Por otra parte, en la actualidad, se sabe que los yacimientos de las cuatro (4)
Unidades de Explotación adscritas al Distrito Lagunillas de la División Occidente de
PDVSA EyP: UE Bachaquero Lago, UE Lagocinco, UE Lagotreco y UE Centro Sur Lago
están sometidos a inyección de agua como método de recuperación secundaria.
20
PLAN 2007 - Revisado I
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Prom Año
PROM ENE - OCT
LAGOTRECO 66,7 67,3 67,1 66,1 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 68,9 68,7
LAGOCINCO 49,2 53,2 52,2 51,9 52,2 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 53 52,9
BACHAQUERO 174,7 174,0 168,1 159,6 163,5 156,0 195,0 194,9 240,7 241,0 240,6 247,7 196,5 186,9
CENTRO SUR LAGO 48,4 48,6 42,7 46,6 50,6 50,6 50,6 50,6 49,4 48,1 48,1 48,1 48,5 48,6
TOTAL DISTRITO 339,0 343,1 330,1 324,2 336,3 330,6 369,6 369,5 414,1 413,1 412,7 419,8 367,0 357,1
REAL ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Prom Año
PROM ENE - OCT
LAGOTRECO 66,7 67,3 67,1 66,1 65,7 64,6 62,8 65,1 62,7 62,5 54,2 65,0
LAGOCINCO 49,2 53,2 52,2 51,9 52,1 52,9 51,6 47,2 48,1 50,9 42,4 50,9
BACHAQUERO 174,7 174,0 168,1 159,6 163,5 178,9 176,1 162,0 175,1 96,6 135,5 162,7
CENTRO SUR LAGO 48,4 48,6 42,7 46,6 48,3 47,8 46,5 40,9 43,5 44,7 38,1 45,8
TOTAL DISTRITO 339,0 343,1 330,1 324,2 329,6 344,3 337,0 315,1 329,4 254,7 0,0 0,0 270,2 324,4
A continuación en la Tabla No. 1 se muestra información del estado actual de los
procesos de inyección de agua de estas unidades de explotación, evidenciando el plan
anual de inyección de agua versus lo ciertamente inyectado (Real) hasta el mes
Octubre del año 2007.
Tabla 1. Inyección Agua Plan Vs. Real Año 2007, Distrito Lagunillas. PDVSA Occidente. (Miles de Barriles Agua por día, MBAD) Fuente: PDVSA (2008).
En este orden de ideas, y tal como se observa en la Tabla anterior al comparar el
Plan Vs. Real en cuanto a los procesos de inyección de agua en el Distrito Lagunillas,
se observa que a partir del mes de Mayo 2007 existe una notable diferencia entre el
volumen de agua por día (MBAD) a inyectar según el plan y lo realmente inyectado, es
decir, el Distrito Lagunillas no ha logrado cumplir su plan anual de inyección de agua, lo
cual podría incidir en el factor de recobro esperado para este tipo de procesos de
recuperación secundaria.
Cabe destacar que el incumplimiento de este Plan de Inyección de agua, podría
ser consecuencia de distintos problemas operacionales que afectan el factor de
recobro, variable objeto de estudio de esta investigación.
Aunado a esto, actualmente en el Distrito Lagunillas se han identificado una serie
de problemas asociados a los procesos de recuperación secundaria, cabe destacar que
21
algunas de estas barreras de origen operacional podrían tener incidencia sobre la
variable en estudio:
1. Inadecuada ubicación de inyectores.
2. Inyección de Agua fuera de la zona objetivo.
3. Canalización del agua de inyección.
4. Completaciones de los pozos no ajustadas al modelo geológico real del
yacimiento (Modelo Estático).
5. Daño a la Formación.
6. Incertidumbre en las Reservas asociadas a Recuperación Secundaria.
Considerando lo antes expuesto sobre el caso de las Unidades de Explotación en
el Distrito Lagunillas de la División Occidente de PDVSA EyP, en la Costa Oriental del
Lago del Estado Zulia en Venezuela, cabría hacerse las siguientes interrogantes, que
conducen a analizar el comportamiento del factor de recobro de petróleo en los
procesos de inyección de agua del Distrito Lagunillas mediante la utilización de equipos
automatizados de monitoreo y control instalados en la tubería de producción de los
pozos inyectores y productores, conocidos como tecnología de completación inteligente:
¿De qué forma la falta de monitoreo y control preciso de los procesos de inyección
de agua, mediante un sistema automatizado en subsuelo, podría afectar el rendimiento
de dichas operaciones en la Unidades de Explotación de Yacimientos, adscritas al
Distrito Lagunillas?
¿Cual sería el desempeño de sistemas de completaciones inteligentes, aplicando
análisis nodal a las capacidades de estrangulamiento de las válvulas de control de flujo
instaladas en la tubería de producción de los pozos de los yacimientos objeto de
estudio?
¿Es posible incrementar efectivamente el factor de recobro de pozos productores
mediante la utilización de tecnología de completación inteligente en los procesos de
inyección de agua en vez de usar las completaciones convencionales?
22
Para responder a estas interrogantes, se formulan los siguientes objetivos de
investigación:
2. Objetivos de la investigación
2.1. 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.
2.2. Objetivos Específicos
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.
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.
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.
3. Hipótesis
En yacimientos sometidos a procesos de inyección de agua la utilización de
equipos automatizados de monitoreo y control instalados en la tubería de producción de
los pozos inyectores y productores, conocidos como tecnología de completación
inteligente, permiten incrementar el factor de recobro en dichos pozos.
23
4. Justificación de la investigación
La elevada demanda energética mundial, como consecuencia de la expansión
demográfica e industrial, atraen hoy en día la atención de gobiernos, corporaciones
petroleras e instituciones de investigación de todo el mundo hacia las reservas de
crudos potencialmente recuperables.
Venezuela continúa siendo de vital importancia en el suministro energético
mundial, manteniendo su estrategia de distribución orientada a preservar la posición de
la industria nacional en distintos mercados internacionales, afianzando así, la
colocación de sus crudos.
La presente investigación pretende desde los puntos de vista teórico y practico
ampliar los conocimientos sobre la utilización de la tecnología de completación
inteligente para mejorar el factor de recobro en campos sometidos a procesos de
inyección de agua, a través del estudio de trabajos técnicos publicados a nivel
internacional en el área petrolera, así como, a través del estudio de yacimientos
sometidos a inyección de agua, además de proporcionar aportes para la discusión
sobre la implantación operacional de este tipo de tecnologías en los campos del
Occidente de Venezuela.
La metodología empleada en esta investigación y la posterior evaluación de los
resultados abren la posibilidad de abordar futuros estudios técnicos para mejorar la
productividad y aumentar el recobro de reservas petrolíferas, así como, diseñar nuevos
esquemas o procedimientos para comp
letar pozos que permitan aumentar su producción e igualmente generar nuevas
aplicaciones para la tecnología de completación inteligente que enriquezcan el análisis
de la situación en estudio.
Desde el punto de vista práctico, investigaciones como ésta podrán ser utilizadas
a futuro como insumo para la elaboración de nuevos programas de construcción de
pozos, además de motivar el aprendizaje organizacional para adquirir modernas
capacidades técnicas para la implantación de tales tecnologías.
24
Por otra parte, los referentes discutidos en esta investigación podrían servir de
base para proponer nuevas tecnologías para el control y monitoreo de pozos. La
naturaleza práctica del tema de investigación permitiría la obtención de resultados que
se pudieran evidenciar de forma clara en los campos donde sea utilizada esta
aplicación tecnológica.
5. Delimitación espacial de la investigación
El estudio se llevó a cabo en el yacimiento Bachaquero-18, sometido a procesos de
inyección de agua como método de recuperación secundaria en la Unidad de
Explotación: Bachaquero Lago adscrita al Distrito Lagunillas de la División Occidente de
PDVSA EyP, en la Costa Oriental del Lago, Estado Zulia en Venezuela.
Temporal
El proceso de investigación se llevará a cabo desde Julio del año 2007 hasta
Septiembre del año 2009.
Teórica
Esta investigación se enmarcó dentro de la línea de investigación recuperación
mejorada de petróleo, enfocada en relación directa con la producción o extracción de
petróleo que no ha podido recuperarse con los métodos primario y secundario.
Teóricamente en esta investigación se tomó como referencias los trabajos
realizados por Brouwer y col., (2001) titulado: “Incremento de recobro a través de
inyección de agua con tecnología de pozo inteligente”, así como lo planteado por A.
Armstrong y M. Jackson (2001) en su trabajo: “Manejo de irrupción de agua usando
tecnología de pozo inteligente”. También, lo postulado por Yeten y col., (2002) en su
trabajo “Optimización de control de pozo inteligente”. Igualmente, se han tomado como
25
referencias los trabajos realizados por A. Ajayi y M. Konopczynski titulados: “Una
técnica de optimización dinámica para simulación de sistema de pozo inteligente
multizona en el desarrollo de un yacimiento” (2003), “Diseño de válvulas de fondo de
pozo inteligente para control de flujo ajustable” (2004), “Evaluación de requerimientos
del sistema de pozo inteligente para el desarrollo de un campo costa afuera” (2005),
“Aplicación de completaciones inteligentes para optimizar el proceso de inyección de
agua en un campo maduro del Mar del Norte: Caso de Estudio.” (2006) y “Control de
pozo inteligente con múltiples zonas para lograr los requerimientos de Producción-
Optimización” (2007).
CAPÍTULO II
MARCO TEORICO
1. Contextualizacion del estudio
A los fines de aclarar conceptualmente, desde el punto de vista interno, el
espacio donde se manifiesta la situación problema objeto de esta investigación, es
preciso comentar una breve historia de producción del Yacimiento Bachaquero 18
(BACH 18). El yacimiento BACH 18, según el estudio realizado por PDVSA (2008), fue
descubierto en 1955 por medio del pozo BA285; 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. 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.
Figura 1. Ubicación del Yacimiento Bachaquero 18. (PDVSA, 2008)
27
La secuencia sedimentaria del yacimiento BACH 18 corresponden al Miembro
Bachaquero de la Formación Lagunillas, este suprayace al Miembro Laguna también de
la Formación Lagunillas, e infrayace a la Formación Isnotú, unidades sedimentarias del
Mioceno, tal cual como se aprecia en la Columna Estratigráfica Local (Figura 2).
Para el Mioceno del Campo Bachaquero Lago, se ha presentado una división
detallada, en relación con la serie sedimentaria característica del área, que comprende
7 ciclos progradante/retrogradante. Partiendo de abajo hacia arriba se tienen las
siguientes unidades lito-estratigráficas: Unidad 1 del Miembro Santa Bárbara (Fm. La
Rosa), Unidad 2 del Miembro Lagunillas Inferior, Unidad 3 del Miembro Laguna y, las
unidades BACH SUP 5 y 6 (Unidad 4), BACH SUP 4 y 3 (Unidad 5), BACH SUP 2
(Unidad 6) y BACH SUP 1 (Unidad 7) del Miembro Bachaquero.
De acuerdo a investigaciones y estudios recientes de estratigrafía secuencial del
Miembro Bachaquero, asociada a la estratigrafía del yacimiento BACH 18, éste está
ubicado en la secuencia sedimentaria que comprende las unidades 4, 5, 6 y 7, siendo la
Unidad 4 la sección basal, las unidades 5 y 6 las secciones intermedias y finalmente la
Unidad 7 la sección superior, infrayacente a Formación Isnotú. (Figura 2). En las
unidades 6 y 7 se concentra el estudio de esta investigación.
28
Figura 2. Columna Estratigráfica Local/Registro Tipo – Área Sureste-Mioceno. (PDVSA, 2008).
Actualmente el yacimiento BACH 18, presenta reservas remanentes de petróleo
y gas negativas del POES oficial, sin embargo el comportamiento de producción
estable, indica que existen aun reservas remanentes para explotar; aunado a la
perforación del pozo BA2629. Este Yacimiento Tiene un Petróleo Original en Sitio
(POES) de 798,46 MMBN, un factor de recobro de petróleo total promedio de 36,4%,
unas reservas recuperables de 314,99 MMBN y reservas remanentes de petróleo para
Diciembre de 2008 de 31.806 MBls; el Gas Original en Sitio (GOES), para este
yacimiento, es 239,54 MMMPCN, con un factor de recobro de 66,2%, unas reservas
recuperables de 158,58 MMMPCN y 14.195 MMPC de Gas de Formación de reservas
remanentes. (PDVSA, 2008).
POZO TIPO BA1786
29
El yacimiento Bachaquero 18 pertenece a la Unidad de Explotacion Bachaquero
Lago (Distrito Lagunillas), la cual tradicionalmente ha aportado grandes volúmenes de
crudo por parte del Occidente del país durante muchos años. Es por esta razón, junto
con el hecho de estar sometido a un proceso de recuperación secundaria por inyección
de agua, que se ha tomado este yacimiento como punto de referencia para el presente
estudio de investigación, así como por las reservas que aun acumula el yacimiento que
se desean extraer.
En otro orden de ideas, también es necesario aclarar el contexto organizacional
en el cual se enmarca la situación estudiada, tomando en cuenta que en la industria
petrolera nacional Petróleos de Venezuela, S.A. es una de las principales fuentes de
ingresos rentísticos en Venezuela, con base a ello, se destaca la importancia en la
región zuliana, toda vez que Petróleos de Venezuela (PDVSA) es una de las más
grandes corporaciones productoras de petróleo del hemisferio occidental y la cuarta
empresa de energía del mundo, según lo publicado por la Petroleum Intelligence
Weekly (2009). En tal sentido, PDVSA dentro de sus estrategias para enfrentar el
problema ocasionado por el paro petrolero del 2002 que arrojó una perdida de 14.430
millones de dólares por ventas no realizadas en los años 2002-2003 y una brecha de
conocimientos por el retiro de casi el 70% de su fuerza laboral, requiere urgentemente
elevar su capacidades científicas y tecnológicas para cumplir con las metas de
producción del Plan de Negocios de PDVSA 2005-2012 de 5 millones 847 mil barriles
diarios (PDVSA, 2006). Por ello, necesita de una fuente de nuevas tecnologías, entre
estas se encuentran las completaciones inteligentes, equipos especializados de control
de flujo en fondo de pozo que permiten un mejor manejo de los yacimientos y evitan la
intervención directa en los pozos logrando optimizar la producción y mejorar el recobro
de reservas, entre otros beneficios.
30
2. Antecedentes De La Investigación
De la revisión de algunas investigaciones cuyos contenidos permiten importantes
aportes al presente estudio, se han obtenido valiosos insumos, de las cuales fueron
seleccionadas las siguientes por guardar estrecha relación con la presente
investigación:
Brouwer y col., (SPE 68979, 2001), “Incremento de recobro a través de inyección
de agua con tecnología de pozo inteligente”. En este trabajo se describe la inyección de
agua como una técnica frecuentemente usada para incrementar el recobro de petróleo,
se hace mención sobre la presencia de zonas con alta permeabilidad, las cuales
pueden causar irrupción temprana de agua, así como zonas con baja permeabilidad
que ocasionan entrampamiento de crudo; se plantea la oportunidad de emplear la
tecnología de completacion inteligente para contrarrestar los efectos de la
permeabilidad, aplicando presiones de fondo o perfiles de tasa de flujo a lo largo de los
pozos inyectores o productores. En este estudio, los autores se enfocan en inyección de
agua en pozos horizontales inteligentes, en yacimientos horizontales bidimensionales
con heterogeneidades simples. En este caso, la inyección de agua se mejora
cambiando los perfiles de los pozos, según algunos algoritmos simples que, apartan las
rutas de flujo de las zonas de alta permeabilidad con el propósito de retardar la irrupción
de agua. Para todos los casos donde la irrupción temprana de agua se presentaba, fue
posible mejorar el proceso de inyección de agua con algoritmos simples. Para todos los
casos, fue posible acelerar la producción. El incremento en recobro obtenido depende
mucho del tiempo de producción total permitido, mientras más corto dicho tiempo, mejor
es el incremento en recobro. El incremento en recobro obtenido aplicando el algoritmo
de optimización varió entre 0%-20%. El retardo en tiempo de irrupción de agua logrado
por la rutina de optimización de los autores varió de 7%-168%. Los algoritmos de los
autores resultaron en perfiles de flujo que no cambian con el tiempo. Los resultados,
tanto del estudio de estos autores, como de otros, muestran que los perfiles de flujo que
varían con el tiempo pueden por lo menos acelerar la producción. El principio general
31
detrás de la optimización de estos casos fue reducir la diferencia en tiempo de vuelo
desde el inyector al productor, tanto como fuera posible.
A. Armstrong y M. Jackson, (OTC 13284, 2001), “Manejo de irrupción de agua
usando tecnología de pozo inteligente”. En este trabajo, los autores se enfocan en el
uso de tecnología de pozo inteligente para monitorear y optimizar producción de pozos
de una sola sarta y completados en múltiples zonas selectivamente. Se plantea que los
pozos productores sometidos a inyección de agua son inevitablemente susceptibles a
irrumpir en agua. Una vez sucedida la irrupción, la productividad se deteriora. 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, de modo que
el uso de tecnología de completación inteligente permite al operador regular producción
de cada zona empleando válvulas de control de intervalo. Se comenzó por investigar la
aplicación de la tecnología de pozo inteligente a un modelo conceptual simple: un pozo
de una sola sarta, produciendo de dos zonas aisladas con diferentes permeabilidades.
Esto permite observar los factores influenciando la irrupción de agua en un yacimiento
de múltiples estratos, los cuales pueden ser estudiados por separado, suministrando
una importante visión del impacto de la caracterización del yacimiento, de las
propiedades de los fluidos y de la arquitectura del pozo. Los autores encontraron que, el
método óptimo para producir de múltiples zonas es utilizar tecnología de pozo
inteligente para contener las zonas de alta permeabilidad, lo cual resulta en la irrupción
sincronizada de agua a lo largo del pozo. Esto sirve para acelerar y/o incrementar
producción y para optimizar la eficiencia de desplazamiento. Encontraron también los
autores, que la tecnología de pozo inteligente ofrece óptimos beneficios en campos con
relación de movilidad adversa e incluso con limitada productividad de pozos y limitado
ciclo de vida del campo. Posteriormente, los autores aplicaron todos los conocimientos
mencionados a un modelo de campo completo (Maureen Field, UKCS), depositado en
ambiente marino profundo, compuesto por canales submarinos, abanicos y arenas
intercaladas de calidad pobre separadas por lutitas de variada extensión lateral.
32
Finalmente, mencionan los autores que, se deben tomar las precauciones del caso a la
hora de seleccionar candidatos para aplicar la tecnología de pozo inteligente, pues la
producción puede variar (aumentar o disminuir) dependiendo de los múltiples factores
que caracterizan a los yacimientos y sus pozos.
Escalona, Carlos y Suárez, Evelio. (2001). “Informe de Progreso Laboratorio
Integrado de Campo Lagomar, Área VLA-6/9/21 Lagomar”. Informe Técnico PDVSA E y
P. IT-OC-2001-409, CE., 1-74. En este informe, los autores detallan todas las
actividades realizadas en el Laboratorio Integrado de Campo Lagomar (L.I.C) desde su
inicio hasta Junio del año 2001. El objetivo del referido Laboratorio Integrado de Campo
Lagomar era incrementar el factor de recobro en yacimientos someros maduros del
Eoceno del Área VLA-6/9/21, mediante la aplicación de un conjunto de tecnologías
avanzadas en la construcción de pozos y procesos de desplazamiento de fluidos en
yacimientos sometidos a inyección de agua. El alcance de este proyecto en el referido
campo era evaluar dos pruebas piloto: 1. Inyección Optimizada de Agua (IOA) en
arreglos geométricos a espacios reducidos, para incrementar la eficiencia volumétrica
de barrido y disminuir el tiempo requerido para barrer el área del arreglo. 2. Inyección
de Alcalinos-Surfactantes-Polímeros (ASP) ubicados en el patrón de inyección del VLA-
180, a objeto de lograr un efecto sinergético al reducir la tensión interfacial a valores
ultra bajos y lograr un control efectivo de la movilidad de los frentes de inyección,
mejorando la eficiencia de barrido tanto areal como vertical. Para la prueba de IOA,
originalmente se contempló la perforación de 6 pozos productores, 3 pozos
observadores y 4 pozos inyectores. Finalmente, sólo se perforó un pozo observador
quedando los productores e inyectores de acuerdo a lo planificado originalmente. Entre
los aspectos a ser evaluados en la prueba piloto IOA se encontraban: mejorar la
eficiencia de barrido areal y vertical y mejorar el control y monitoreo mediante
operaciones automatizadas en inyección, producción y manejo de fluidos. Como parte
de las tecnologías aplicadas en este proyecto se pueden mencionar el Sistema de
Instrumentación de Fondo para garantizar un monitoreo y control constante de variables
como presión y temperatura de yacimiento mediante sensores instalados en el
subsuelo, así como también el Sistema de Control y Supervisión de Inyección de Agua,
33
el cual contemplaba mediciones en tiempo real de los parámetros que determinan la
optimización de estos procesos y control automático del flujo de agua inyectado
mediante válvulas de control de flujo. Como resultados del proyecto, se observó que la
tasa de inyección de 3 pozos, estaba por encima de lo requerido, por no contar con
controladores de flujo, por lo cual se solicitó instalar válvulas reguladoras de flujo en
cada pozo inyector; igualmente se observó que para ciertos intervalos por encima de
6417 pies, se filtraba entre 60 y 70% del total del agua. Se observó también que se
presentó un incremento de la tasa bruta y el porcentaje de agua, lo que ha permitido
mantener la tasa neta de petróleo, que en otros casos no fue tan favorable, pues el
creciente porcentaje de agua disminuyó en ocasiones la tasa de producción de petróleo
neto. Finalmente, los sensores de fondo arrojaron información sobre el mantenimiento
de presión debido a la inyección del agua, así como sobre las arenas que más se
beneficiaron de este proceso. Todos los resultados y datos obtenidos fueron remitidos
en su oportunidad a los centros especializados en yacimientos de la operadora para
evaluar dichas tecnologías.
B. Yeten y col., (SPE 79031, 2002), “Optimización de control de pozo inteligente”.
En este trabajo se plantea que los equipos de control de flujo de fondo de pozo
permiten una mayor flexibilidad en pozos no convencionales. Estos equipos ofrecen la
habilidad de controlar independientemente cada brazo de un multilateral y pueden por
tanto ser usados para maximizar la producción de petróleo o para minimizar las
producciones no deseadas de gas o agua. En este trabajo, un método para la
optimización de la operación de pozos inteligentes, es decir, pozos que contengan
sensores de fondo y equipos de control de flujo, se plantea y aplica. El método
comprende el uso de una técnica de optimización de gradiente conjugado aplicado en
conjunción con un simulador de yacimientos comercial que contiene un detallado
modelo de pozo multisegmentado. Toda la técnica de optimización es aplicada a varios
problemas típicos considerando diferentes tipos de pozos y modelos geológicos, así
como, múltiples cálculos geoestadisticos. La mejora en predicción de desempeño
empleando equipos de control de flujo, la cual llega a ser de hasta 65% en un caso, se
demuestra para todos los ejemplos considerados. Existe, sin embargo, variación
34
significativa en el nivel de mejora alcanzable al emplear estos equipos, de modo que se
deberá recurrir a sofisticadas técnicas de toma de decisiones al considerar su uso en la
práctica.
Ajayi y M. Konopczynski (SPE 83963, 2003), “Una técnica de optimización
dinámica para simulación de sistema de pozo inteligente con múltiples zonas en el
desarrollo de un yacimiento”. En este trabajo los autores expresan que la tecnología de
pozo inteligente suministra al operador la capacidad de controlar, monitorear y manejar
remotamente múltiples horizontes o zonas en un pozo dado. La aplicación de esta
tecnología ha ofrecido valor significativo a través de la capacidad de controlar múltiples
zonas independientemente, reducir el número total de pozos, reducir costosas
intervenciones futuras al pozo, mantener el periodo de producción estable por más
tiempo. Las herramientas de simulación de yacimientos comunes no están bien
equipadas para modelar el desempeño de pozos con equipos de control de flujo en
fondo y específicamente tienen dificultades de optimizar automáticamente la
configuración de válvulas de control de pozo inteligente en el dominio de tiempo para
maximizar funciones objetivo tales como producción o reservas de hidrocarburo
recobradas. Este trabajo revisa el proceso y los resultados de simulación de yacimiento
y modelado de un yacimiento de petróleo, multicapa, clástico, compartamentalizado,
con fuerte empuje por un acuífero, el cual fue desarrollado empleando la tecnología de
pozo inteligente. El trabajo describe el proceso mediante el cual se incorporo una
técnica de optimización en el simulador, con la habilidad de modelar Válvulas de fondo
de pozo inteligente para Control por Intervalo (ICVs) binarias (abierto-cerrado) y
multiposición. La técnica de optimización descrita fue usada para simular el desempeño
de un yacimiento multicapa, con producción simultanea de varias zonas desarrollado
con pozos inteligentes. Los pronósticos de producción cuantifican el beneficio de las
válvulas para control por intervalo multiposición, por sobre el caso base de desarrollos
bajo escenarios convencionales. Para el yacimiento típico estudiado, los sistemas de
pozo inteligente aceleran y mantienen un periodo extendido de producción (plateau)
cuando se comparan con las técnicas de completación convencionales.
35
M. Konopczynski y A. Ajayi (SPE 90664, 2004), “Diseño de válvulas de fondo de
pozo inteligente para control de flujo ajustable”. Este trabajo describe las
consideraciones y el proceso integrado de diseño para especificar las características del
coeficiente de válvula, Cv, de una válvula de control de intervalo ajustable. El trabajo
enfatiza la necesidad de considerar al pozo completo como un sistema de control,
incluyendo la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de
producción (curva de oferta), el desempeño de estrangulamiento (choke) y la presión
requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción (curva de demanda)
del pozo. Este trabajo describe un método para establecer el diseño mas adecuado
para control de flujo según la aplicación. El método combina análisis nodal y modelado
de desempeño de estrangulamiento para modelar el comportamiento completo del
pozo. Este análisis se extiende a completaciones inteligentes de pozos con múltiples
estratos o múltiples zonas. Se presenta un ejemplo del análisis.
A. Ajayi y col., (SPE 101935, 2006), “Aplicación de completaciones inteligentes
para optimizar el proceso de inyección de agua en un campo maduro del Mar del Norte:
Caso de Estudio.” Este trabajo describe un estudio sobre un modelo dinámico de
yacimientos y recomendaciones sobre la implementación en campo de la tecnología de
pozo inteligente en un campo maduro del Mar del Norte para cuantificar los beneficios
del uso de la tecnología para el redesarrollo del campo. El estudio examina el impacto
de aplicar la tecnología de pozo inteligente a múltiples pozos inyectores y productores
para acelerar la producción, reducir el número de pozos, extender el periodo de vida
productiva (plateau) y reducir las intervenciones a los pozos. El campo está ubicado en
el Mar del Norte con características similares a las del campo Brent. Existe una
acumulación grande de hidrocarburos en cuatro horizontes. El campo es maduro con
más de diez años de datos de producción histórica de operaciones de inyección de
agua. El trabajo discute aspectos relacionados con la identificación de la mejor
aplicación de la tecnología de pozo inteligente en el campo y cuantificación de las
ganancias potenciales de tales aplicaciones cuando se comparan con los sistemas de
completaciones convencionales de pozos. Se incluye también la evaluación de la
capacidad de la tecnología de pozo inteligente para maximizar la producción de
36
petróleo, mientras se maneja la irrupción de agua y para producir en “commingle” de
múltiples arenas, mientras se minimiza el impacto sobre las reservas. El estudio resalta
aspectos potenciales pre y post instalación relacionados con el sistema de completacion
inteligente recomendado. Esto incluye retos y aspectos relacionados con la integración
con facilidades existentes, instalación de pozo, preparación de personal, confiabilidad
del sistema, etc. El trabajo también discute controles de pozo post instalación y una
guiatura practica sobre la medición de los beneficios predichos de utilizar la tecnología
de pozo inteligente. El trabajo ofrece una visión general sobre la aplicación de la
tecnología de pozo inteligente en un campo maduro costa afuera. El estudio estimó un
incremento potencial en el factor de recobro de petróleo con rango entre 0.48% a 6.1%
del POES con respecto a la vida del campo.
Pabón, Luís. (2007). “Integración de la Ingeniería de Yacimiento y de Producción
en Completación Avanzada de Pozos”. Trabajo de Grado. Universidad del Zulia.
Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. Esta
investigación tuvo como objetivo general integrar la ingeniería de yacimientos y de
producción en la completacion avanzada de pozos en el Occidente del país, tomando
como referencia los postulados de Baker (1995), Algeroy (1999), Eck (2000) y Al-Asimi
(2003). La tipología del estudio fue correlacional, descriptiva y aplicada. El diseño se
definió como no experimental, transeccional correlacional y de campo. La población
estuvo constituida por diez empresas entre operadoras de campos petroleros y
proveedoras de la tecnología en estudio, se utilizo una unidad de observación de 24
sujetos, quedando la muestra determinada por un censo poblacional, se utilizo un
muestreo del tipo no probabilístico casual o incidental para determinar el numero de
individuos a ser entrevistados en cada una de las empresas evaluadas. La técnica de
recolección de datos fue mediante la encuesta y como instrumento se utilizo un
cuestionario con escalas de actitudes con 5 opciones de respuestas tipo Likert,
conformado por 34 items que miden ambas variables. La validez de contenido del
instrumento fue obtenida mediante la experiencia de cuatro expertos y la confiabilidad
determinada por el calculo estadístico de partición por mitades corregida por Spearman-
Brown resultando 0,87. Para el procesamiento de los datos se utilizaron las estadísticas
descriptivas, concretamente frecuencias absolutas y relativas, apoyadas en las medidas
37
de tendencia central y para establecer la integración entre las variables se uso las
estadísticas inferenciales no parametricas a través del cálculo coeficiente de rangos
ordenados de Spearman. Se concluyo que la correlación es de 0,976 lo que se
interpreta que existe una relación de magnitud significativa y de dirección positiva muy
fuerte entre ambas variables, lo que sugiere que a mayor conocimiento de los aspectos
de ingeniería de yacimientos involucrados en la completación avanzada de pozos,
mayor serán los aspectos de producción implicados en dicha tecnología.
M. Konopczynski y A. Ajayi (SPE 106879, 2007), “Control de pozo inteligente con
múltiples zonas para lograr los requerimientos de Producción-Optimización”. En este
trabajo los autores plantean que la aplicación de pozos inteligentes se ha incrementado
grandemente. Sin embargo, la integración de datos en tiempo real dentro de un flujo de
trabajo de gerencia de yacimientos que con precisión pueda predecir la entrega de
hidrocarburos, para lograr los requerimientos de optimización, es aun una tarea difícil de
lograr. Este trabajo presenta una estrategia de optimización y tecnología de IPR
atenuada de un pozo inteligente sencillo para completar lo faltante. Mediante
referencias de zonas de producción individual a un punto de referencia nodal, se
desarrollo un modelo de flujo general para combinar el flujo de fluidos proveniente de
zonas individuales. El modelo integra la IPR de cada zona por separado con el
desempeño de flujo de producción que ofrecen las restricciones de los equipos para
generar IPR´s atenuadas correspondientes a las posiciones relativas de
estrangulamiento (choke) de las válvulas de control por intervalo (ICV). Mediante la
integración de esta IPR atenuada con el desempeño de flujo en la tubería (demanda), la
entrega de hidrocarburos del pozo inteligente y la distribución de producción de fluido
de cada zona puede ser razonablemente predicha. Más aún, para convertir los datos de
monitoreo en tiempo real en valores tangibles, este trabajo ha propuesto dos estrategias
de optimización para el pozo inteligente. Mediante la combinación de datos
provenientes de sensores con un modelo de distribución de flujo en tiempo real, las
distribuciones de producción de cada zona por separado pueden ser predichas. Las
IPR´s atenuadas ofrecen a los operadores datos confiables para predecir con precisión
la entrega de hidrocarburos del pozo y les permite tomar decisiones para lograr los
38
requerimientos de optimización. Asumiendo como caso un hipotético pozo inteligente
con dos zonas, se desarrollo un modelo computacional para demostrar este método de
IPR atenuada. Este trabajo ofrece a los ingenieros una herramienta confiable para
diseñar, analizar y optimizar la producción y las operaciones las válvulas de control por
intervalo (ICV) en fondo del pozo inteligente productor con múltiples zonas.
M. Konopczynski y A. Ajayi (SPE 106933, 2007), “Aplicación de Tecnología de
Datos de Fondo en Tiempo Real e IPR Compuesta para optimizar producción de pozos
inteligentes con múltiples zonas”. En este trabajo los autores plantean que la aplicación
de pozos inteligentes se ha incrementado grandemente. Sin embargo, la integración de
datos de fondo en tiempo real dentro de un flujo de trabajo de gerencia de yacimientos
que con precisión pueda predecir la entrega de hidrocarburos, para lograr los
requerimientos de optimización, es aun una tarea difícil de lograr. Este trabajo presenta
una estrategia de optimización y tecnología de IPR compuesta de un pozo inteligente
sencillo para completar lo faltante. Mediante referencias de zonas de producción
individual a un punto de referencia nodal, se desarrollo un modelo de flujo general para
combinar el flujo de fluidos proveniente de zonas individuales. El modelo integra la IPR
de cada zona por separado con el desempeño de flujo de producción que ofrecen las
restricciones de los equipos para generar IPR´s compuestas correspondientes a las
posiciones relativas de estrangulamiento (choke) de las válvulas de control por intervalo
(ICV). Mediante la integración de esta IPR compuesta con el desempeño de flujo en la
tubería (demanda), la entrega de hidrocarburos del pozo inteligente y la distribución de
producción de fluido de cada zona puede ser razonablemente predicha. Más aún, para
convertir los datos de monitoreo en tiempo real en valores tangibles, este trabajo ha
propuesto dos estrategias de optimización para el pozo inteligente. Mediante la
combinación de datos provenientes de sensores con un modelo de distribución de flujo
en tiempo real, las distribuciones de producción de cada zona por separado pueden ser
predichas. Las IPR´s compuestas ofrecen a los operadores datos confiables para
predecir con precisión la entrega de hidrocarburos del pozo y les permite tomar
decisiones para lograr los requerimientos de optimización. Asumiendo como caso un
39
hipotético pozo inteligente con dos zonas, se desarrollo un modelo computacional para
demostrar este método de IPR compuesta. Este trabajo ofrece a los ingenieros una
herramienta confiable para diseñar, analizar y optimizar la producción y las operaciones
las válvulas de control por intervalo (ICV) en fondo del pozo inteligente productor con
múltiples zonas.
3. Fundamentación teórica
A continuación se presenta la fundamentación teórica que sirvió de base para
orientar el análisis del problema de investigación planteado.
3.1. Ingeniería de Yacimientos
El yacimiento es una unidad porosa y permeable en el subsuelo que contiene en
sus espacios porosos hidrocarburos líquidos o gaseosos con características que
permiten su explotación comercial.
La ingeniería de yacimientos es una de las partes más importantes en la
ingeniería de petróleo, ya que es el nexo entre el yacimiento o reservorio de petróleo o
gas y los sistemas de producción en superficie.
La ingeniería de yacimientos comparte la distinción junto a geología en ser una
de las grandes “ciencias del subsuelo” de la industria petrolera, que intenta describir lo
que ocurre en los anchos espacios abiertos del yacimiento entre los pozos o puntos
dispersos de observación. Es posible definir cuatro actividades mayores o principales
en ingeniería de yacimientos (Dake, 2001), las cuales son:
− Observaciones: Estas incluyen el modelo geológico, la perforación de pozos y los
datos adquiridos en cada: núcleo, registro, prueba, muestra de fluido, etc. Una vez
iniciada la producción del campo, las tasas de crudo, gas y agua deben ser
continuamente monitoreadas con precisión, junto con cualquier inyección de agua o
gas. Igualmente, deberían correrse frecuentes registros de presiones y producción a lo
largo de la vida de los proyectos en el yacimiento. La importancia de la recopilación de
40
datos es un punto frecuentemente referido en los libros sobre yacimientos y su
importancia se ilustra al describir el balance de materiales, tan fundamental para la
ingeniería de yacimientos. Se conoce que la ecuación de balance de materiales puede
contener fácilmente ocho incógnitas y el hecho de no lograr obtener los datos
esenciales sobre tasa, presión y presión-volumen-temperatura (PVT) que permitan
conseguir una solución significativa a la referida ecuación puede hacer imposible la
aplicación de la ingeniería cuantitativa. De existir casos en los cuales la recopilación de
datos sea inadecuada, sería peligroso intentar siquiera aplicar cualquier técnica de
ingeniería de yacimientos cuantitativa, lo cual activaría el trabajo alternativo de adivinar,
aunque ocasionalmente inevitable, es algo a ser evitado tanto como sea posible. La
adquisición de datos precisos es costosa (muy costosa) y es deber de los ingenieros de
yacimientos en ejercicio convencer a aquellos que manejan los fondos y recursos sobre
la necesidad de obtener dichos datos. Para hacer esto, es importante que el ingeniero
sepa exactamente de qué manera serán utilizados los datos a adquirir y para qué.
Una vez que los datos han sido recopilados y verificados, el ingeniero debe
interpretarlos muy cuidadosamente y agruparlos de pozo a pozo a lo largo del
yacimiento y del acuífero colindante. Esta es una fase bastante delicada de todo lo que
significa entender los yacimientos. En esta etapa, es positivo utilizar programas
computacionales, por ejemplo, para interpretar pruebas de pozos, pero aplicar
sofisticados métodos numéricos para generalizar sobre las propiedades de la formación
o generar correlaciones estadísticas, así como el uso de regresión lineal son
actividades que deben ser reducidas al mínimo. El desempeño de un yacimiento es tan
frecuentemente dominado por algún aspecto o característica física particular, el cual
puede ser una debilidad o fortaleza, que puede ser absolutamente pasado por alto a
través del efecto inherente a la aplicación de métodos numéricos. A este respecto, es
importante mencionar que existen ejemplos sobre los peligros asociados a realizar
“estimaciones estadísticas”, que afectan el cálculo de la eficiencia de barrido en los
proyectos de inyección de agua o gas. Este tipo de “estimaciones estadísticas” erróneas
han costado a los operadores internacionales billones de dólares en pérdidas y
producción diferida en proyectos de recuperación secundaria en todo el mundo. La
mayoría de las dificultades mencionadas serian resueltas mediante la aplicación de las
41
leyes básicas de la física en la interpretación y compaginación de los datos de
yacimiento.
Es importante también mencionar la necesidad de la experiencia profesional a la
hora de recopilar e interpretar los datos mencionados para el posterior manejo
adecuado del activo desde el punto de vista de ingeniería de yacimientos.
− Suposiciones: Después de haber examinado y recopilado exhaustivamente
todos los datos disponibles, el ingeniero está usualmente obligado a hacer una serie de
suposiciones relacionadas con el estado físico del “sistema” para el cual se debe
visualizar una adecuada descripción matemática. Por ejemplo:
-El yacimiento de petróleo o gas está o no está afectado por el influjo natural de
agua proveniente del acuífero colindante.
-Habrá o no habrá equilibrio de presión completo a lo largo de la sección del
yacimiento bajo condiciones de depletamiento o empuje de agua.
-La curvatura ascendente de puntos de presión en un buildup resulta de: la
presencia de fallas, comportamiento de doble porosidad o la irrupción de gas
libre alrededor del pozo.
Las suposiciones representan un paso crucial en la ingeniería práctica. Las
actividades posteriores (cálculos) son enteramente dependientes de la naturaleza de
las suposiciones. Es por tanto necesario ser extremadamente cauteloso al momento
de hacer suposiciones con respecto a lo físico, siendo más convincentes aquellos
estudios de yacimientos con el menor numero de éstas.
Las suposiciones pueden ser usualmente confirmadas sólo por observación, no
mediante cálculos, pero estos puede ser problemáticos. Finalmente, considerando la
importancia relacionada con las suposiciones, es mandatario que éstas sean
enunciadas y enumeradas al principio de cualquier estudio de yacimientos, con el fin
de permitir al lector la posibilidad de explorar más allá en el texto o no.
42
− Cálculos: Cualquier modelo matemático seleccionado dependerá enteramente de
las suposiciones físicas. Una vez que una condición física ha sido definida (supuesta),
implica cálculos como una respuesta inmediata en consecuencia. En la actualidad, con
la ayuda de computadores, es posible realizar cálculos que anteriormente no eran tan
fáciles de desarrollar por la falta de computadores avanzados. Igualmente, es
importante ser cauteloso a la hora de emplear modelos matemáticos, buscando
siempre aquellos que mejor satisfagan los requerimientos de la ingeniería de
yacimientos. Es por esto que, sólo los ingenieros de yacimientos quienes manejan
paquetes de simulación para su disposición y uso, deben encargarse de la “simulación
de yacimientos”. La mayor parte del tiempo de los ingenieros de yacimientos debería
ser invertido en mirar las cosas muy cuidadosamente y sólo luego decidir sobre la
aproximación correcta al problema, en vez de bombardear la situación con diferentes
modelos matemáticos esperando que uno de ellos pudiera servir. Si las matemáticas
se usan cuidadosamente y correctamente, entonces nosotros deberíamos tener una
gran ventaja sobre nuestros predecesores en este sentido, pero si se abusa en la
confianza a las matemáticas para definir la física, entonces la ingeniería de
yacimientos se encuentra en peligro.
− Decisiones para el desarrollo: Cada acción contemplada, planificada y ejecutada
por los ingenieros de yacimientos deben llevar a alguna forma de decisión para el
desarrollo, de lo contrario, no debería ser emprendida en primera instancia.
3.1.1 Recuperación Secundaria por Inyección de Agua
Las fuerzas primarias que actúan en los yacimientos de petróleo como
mecanismos de recuperación de crudo generalmente han sido ayudadas mediante la
inyección de agua (y de gas) como procesos secundarios de recobro, con el fin de
aumentar la energía y en consecuencia, aumentar el recobro. Posteriormente se han
utilizado otros procesos mejorados de recuperación de petróleo, pero su aplicación ha
estado limitada por la rentabilidad que se requiere para su explotación comercial. Por
43
estas razones la inyección de agua continúa siendo uno de los métodos convencionales
más utilizados para obtener un recobro extra de petróleo de los yacimientos.
Los métodos de recuperación secundarios consisten en inyectar dentro del
yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo para mantener un gradiente de
presión. Estos fluidos se inyectan por ciertos pozos (inyectores), y desplazan o
arrastran una parte del petróleo hacia los otros pozos (productores).
Hasta el principio de los años 70, el bajo precio del crudo hacía que los únicos
fluidos susceptibles de inyectarse económicamente eran el agua, y en ciertos casos el
gas natural. En algunos yacimientos de empuje hidráulico se pueden obtener eficiencias
de recobro del petróleo originalmente en sitio (POES) entre un 30 y un 50%
dependiendo de los casos (Paris de Ferrer, 2001).
Propiedades para una Buena Recuperación.
a) Antes de entrar a la formación.
El agua debe estar libre de cualquier material en suspensión como arena, barro,
arcilla y material inorgánico microscópico. La estabilidad química, es el segundo
requisito de las aguas usadas para la inyección. Es casi imposible obtener un suministro
de agua perfectamente estable. Los gases disueltos, como oxígeno, dióxido de carbono
y sulfuro de hidrógeno causan inestabilidad. El oxígeno, es uno de los principales
causantes de la corrosión especialmente en aguas saladas y ácidas; se debe extraer si
está en solución con el agua.
b) Después de entrar a la formación.
El agua es inyectada a la formación, no debe reaccionar con los fluidos
contenidos en la misma, ya que pueden ocasionar precipitados que interfieren con el
avance del agua. La adición de agentes reductores de tensión interfacial ha tenido un
efecto beneficioso en los procesos de inyección, aumentando el recobro de petróleo.
Existen otras propiedades deseables en las aguas para la inundación, entre ellas las
44
altas temperaturas, pero hay que tener en cuenta que el grado de perforación de las
aguas para inyectar está determinado en gran escala por factores económicos.
c) Razón de movilidad.
Se define como la razón entre la movilidad de la fase desplazante (agua o gas) y
la movilidad de la fase desplazada (petróleo) y puede relacionarse con la conductancia
en términos de la permeabilidad efectiva y la viscosidad de los fluidos desplazante y
desplazado.
d) Eficiencia de desplazamiento.
Dada la cantidad de factores que afectan adversamente el desplazamiento entre
fluidos inmiscibles no es posible lograr un desplazamiento 100% efectivo; no es posible
desplazar por completo el petróleo existente en el yacimiento al momento de iniciar un
proceso de desplazamiento, por este motivo se debe definir un parámetro que
caracterice la eficiencia de un proceso de desplazamiento. Se define como la fracción
existente al momento de iniciarse el desplazamiento en la zona contactada por la fase
desplazante que es recuperado.
e) Eficiencia de Barrido (Ev).
Se define como el producto de la Eficiencia areal de barrido por la Eficiencia
vertical de barrido. Ésta se ve influenciada por la variación de la permeabilidad,
propiedades y distribución de los fluidos, saturación de los fluidos y fracturas en el
sistema. Contrariamente la variación de permeabilidad da como resultado una baja
eficiencia de barrido, una rápida irrupción de agua. Existen varios factores que afectan
la eficiencia de barrido dentro de un proceso de inyección de agua:
− Heterogeneidad del Yacimiento: variaciones areales y verticales en porosidad,
permeabilidad, y propiedades de los fluidos.
− Discontinuidad de la formación (Fallas)
− Fracturas verticales y horizontales.
45
− Profundidad de la Formación.
− Tipo de patrones de flujo.
− Flujo cruzado.
− Radio de movilidad del petróleo y el agua.
Ahora, si se estudian los aspectos que determinan la extensión de la zona del
yacimiento contactada por el fluido desplazante, tenemos que hablar de eficiencia de
área barrida. Debido principalmente, a la distribución de los pozos de inyección y
producción de un yacimiento sometido a un proceso de desplazamiento, solo una parte
del área del yacimiento entra en contacto con el fluido inyectado.
f) La Eficiencia areal (Ea).
Se define como la fracción del área horizontal del yacimiento donde ha ocurrido
el proceso de recuperación secundaria.
La eficiencia areal de barrido se relaciona con los factores que se dan en la
naturaleza y por lo tanto no pueden ser controlados, entre otros: Las propiedades de las
rocas (porosidad, permeabilidades relativas, las presiones capilares, etc.), las cuales
tienen una influencia directa sobre el volumen de roca invadida por el fluido inyectado,
así como también sobre la dirección y velocidad del movimiento de los mismos. Existen
otros factores que se pueden modificar, los cuales están relacionados con la
localización de los pozos inyectores y productores y con las densidades y viscosidades
de los fluidos. Existen varios factores que afectan la eficiencia areal de un proceso de
desplazamiento, como por ejemplo:
− Geometría de los pozos de inyección y producción.
− Razón de movilidad.
− Volumen de fluidos inyectados.
− Flujo cruzado.
46
− Buzamiento de la formación.
Como consecuencia de la falta de uniformidad de las permeabilidades en
dimensión vertical, todo fluido inyectado se moverá en un frente irregular. En las partes
más permeables del yacimiento, el agua inyectada se moverá más rápidamente, y en
las partes menos permeables, su movimiento será más lento.
Una medida de uniformidad de la invasión de agua es la eficiencia de
desplazamiento vertical: se define como el área de sección transversal con la que hace
contacto el fluido inyectado, dividida entre el área de la sección transversal incluida
todas las capas que quedan detrás del frente del fluido inyectado. La eficiencia de
desplazamiento vertical es una medida del efecto bidimensional de la heterogeneidad
del yacimiento.
g) Eficiencia de conformación vertical (Ei).
Debido principalmente, a la heterogeneidad del yacimiento, solo una fracción del
área vertical de un yacimiento (o arreglo) entra en contacto con el fluido desplazante.
Esta fracción referida al área vertical total, se denomina eficiencia vertical, eficiencia de
conformación o intrusión fraccional. En general se considera como una medida de la
heterogeneidad del yacimiento. Entre los factores que afectan la eficiencia vertical se
tienen los siguientes:
− Heterogeneidad en sentido vertical (estratificación).
− Razón de Movilidad.
− Volumen de fluido inyectado.
− Fuerzas gravitatorias.
− Fuerzas capilares.
− Flujo entre capas paralelas.
h) Eficiencia de desplazamiento volumétrico (Edv).
47
La cual se define como la fracción del volumen total del yacimiento que es
invadido o entra en contacto con el fluido desplazante, es decir, el cociente entre el
volumen invadido y el volumen total del yacimiento. Esta eficiencia se calcula a partir de
la cobertura con la cual ocurre la invasión vertical, debida fundamentalmente a la
estratificación; a la cobertura areal, debido básicamente al arreglo y espaciamiento de
los pozos.
i) Intrusión de agua.
Es el agua que entra en la zona de petróleo de un yacimiento, proveniente de
formaciones que rodean el yacimiento, denominadas acuífero.
j) Pruebas de inyectividad de pozos.
Esta prueba consiste en la construcción de la curva de inyectividad de cada uno
de los pozos inyectores de la unidad, la cual es una representación de presión de
inyección vs. Volumen Inyectado. La tendencia de dicha curva es comparada con los
pronósticos (objetivos de inyección), los cuales deben inyectarse a presiones inferiores
o a la presión de acotamiento (máxima presión permisible del pozo).
k) Ruptura.
Es un término usado en procesos de desplazamiento y se define como el
momento en el cual el fluido desplazante (agua, gas, etc.) llega o aparece en el pozo
productor.
Gráficos de Control.
Existen técnicas para determinar la procedencia excesiva de producción de agua
y gas en los pozos productores.
Gráficos de K.S. Chan.
Basado en sistemáticos estudios de simulación numérica, se ha observado que
al graficar en papel doble logarítmico Relación Agua Petróleo (RAP) –y su derivada
(RAP’) - en función del tiempo de producción resultan de gran utilidad para determinar
48
la causa de la producción de agua. Es posible además, diferenciar si se presenta
ruptura a través de un estrato de alta permeabilidad o canalización en el hoyo del pozo.
En general, los problemas se clasificaron en tres categorías:
− Conificación de agua.
− Canalización multicapa.
− Problemas cercanos al pozo.
Para generar los gráficos se requieren las historias de producción para un
periodo, RAP y sus derivadas y producción acumulada. Estos gráficos muestran el
comportamiento de producción pasado y presente. La metodología puede proporcionar
un diagnostico para seleccionar el tipo apropiado de tratamiento que se debe hacer el
pozo.
Los problemas asociados con la producción de agua y su control presente son un
desafío para los ingenieros de yacimiento. La clave central esta en la definición de la
fuente del agua y de los intervalos ofensores, por lo tanto se debe determinar dos
clases de producción de agua: mala y buena. La producción de agua es considerada
buena cuando barre un banco de petróleo y arrastra importante producción de petróleo
delante de ella.
El agua mala inhibe la producción de petróleo de un intervalo debido a la
conificación de un acuífero o canalización de agua. Definir la fuente de agua producida
es fundamental para definir el problema.
La presencia de agua en la producción de un intervalo conduce a preguntar
acerca de la posición actual del contacto agua petróleo. En muchos casos, esta
incertidumbre origina abandono prematuro de reservas de petróleo que se han
supuesto invadidas por agua. El flujo cercano al pozo es una de las causas más
importantes de confusión debido a varios factores: pobre cementación primaria,
cavernas formadas por la producción de arena, canales en la formación, fisuras
49
naturales, fracturas hidráulicas, flujo reducido de petróleo causado por daño de
formación y frecuente estimulación en la cercanía del pozo.
Si se observa que la curva de la derivada (RAP’) disminuye con el tiempo, como
se muestra en la Figura 3, entonces estaríamos hablando de un caso de Conificación.
Figura 3. Conificación. (K.S.Chan, 1995)
Un aumento abrupto de ambas curvas RAP y RAP’, indica la existencia de flujo
proveniente de las cercanías del pozo, tal como problemas de comunicación mecánica,
(Figura 4).
Figura 4. Comunicación Mecánica. (K.S.Chan, 1995)
El siguiente caso, (Figura 5), se muestra un comportamiento de
canalización ó adedamiento.
0,01
0,1
1
10
100
10 100 1000
Tiempo (días)
RA
P -
RA
P'
RAP
RAP’
0,001
0,01
0,1
1
10
10 100 1000 10000
Tiempo (días)
RA
P -
RA
P'
RAP
RAP’
50
0 ,0 0 1
0 ,0 1
0 ,1
1
1 0
1 0 1 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 0
T ie m p o (d ía s )
RA
P -
RA
P'
RAP
RAP’
Figura 5. Canalización. (K.S.Chan, 1995)
Finalmente, el siguiente gráfico (Figura 6), se representa un barrido normal del
yacimiento por efecto del agua (corte de agua > 60%).
Figura 6. Curva de Diagnóstico de Chan (Barrido Normal). ( K.S.Chan, 1995 )
Gráficos de Hall (Hall Plots)
El método de Hall puede ser muy útil para monitorear el comportamiento de un
pozo inyector. Utiliza datos que normalmente se registran, con los cuales se identifican
cambios en la capacidad de inyección de un pozo en la medida que progresa el proceso
de inyección, ver Figura 7. Los datos requeridos para usar este método son: Inyección
de agua acumulada en función del tiempo, presión de inyección en la superficie contra
el tiempo.
0,001
0,01
0,1
1
10
10 100 1000 10000
Tiempo (días)
RA
P -
RA
P'
RAP
RAP’
51
Figura 7. Gráfico de Hall según Smith y Cobb (Paris de Ferrer, 2001)
Inyección de Agua.
La inyección de agua es el proceso por el cual el petróleo es desplazado hacia
los pozos de producción por el empuje del agua, como se muestra en la Figura 8. Bajo
condiciones favorables, la inyección de agua es un método efectivo para recuperar
petróleo residual de un yacimiento. Los factores que son favorables para una alta
recuperación por agua incluyen: baja viscosidad del petróleo, permeabilidad uniforme y
continuidad del yacimiento.
Figura 8. Proceso de Inyección Agua. (Sapience, 2007)
A
LL
A: Inyección Normal., Inyector Estable
B: Taponamiento
C: Pobre Calidad de Agua
D: Fracturamiento
Pre
sió
n
Inyección de agua Acumulada (Bls)
52
Funciones de la inyección de Agua.
− Mantener o aumentar la presión del yacimiento, para no permitir que el gas se
libere y así evitar la disminución en la permeabilidad efectiva al petróleo, pues el
gas ocupa canales preferenciales con respecto a éste.
− Al mantener la presión del yacimiento, la energía del yacimiento se abastece
continuamente, evitando que se reduzca la producción de petróleo debido a la
disminución de presión en el yacimiento.
− Los fluidos inyectados empujan los fluidos del yacimiento hacia los pozos
productores, llevando tanto petróleo como se atraparía en la producción por
empuje con gas en solución. Se detiene la inyección cuando el fluido inyectado
invade todos los pozos de producción (ruptura). En los casos donde la energía
por la capa de gas o por la zona acuífera sea suficiente, no hay necesidad de
inyectar fluidos. Cuando hay una disminución relativa y rápida de la presión del
yacimiento, es obvio que estos métodos de energía no son suficientes. En tal
caso, puede obtenerse mucho beneficio de la inyección de fluidos; sin embargo,
las condiciones del yacimiento, tamaño, forma y permeabilidad, deben ser
adecuados.
Características de los Yacimientos Sometidos a Inyección de Agua.
− Mecanismo de producción por empuje de gas en solución o empuje natural por
agua.
− Yacimientos de crudos livianos: La inyección de agua es favorable para los
yacimientos de crudos livianos, debido a que por la movilidad muy alta de petróleo
(poco viscoso) el agua realiza un desplazamiento eficiente sin dejar altas
saturaciones de petróleo detrás del frente de agua, al contrario de lo que sucede
con el crudo pesado. Como mecanismo suplementario al recobro primario, es una
ayuda para mantener la presión por encima del punto de burbujeo o bien por
encima de la presión a la cual, la saturación de gas excede el valor crítico donde
este comienza a ser movible. Si un proyecto de inyección de agua se comienza
53
cuando la presión es inferior a la del punto de burbujeo, se requerirá una tasa de
inyección de agua inicial bastante alta y la mayor parte de ella es necesaria para
desplazar el gas liberado. En cambio, si el proyecto es llevado a cabo cuando la
presión se encuentra en o por encima del punto de burbujeo, la cantidad de agua
requerida para la inyección es menor que en el caso anterior.
El agua es generalmente más eficiente que el gas como fluido desplazante
debido a que su viscosidad es alrededor de 50 veces mayor que la del gas, lo que da al
agua menor movilidad tendiendo a ejercer un desplazamiento tipo pistón. Por otra parte
se ha determinado que generalmente las rocas tienden a ser humectadas por agua, lo
cual beneficia el barrido del petróleo incrementando su recobro.
Factores que Controlan la Recuperación por Inyección de Agua (o Gas).
Al determinar la factibilidad de llevar a cabo un proceso de inyección bien sea
agua o gas en un yacimiento se deben considerar los siguientes factores:
Geometría del Yacimiento. Pues su estructura y estratigrafía controla la
localización de los pozos y determina el método a utilizar.
Litología. Tiene una profunda influencia en la inyección de agua o gas en
yacimiento en particular; de hecho, la porosidad, permeabilidad y el contenido de arcilla
son factores litológicos que afectan la invasión.
Profundidad del Yacimiento. Es un factor que debe considerarse en una invasión
de agua debido a tres variables: a) si es demasiado grande para permitir reperforar
económicamente y si los pozos viejos deben ser utilizados como inyectores y
productores, no se pueden esperar altos recobros; b) en los yacimientos profundos, las
saturaciones de petróleo residual después de las operaciones primarias son más bajas
que en yacimientos someros, debido a que estuvo disponible un gran volumen de gas
en solución para expulsar el petróleo y a que el factor de encogimiento fue grande y, por
lo tanto, a quedado menos petróleo; y c) grandes profundidades permiten utilizar
54
mayores presiones y un espaciamiento más amplio, si el yacimiento posee un grado
suficiente de uniformidad lateral.
Porosidad. La recuperación total del petróleo de un yacimiento es una función
directa de la porosidad, ya que ella determina la cantidad de petróleo presente para
cualquier porcentaje de saturación de petróleo dado.
Permeabilidad. La magnitud de esta variable controla en un alto grado la tasa de
inyección de agua que se puede mantener en un pozo de inyección para una
determinada presión en la cara de la arena. Por lo tanto es necesario conocer: i) La
máxima presión de inyección tomando en cuenta la profundidad del yacimiento; ii) La
relación entre tasa y espaciamiento a partir de datos de presión - permeabilidad. Esto
permite determinar rápidamente los pozos adicionales que deben perforarse para
cumplir con el programa de invasión en un lapso razonable.
Continuidad de las Propiedades de la Roca. Como el flujo del fluido en el
yacimiento es esencial en la dirección de los planos de estratificación, la continuidad es
de interés primordial. Si el cuerpo del yacimiento está divido en estratos separados por
lutitas o rocas densas, el estudio de una sección transversal de un horizonte productor
podría indicar si los estratos individuales tienen tendencia a reducirse en distancias
laterales relativamente cortas, o si está presente una arena uniforme.
Magnitud y Distribución de las Saturaciones del Fluido. Este parámetro es muy
importante debido a que cuanto mayor sea la saturación de petróleo en el yacimiento al
comienzo de la invasión, mayor será la eficiencia de recobro y si este es elevado el
petróleo sobrepasado por el agua será menor y el retorno de la invasión por lo general
será mayor.
Propiedades de los Fluidos y Permeabilidades Relativas. Las propiedades físicas
de los fluidos del yacimiento tienen efectos pronunciados sobre la conveniencia de un
proceso de inyección en el mismo. Dentro de estos, la viscosidad del petróleo y las
permeabilidades relativas de la roca yacimiento a los fluidos desplazantes y
desplazados son los de mayor importancia, ya que ambos afectan la razón de movilidad
que se define como la relación entre la movilidad de la fase desplazante y la de la fase
desplazada.
55
Tipos de Inyección.
Según las referencias citadas por Paris de Ferrer (2001), la inyección de agua se
puede llevar a cabo de dos formas diferentes de acuerdo con la posición de los pozos
inyectores y productores:
a) Inyección Periférica o Externa. Consiste en inyectar el agua fuera de la zona
de petróleo, en los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección
tradicional y en este caso, como se observa en la Figura 9, el agua se inyecta en el
acuífero cerca del contacto agua petróleo.
Figura 9. Inyección de Agua Externa o Periférica. (Paris de Ferrer, 2001)
Características:
− Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la estructura
del mismo favorece la inyección de agua.
− Los Pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la de la zona del petróleo.
Ventajas:
− Se utilizan pocos pozos.
− No requieren de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos
productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversión en áreas donde se
56
tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es
muy grande.
− No se requiere buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión
con agua.
− Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua. En este tipo
de proyecto la producción de agua puede ser retrasada hasta que el agua llegue a la
última fila de pozos productores. Esto disminuye los costos de las instalaciones de
producción de superficie para la separación agua – petróleo.
Desventajas:
− Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo.
− No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como si es
posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos.
− En algunos yacimientos no es capaz de mantener la presión de la parte central del
mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa parte de los
yacimientos.
− Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el centro del
yacimiento.
− El proceso de invasión y desplazamiento es lento y por lo tanto, la recuperación de la
inversión es a largo plazo.
b) Inyección en arreglos o dispersa. Consiste en inyectar el agua dentro de la
zona del petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (petróleo – gas) del
volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyección también se
conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de
petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo
geométrico con los pozos productores, como se observa en la Figura 10.
57
Figura 10. Inyección de Agua en un Arreglo de 5 Pozos. (Paris de Ferrer,
2001).
Características:
− La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la
continuidad de las arenas, de la permeabilidad (k), de la porosidad (φ) y del número y
posición de los pozos existentes.
− Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran
extensión areal.
− A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los
pozos productores para lo cual se convierten los pozos productores existentes en
inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados. En ambos casos el
propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en
la fase primaria del recobro.
Ventajas:
− Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajo buzamiento y
bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la
distancia inyector – productor es pequeña. Esto es muy importante en yacimientos de
baja permeabilidad.
− Rápida respuesta del yacimiento.
− Elevadas eficiencias del barrido areal.
− Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo.
− Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro.
58
− Rápida respuesta en presiones.
− El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto.
Desventajas:
− En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión
debido a un alto número de pozos inyectores.
− Es más riesgosa.
− Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos
humanos.
Es importante señalar que la práctica de arreglos geométricos regulares para
ubicar los pozos inyectores es algo que cada día se usa menos, ya que con los avances
en descripción de yacimientos, al tener una buena idea de las características del flujo y
la descripción sedimentológica, es posible ubicar productores e inyectores en forma
irregular, pero aprovechando al máximo el conocimiento de las características del
yacimiento y optimizando el número de pozos.
Metodología para el Control y Seguimiento de Proyectos de Inyección de Agua
− Verificar la eficiencia de proyectos de inyección de agua a través de la recopilación
de información.
− Definir y estudiar el comportamiento de los fluidos, presión, producción e inyección
de yacimientos sometidos a invasión con agua.
− Predecir el comportamiento de los indicadores yacimiento-pozo presentes en el
monitoreo de un yacimiento sometido a invasión con agua.
− Definir y estudiar el comportamiento de los gráficos de control del yacimiento
sometido a invasión con agua tales como gráficos de RAP vs. Petróleo acumulado,
gráficos de factor de recobro de fluidos, etc.
− Establecer una metodología para el control y seguimiento del comportamiento de
yacimientos sometidos a proyectos de inyección de agua.
Es de vital importancia definir las orientaciones preferenciales de las diferentes
fallas existentes para así determinar el modelo estructural del área, construir secciones
59
estratigráficas en todas las direcciones, tanto de los pozos productores como de los
inyectores para así establecer la interacción y comunicación entre ellos y definir la
continuidad areal del yacimiento; recopilar toda la información que caracteriza el marco
sedimentológico del mismo; así como es fundamental la integración de estos marcos
estructural, estratigráfico y sedimentológico con los modelos geológico y petrofísico, lo
que permite definir con alto grado de certidumbre el modelo estático del yacimiento
siendo esto trascendental para la evaluación del proceso. Basándose en la
interpretación geológica de los miembros que conforman del yacimiento, estudiar el
movimiento de los fluidos desplazantes y desplazados no solo por yacimiento, región o
compartimiento sino también por unidad de flujo con la finalidad de hacer mas detallado
el seguimiento del proyecto.
Para el seguimiento de un proyecto de inyección de agua es muy importante la
revisión de las historias de los pozos y sus últimos diagramas de completación, ya que
así se sabrá con certeza cuales son las unidades de flujo donde se esta inyectando y
cuales están siendo producidas. es indispensable contar con un modelo dinámico
completo y definido con un alto grado de certidumbre, que incluya: una detallada
caracterización de los fluidos, basada en análisis PVT validados a través de los cuales
se puntualicen las propiedades de los fluidos, también debe incluir a través de los
gráficos de Stiff y McKinnel, el análisis de las muestras de agua tanto para generar
patrones representativos del agua de formación e inyección como para definir la
procedencia del agua producida, y establecer si ésta es de formación, de inyección o
mezcla. Evaluación sistemática del comportamiento de producción primario y
secundario del yacimiento e individual por pozo (primera línea, segunda línea, etc.), a
través de las curvas de declinación de producción, registros plt’s y gráficos de
producción así como realizar un estudio detallado del comportamiento de presión para
el yacimiento e individual por pozo a través de un programa completo de análisis de
pruebas de presión (build up, fall off, estáticas, mdt’s, etc.) antes y durante la inyección,
ya que a través de ellos es posible identificar la continuidad vertical, así como la
comunicación lateral de las unidades de flujo entre pozos. La eficiencia volumétrica de
reemplazo es un parámetro que no es determinante para definir la eficiencia del
proceso de inyección. Sin embargo, un estudio de los gráficos de control sumado a los
60
múltiples resultados obtenidos a lo largo del desarrollo de la metodología permitirá
concluir si el proyecto de inyección ha sido eficiente.
Problemas Asociados a la Inyección de Agua
a) Inyección preferencial (Zonas de Alta Permeabilidad)
En los yacimientos heterogéneos, el agua entra preferencialmente en las arenas
más permeables, avanzando más rápidamente que en las otras. En estas arenas
aumenta la producción de petróleo en los productores, pero también desarrolla una
presión más alta por efecto de la sobre inyección; lo cual suprime o disminuye el influjo
de las arenas menos permeables, presentándose en algunos casos flujo cruzado entre
ellas, drenaje diferencial, entre otros.
Como medidas correctivas se impone separar mediante empacaduras las
diferentes arenas tanto en productores como inyectores; seguidamente se deberán
controlar las tasas de inyección o suspender temporal o definitivamente las inyecciones
en las arenas que admiten el agua preferencialmente. De no tomarse las medidas
mencionadas se corre el riesgo de crear una distribución irregular de la inyección
(canalización o adedamiento).
Màs adelante en el presente trabajo de investigación se notara la importancia de
la tecnología de pozo propuesta para solventar los problemas descritos en el párrafo
anterior.
b) Entrampamiento local de petróleo.
Este fenómeno puede presentarse por avance irregular del frente de inyección de
agua, cambios laterales / transversales de permeabilidad y presencia de fallas sellantes.
Para mejorar el recobro final bajo estas condiciones, usualmente se propone la
perforación de pozos con espaciamientos menores (localizaciones interespaciadas). La
justificación más adecuada en algunos casos para una reducción en el espaciamiento
se logra aplicando simulación numérica, lo cual permite la predicción del
comportamiento del yacimiento bajo diferentes esquemas alternativos determinando su
incidencia en el recobro final. De esta forma se pueden descartar los esquemas que
61
representen una aceleración de la producción a expensas de pérdida de reservas
recuperables, sin embargo, se debe mencionar que cuando por diferentes razones la
Eficiencia Volumétrica de Reemplazo (E.V.R) se mantenga por debajo de valores
mínimos razonables, la perforación de este tipo de localizaciones se deberá programar
solamente cuando se disponga de suficiente capacidad de inyección. En estos casos la
presión del yacimiento probablemente estará por debajo de lo predicho, lo que implica
que el recobro final no podrá alcanzarse con las tasas actuales y mucho menos
aumentando el drenaje con pozos interespaciados. Si ineludiblemente se requieren
estos pozos para drenar petróleo entrampado se hace necesario cerrar producción a
objeto de balancear los fluidos producidos / inyectados y de esa forma lograr el recobro
propuesto.
Asimismo, se ha iniciado la perforación de localizaciones con carácter
investigativo donde se obtiene nueva información de núcleos, registros, muestras de
canales y otros para la optimización de los proyectos existentes y/o la implementación
de proyectos de recuperación terciaria.
c) Corrosión.
La solución que se ha buscado para eliminar la corrosividad del agua es a través
del análisis químico para tratar de disminuir el contenido de oxígeno en el agua de
0.06%. Para lograr esto, el agua es tratada con sulfato de sodio (Na2so3), el cual se
reduce el contenido de oxígeno en el agua a un punto tal que no cause corrosión. El
hecho de mantener el agua con muy poco oxígeno, o sea, en condiciones anaeróbicas
crea un problema en contraposición, que es que la bacteria reductora de sulfato, en
ausencia de oxígeno, fabrican ácido sulfhídrico (H2S), el cual es un agente corrosivo
muy peligroso. Debido a esto se ha escogido trabajar con la presencia de ácido
sulfhídrico y la eliminación total del oxígeno, ya que éste último es el agente más
corrosivo.
62
d) Taponamiento.
Un problema diferente que se puede presentar en un proyecto de inyección de
agua es el taponamiento de los pozos inyectores, o sea, una pérdida de la inyectividad
del fluido debido a diferentes factores. Estos factores pueden deberse a la corrosión. El
agente corrosivo hace que las paredes de las tuberías produzcan óxido de hierro que se
deposita dentro de los granos de la formación, creando una especie de puente que
origina una baja en la inyectividad. Todo esto puede entrar en combinación con una
cantidad de sólidos que se encuentran disueltos o en suspensión en el agua de
inyección, ésta puede reaccionar con el material de la formación y puede dar lugar a
una pérdida de la inyectividad. Es muy frecuente controlar la inyectividad de los pozos
inyectores utilizando fracturamiento hidráulico.
e) Presencia de arenas poco permeables.
En otro aspecto, quizás opuesto al avance prematuro de agua, está el problema
de la presencia de arenas poco permeables, lo cual hace difícil el flujo de fluidos por la
alta tortuosidad de la roca.
f) Razón de movilidad adversas.
Otro problema que se puede presentar en los yacimientos sometidos a inyección
de agua, es la presencia de una razón de movilidad adversa, en otras palabras, el
petróleo viscoso cerca del límite del yacimiento, el cual se hace menos viscoso
buzamiento arriba; en estas condiciones el agua avanza rápidamente hacia los pozos
de primera línea dejando gran cantidad de petróleo atrás, debido a la ineficiencia del
desplazamiento. En este caso, en yacimientos donde se llevan a cabo proyectos de
inyección de agua, puede controlarse el problema utilizando una inyección de agua con
aditivos se conoce con el nombre de inyección de polímeros.
63
g) Levantamiento artificial.
El levantamiento artificial en pozos productores es otro factor que puede crear
problemas. Cuando se está inyectando agua en el yacimiento, los porcentajes de agua
en los pozos se incrementan y estas condiciones generan problemas en el
levantamiento artificial.
h) Inyección de agua inadecuada.
Cuando se inyecta agua dulce en una formación que contiene cierta cantidad de
arcilla, ésta se expande causando un posible taponamiento de los poros y como
consecuencia la pérdida de inyectividad.
i) Arenamiento.
El problema de arenamiento en pozos también se presenta en algunos proyectos
de inyección de fluidos. Este problema se genera en aquellos pozos donde existen
arenas poco consolidadas o arenas completadas que estén muy cerca de una superficie
de erosión.
3.1.2 Monitoreo de la Presión de Yacimiento.
El monitoreo de los yacimientos requiere el uso de sistemas confiables para la
adquisición de datos en el fondo del pozo. Los productos basados en ingeniería de alta
confiabilidad y pruebas de fallas resultan esenciales para la construcción de sistemas
de monitoreo permanente durables y son responsables de un número de sensores de
instalación permanente en el mundo entero. Estos sensores suministran los datos
necesarios, tanto para resolver problemas inmediatos como para la planificación de
desarrollos a largo plazo (Eck y col., 2000). El monitoreo de la presión de yacimiento se
enfoca en la medición de la presión estática de fondo. El monitoreo permanente de los
yacimientos es vital para poder realizar completaciones inteligentes, que constituyen un
enfoque moderno para mejorar la recuperación de los yacimientos. Sin embargo, para
64
el caso de completaciones convencionales usualmente no se dispone de sensores ni de
otros dispositivos en la tubería de producción de los pozos para tomar información
sobre las condiciones actuales y futuras del yacimiento, usualmente se obtiene
información sobre presiones de fondo y temperatura con la corrida de una guaya fina.
Una vez que los equipos han sobrevivido a la odisea de las pruebas y la
instalación de campo, los verdaderos desafíos comienzan cuando el sistema de
monitoreo permanente se coloca en el pozo. Un sistema que toma una medición por
cada segundo del día produce más de 31 millones de datos por año. Tanto los
operadores como las compañías de servicios deben hacer frente al volumen de datos
provenientes del sistema de monitoreo en fondo, lo cual constituye un tema de
frecuente preocupación. Ciertos operadores han optado por tomar muestras de datos
en momentos específicos, o bien cuando se produce una modificación en las
mediciones que supere un límite predeterminado. Otros, en cambio, toman muestras de
los datos a intervalos de tiempos mayores, como por ejemplo cada 30 segundos, con el
fin de reducir el volumen de los datos. En manos del usuario, los datos se aplican en
dos problemas de producción generales: el drenaje de los yacimientos y la
productividad del pozo. Los aspectos relativos al drenaje del yacimiento comprenden:
monitoreo de la presión, mantenimiento de la presión, modelos de balance de
materiales y de simulación dinámica de los yacimientos. Los temas relativos a la
productividad de los pozos, como el daño y la permeabilidad, afectan a la ingeniería de
producción.
Por otro lado, existen parámetros, tales como la permeabilidad relativa, medidos
a condiciones de yacimiento de presión y temperatura, que son esenciales para que las
simulaciones del yacimiento predigan reservas recuperables y evalúen el impacto
económico de la inyección de agua u otros proyectos de recobro mejorado. Las
referidas condiciones de presión y temperatura del yacimiento se obtienen para el caso
de completaciones convencionales con la corrida de una guaya fina, mientras que para
el caso de las completaciones inteligentes dicha información se obtiene a través de los
sensores permanentes de fondo que suministran los datos constantemente.
65
La aplicación exitosa de rigurosos procesos de desarrollo de los productos y de
pruebas, junto con la ingeniería de confiabilidad y el control de calidad del servicio en el
campo, han establecido el estándar de confiabilidad para los sistemas de monitoreo
permanente. Esto refleja un compromiso a largo plazo de la gente y de los recursos. El
empleo de estos procesos de ingeniería mejora los sistemas de monitoreo permanente
para el futuro. En lo que respecta a los operadores, estas mejoras se traducen en el
diagnóstico prematuro de los problemas, menos intervenciones en los pozos, reducción
de los riesgos y mayor recuperación de las reservas.
3.1.3 Mantenimiento de la Presión de Yacimiento.
Como mecanismo suplementario al recobro primario, la inyección de agua es
una ayuda para mantener la presión por encima del punto de burbujeo o bien por
encima de la presión a la cual, la saturación de gas excede el valor crítico donde este
comienza a ser movible. Si un proyecto de inyección de agua se comienza cuando la
presión es inferior a la del punto de burbujeo, se requerirá una tasa de inyección de
agua inicial bastante alta y la mayor parte de ella es necesaria para desplazar el gas
liberado. En cambio, si el proyecto es llevado a cabo cuando la presión es igual o esta
por encima del punto de burbujeo, la cantidad de agua requerida para la inyección es
menor que en el caso anterior.
En los proyectos de inyección de fluidos, los sensores de instalación permanente
en el fondo del pozo pueden utilizarse para mantener mejor la presión, desplazar el
petróleo y detener la subsidencia. (Eck y col., 2000).
A través del monitoreo continuo de las presiones de yacimiento de las distintas
arenas, los operadores pueden controlar el comportamiento del yacimiento mediante la
inyección de fluidos para mantener las presiones por encima del punto de burbujeo y
garantizar así la producción de petróleo, en lugar de gas. En un arreglo de inyección de
fluido con la información geológica, estratigrafía de la zona y conociendo la continuidad
de las arenas se puede determinar la presurización de las arenas por efecto de la
inyección del fluido en el arreglo y se puede identificar de manera temprana los canales
preferenciales optimizando el factor de recobro. Los sensores de instalación
66
permanente ayudan también a determinar la tasa óptima de producción cuando existe la
posibilidad de producción de arena o conificación de agua a altas tasas de flujo. Para
los casos donde se desee mantener la presión, la aplicación de los sensores
permanentes de fondo permitirá elaborar futuros planes de desarrollo en cuanto a la
represurizacion del yacimiento e instalación de inyecciones en punto específicos.
3.1.4 Características del Yacimiento
Los yacimientos poseen varias características o parámetros importantes que
definen el tipo o modelo de yacimiento en estudio. Entre esas características se
encuentran las petrofísicas, las cuales definen el modelo petrofìsico del yacimiento que
permite a través de metodologías establecer parámetros después de haber validado y
recopilado suficiente información, haber hecho un inventario de los registros eléctricos y
haber analizado núcleos que posea el área a estudiar, para así clasificar los pozos de
acuerdo a la información disponible (Perozo, 2005)
− Pozo Clave: Se define como el pozo que posee el conjunto completo de
registros tales como curvas de litología, resistividad, densidad- neutrón,
cáliper y además análisis de núcleo (Convencionales y Especiales).
− Pozo Control: Se define como el pozo que posee solamente la
información de registros (litología, resistividad, densidad, neutrón, etc.).
− Pozo Petrofísico: Se define como el pozo que posee solamente los
registros de litología y resistividad.
Los parámetros petrofísicos, tales como: Resistividad del Agua de Formación
(Rw), la cual puede obtenerse mediante análisis físico-químicos de una muestra
representativa de agua de formación, a partir de registros (potencial espontáneo (sp),
resistividad (rt) y porosidad), aplicando técnicas gráficas (Hingle y Pickett) o mediante
mapas de isosalinidad y catálogos de resistividad de agua de formación; igualmente los
parámetros Exponente de Cementación (m), Coeficiente de Tortuosidad (a), Exponente
de Saturación (n), la Capacidad de Intercambio Cationico (Qv) y Densidad de la Matriz
(ρma), los cuales se obtienen a partir de Análisis de Núcleos, representan los
67
parámetros relevantes del modelaje petrofisico. La determinación del tipo de roca
mediante el cálculo de radio de garganta de poro es otro de los pasos de la metodología
a seguir, así como realizar el escalamiento núcleo-perfil y determinar las unidades de
flujo correspondientes del yacimiento para luego continuar con la generación de Rhob
sintético, para seguidamente realizar la integración del modelo sedimentológico con el
petrofisico y finalmente generar los mapas de isopropiedades y realizar el cálculo del
POES.
Por otra parte, muchos de los yacimientos de petróleo y gas son estructuras
complejas –esto es más bien una regla, no una excepción (Exgeo, 2003).
Los mapas estructurales de campo son quizás el principal producto de cualquier
interpretación geológica realizada en una región. En la exploración y/o desarrollo de un
campo petrolífero los mapas provienen de utilizar e integrar información de superficie
(geología y sensores remotos) y de subsuelo (pozos y sísmica).
El realizar un mapeo adecuado contribuye entre otras cosas a:
–Obtener una interpretación razonable en aquellos sectores donde la información
es escasa.
–Generar prospectos con menor riesgo.
–Integrar de manera apropiada las diferentes fuentes de información y así
generar el mejor plan de desarrollo para un campo.
–Realizar un mejor cálculo de las reservas y así optimizar las tasas de
recuperación de hidrocarburos.
–Obtener una perforación de desarrollo más exitosa.
–Establecer las coordenadas de los pozos indicando su ubicación física en el
yacimiento.
–Evaluar y desarrollar un mejor programa de recuperación secundaria.
La información sísmica es fundamental en la exploración y explotación de
hidrocarburos, su desarrollo ha sido en paralelo con la capacidad de nuevo software y
hardware. Sin embargo, en zonas estructuralmente complejas a pesar de los esfuerzos
68
técnicos y económicos que se realizan, esta información no resuelve de manera
apropiada la geometría de los eventos geológicos (pliegues y fallas).
En las zonas estructuralmente complejas donde la calidad de la información
sísmica es normalmente regular o mala y los datos de pozo son escasos o inexistentes;
la información de superficie es crucial en la elaboración de una interpretación estructural
apropiada. En algunos casos esta información tiene problemas de interpretación en
cuanto a la continuidad de estructuras (fallas y pliegues), trazos de falla, presencia o no
de fallas y la confusión de estas con discordancias.
En muchos casos las geometrías que se observan en los cinturones de
cabalgamiento exceden en complejidad lo observado en los textos convencionales de
geología estructural; por lo anterior, se requiere ser creativos, pero utilizando los
conceptos teóricos de normas geométricas aplicables a estos ambientes y de
comportamiento mecánico de las rocas.
En algunos casos la diferencia entre encontrar o no hidrocarburos ha estado en
la creatividad del geólogo que interpretó acertadamente lo que otros no vieron.
En otro orden de ideas, una de las funciones primordiales de Ingeniería de
Yacimientos es determinar la forma más eficiente, desde el punto de vista técnico-
económico, de extraer la mayor cantidad posible de hidrocarburos de los yacimientos
(Velásquez, 1999). Para lograr este objetivo es necesario determinar ciertas
propiedades tanto de los fluidos como de la roca que integran el yacimiento y que
intervienen de una forma u otra en la acumulación y recobro de dichos hidrocarburos.
Entre las propiedades físicas que se encuentran distribuidas en el medio poroso
que dependen de la Estructura de la Roca se tienen:
a) Porosidad (ø): La porosidad de la roca se refiere a la medida del espacio intersticial
entre grano y grano y se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen
total de la roca.
ø = volumen poroso/volumen total = Vp/Vt……………….Ec. (1)
69
Entendiéndose por volumen poroso, al volumen total menos el volumen de los
granos o sólidos contenidos en dicha roca. Puede expresarse indistintamente en
fracción o porcentaje.
Tipos de Porosidad:
Absoluta (total) y Efectiva.
Geológicamente: Primaria (Intergranular) y Secundaria (Inducida o Vugular).
La Porosidad Secundaria puede clasificarse también por: Solución, Fracturas y
Dolomitización (calizas en dolomitas).
Los factores que la afectan: Tipo de Empaque (Cúbico, Rombohedral,
Ortorrómbico y Tetragonal Esferoidal), Material Cementante, Distribución de los
granos, Presencia de Finos (Arcilla).
b) Permeabilidad (k): Medida de la facilidad con que una roca permite el flujo de fluidos
a través de sus poros interconectados. Se expresa mediante una unidad arbitraria
denominada Darcy (Henry Darcy) y se dice que un medio poroso tiene una
permeabilidad de un Darcy, cuando un fluido de una sola fase con una viscosidad de
un centipoise y que llena completamente el espacio intergranular, fluye a través de él
bajo condiciones de flujo viscoso a una tasa de un centímetro cúbico por segundo, por
un área transversal de un centímetro cuadrado, por centímetro de longitud; y bajo una
diferencial de presión de una atmósfera. Es una propiedad de la roca (usualmente de
rocas sedimentarias) que caracteriza la forma como un fluido puede fluir a través de
ella en respuesta a un gradiente de presión aplicado.
Ley de Darcy – Permeabilidad (suponiendo monofásico, laminar, 100% saturado)
SISTEMA LINEAL
Q = 1.127 K A (Pentrada -Psalida)/ L……………………………Ec. (2)
SISTEMA RADIAL
Q = 7.07 K h (Pe -Pwf)/ Ln (re/rw)………………………………Ec.(3)
70
Tipos de Permeabilidad:
− Absoluta: medio poroso que está completamente saturado (100%) con el
fluido que se mueve a través de los canales porosos.
− Efectiva: facilidad con que una roca permite el flujo de un fluido, en presencia
de otros u otros fluidos.
Kefec < Kabs
− Relativa: cociente entre la permeabilidad efectiva a un fluido y una
permeabilidad base.
Fuentes para la Determinación de la Permeabilidad
− Análisis de Núcleos
− Análisis de Pruebasde Pozos (“Flow Testing”)
− RFT (Repeat Formation Tester)
− Datos de producción
− Medidas de registros de producción
− Datos de registros
− Registros MRI (“Magnetic Resonance Imaging”)
c) Saturación de Fluidos:
Es la relación entre el volumen de fluido y el espacio poroso dentro del cual se
encuentra dicho fluido.
Vol fluido / Vol poroso
Aplica para crudo (So), agua (Sw) y gas (Sg).
Tipos de Registros a hoyo abierto para determinar Saturación de Fluidos: Registros de Resistividad (herramientas)
–Inducción
71
–Laterolog
Registros de Porosidad (herramientas)
–Neutrón
–Densidad
–Sónico
–Resonancia Magnética
En otro orden de ideas, es importante mencionar también que para lograr
caracterizar los yacimientos se deben realizar pruebas de laboratorio de los fluidos de
un yacimiento petrolífero, conocidas como Análisis PVT, para determinar propiedades y
su variación con respecto a la presión.
La muestra debe ser representativa del fluido original en el yacimiento.
Deben simular el proceso de liberación gas - petróleo desde el yacimiento hasta los
separadores.
Dos tipos de liberación ocurren:
- Diferencial.
- Instantanea
En caso de no poseer un Análisis PVT del yacimiento, existen correlaciones para
estimar PVT.
Éstas correlaciones se caracterizan por ser:
− Correlaciones empíricas.
− Se usan si el yacimiento no tiene análisis PVT.
− Bo, pb, Rs, Co, etc. se expresan en función de otros parámetros (de fácil
estimación y / o medición).
− Su aplicación para condiciones diferentes para las cuales fueron obtenidas
puede generar graves errores.
Las pruebas PVT de laboratorio incluyen:
72
− Composición de la muestra del fluido del yacimiento
− Expansión a composición constante (relación pV)
− Liberación diferencial isotérmica
− Separación instantánea (pruebas de separadores)
− Variación de viscosidad de fluidos con presión
Por otra parte, con respecto a los Archivos de Registros Eléctricos es importante
mencionar que la caracterización de los yacimientos se fundamenta en gran parte por la
información proveniente de los registros eléctricos.
Los registros miden las propiedades eléctricas, acústicas y radioactivas de la
formación, las cuales son interpretadas y convertidas en propiedades tales como:
− Litología: Determina el tamaño de grano de las rocas registradas, el tamaño de sus
partículas y sus características físicas y químicas, dependiendo del tipo de roca, sea
ígnea, sedimentaria o metamórfica.
− Volumen Total de Arcilla (Vshale):Es la fracción volumétrica de arcilla presente en
un medio poroso en relación al volumen total del mismo.
Si Vsh es menor a 0.05 , se considera arena limpia
Si Vsh es mayor a 0.05 y menor a Vsh limite, se considera arena arcillosa.
Si Vsh es mayor a Vsh limite, se considera extremadamente arcillosa, no atractiva
comercialmente.
Porosidad (ø= phi): -Porosidad Total, Porosidad Aparente (yacimientos de
carbonatos), -Porosidad Efectiva, ø Efectiva (yacimientos de arena), Porosidad Total
menos Vshale
Saturación de Agua:
-Saturación de agua inicial, Swi
73
-Saturación de agua total, Swt
-Volumen de agua, phi x Sw
Permeabilidad (Absoluta)
Medio poroso que está completamente saturado (100%) con el fluido que se
mueve a través de los canales porosos. Pocos pozos tienen núcleos, sin embargo, la
gran mayoría de los pozos tienen registros. Los modelos de yacimientos son
desarrollados casi siempre en base a los registros de pozos. Una interpretación correcta
de los registros de pozos es crítica en cualquier evaluación y caracterización de
yacimientos: Valores de phi (ø), Sw, zona neta productora, etc., se derivan de los
registros de pozos. Las correlaciones de registros suministran la base para determinar
la estructura y compartamentalización en muchos programas de desarrollo de
yacimientos. En definitiva, un buen análisis de registros es esencial en cualquier
estudio de caracterización de yacimientos.
En otro orden de ideas, la fracción del petróleo existente en el yacimiento que se
puede producir mediante la aplicación de un proceso de recuperación secundaria, cuyo
calculo es Np/N, donde Np es el petróleo producido por la inyección de fluido y N es el
petróleo in situ al comienzo de la invasión, se conoce como Factor de Recobro.
FR= Np / N………………….Ec. (4)
El Factor de Recobro es afectado por factores como:
–La calidad de la Roca Reservorio
–Propiedades fluidos.
–Continuidad del yacimiento y Heterogeneidades.
–Condiciones Económicas
Tal como se observa en la Figura 10, en algunos yacimientos de empuje
hidráulico se pueden obtener eficiencias de recobro entre un 30 y un 50% del petróleo
original in situ (POES). Como se planteó anteriormente, la geología del yacimiento, la
74
heterogeneidad y la posición estructural son variables importantes que afectan la
eficiencia de recobro (Paris de Ferrer, 2001).
Figura 11. Recobro de petróleo por los diferentes mecanismos de
producciónprimaria. (Paris de Ferrer, 2001).
3.2. Ingeniería de Producción
La ingeniería de producción se encarga de la aplicación de conocimientos técnicos
y científicos hacia el transporte de los recursos desde el yacimiento hasta los puertos o
refinerías. Determinan qué método de producción debe ser usado y diseñan y optimizan
las instalaciones de superficie para el tratamiento primario de los hidrocarburos, como
separadores de fases, tanques de almacenamiento, sistemas de purificación, líneas de
flujo y sistemas de bombeo y compresión del petróleo o el gas natural, con el objetivo
de llevar el crudo o gas a condiciones específicas a las cuales se puede comercializar o
distribuir.
75
La ingeniería de producción comprende dos sistemas generales distintos, pero
conectados íntimamente: el yacimiento, el cual es un medio poroso con capacidad de
almacenamiento y características de flujo y las estructuras artificiales, las cuales
incluyen el pozo, el fondo del hoyo y los ensambles del cabezal, así como los equipos
de recolección en superficie, equipos de separación y facilidades de almacenamiento.
La ingeniería de producción es aquella parte de la ingeniería de petróleo que
intenta maximizar la producción (o inyección) de una manera costo-efectiva. Uno o más
pozos pueden estar involucrados en este propósito. Las tecnologías y métodos más
apropiados son relacionados directa e interdependientemente con otras áreas
medulares de la ingeniería de petróleo, tales como: evaluación de la formación,
perforación e ingeniería de yacimientos.
La evaluación de la formación moderna ofrece una descripción compuesta del
yacimiento a través de la sísmica tridimensional (3D), correlación de registros entre
pozos y prueba de pozos. Esta descripción lleva a la identificación de las unidades de
flujo geológicas, cada una con características específicas. Unidades de flujo conectadas
forman un yacimiento.
La perforación se encarga de la creación del pozo y con el advenimiento de la
tecnología perforación direccional es posible visualizar muchas configuraciones
controlables de pozo, incluyendo secciones horizontales muy largas o múltiples
completaciones horizontales, apuntando hacia unidades de flujo individuales. El control
de la perforación inducida y el daño en la vecindad del pozo es crítico, especialmente
en los pozos horizontales de largo alcance.
La ingeniería de yacimientos en su esencia más amplia solapa a la ingeniería de
producción en modo significativo. La distinción es frecuentemente borrosa para ambos
en el contexto de estudio (pozo sencillo versus pozo múltiple) y en el tiempo de
duración de interés (corto versus largo período de tiempo). El desempeño de un pozo
sencillo, sin lugar a dudas el objeto de la ingeniería de producción, puede servir como
una condición de borde para un estudio de ingeniería de yacimientos a largo plazo.
Contrariamente, hallazgos en los cálculos de balance de materiales o simulación de
76
yacimientos definen aún más y refinan los pronósticos del desempeño del pozo y
permiten decisiones más apropiadas de ingeniería de producción (Economides, M. y
col., 1994).
Al momento de desarrollar un proceso debidamente analizado de ingeniería de
producción, es necesario, en primera instancia entender parámetros importantes que
controlan el desempeño y el carácter del sistema, el cual se encuentra conformado por
el yacimiento junto a sus características, la zona cercana al pozo, la cara de las arenas
abiertas a producción y la completación del pozo, así como los equipos de superficie.
3.2.1 Evaluación de Perfiles de Inyección y Producción
Los ingenieros de producción comúnmente corren registros como ayuda para
diagnosticar la causa de bajo o pobre desempeño en los pozos productores, exceso de
agua o gas en ellos o para conocer la distribución de la inyección en las distintas zonas
en el caso de los pozos inyectores. Estos registros de producción pueden indicar
durante la historia de producción o inyección de los pozos las acciones que permitan
remediar la situación y mejorar la productividad o inyectividad del mismo. Por ejemplo,
si un pozo ha comenzado a producir un corte de agua excesivo comparado con los
pozos vecinos, la tasa de agua en aumento puede deberse a canalizaciones
provenientes de otra zona detrás de la tubería, conificación de agua o irrupción
prematura en una zona de alta permeabilidad. Mediante la corrida de una serie de
registros de producción que puedan ubicar canalizaciones y medir el perfil de entrada
de agua dentro del pozo, el ingeniero puede ser capaz de distinguir entre estas causas
y más importante aún, planificar adecuadamente una reparación correctiva, como un
forzamiento de cemento en la zona de interés.
Sin embargo, los registros de producción no son una panacea en cuanto a
diagnóstico de pozos y no deberían ser aplicados en vano; en cambio, deberían ser
usados como un complemento de la información obtenida de la tasa de flujo del pozo y
de la historia de presiones, así como otras pruebas de pozos. En definitiva, los
77
resultados de los registros de producción pueden aportar conocimientos adicionales
sobre el comportamiento del pozo para diagnosticar problemas de desempeño en los
pozos, que permiten obtener los gráficos diagnósticos de producción o inyección, para
posteriormente asistir en la planificación de las reparaciones necesarias (Economides,
M. y col., 1994).
Los registros de producción se corren en pozos inyectores para monitorear el
comportamiento del yacimiento y para evaluar problemas observados con el pozo
inyector o el yacimiento. Entre los problemas que pueden surgir se encuentran alta o
baja inyectividad, presiones anormales o nivel de fluido en el anular y baja productividad
o alta producción de agua en pozos productores. Los registros de producción se
emplean de manera similar en los pozos inyectores según lo explicado para los
productores; es decir, se mide la cantidad de flujo a cada intervalo del yacimiento,
revisando cada intervalo, en búsqueda de zonas de alta permeabilidad o encontrando
fugas en los equipos del pozo.
El perfil de flujo es la información más valiosa o fundamental que puede obtenerse
con los registros de producción en un pozo inyector, es decir, la cantidad de fluido
inyectado en cada intervalo. Los perfiles de flujo se miden en los pozos inyectores junto
con temperatura, trazadores radioactivos y registros medidores de flujo tipo “spinner”.
Los registros de temperatura aportaran una indicación cualitativa los intervalos
inyectados de la formación, mientras que los registros del medidor de flujo (spinner) o
trazadores radioactivos determinan con mayor precisión la distribución de flujo que sale
del pozo. Los perfiles de flujo muestran por dónde los fluidos salen del pozo, pero no
existe garantía que los fluidos estén entrando en la formación, porque pueden estar
moviéndose a través de canales detrás del revestidor y entrar en zonas distintas que las
planificadas. Casos de baja inyectividad anormal o caída abrupta en la tasa de
inyección pueden ser daño en la zona cercana al pozo, perforaciones taponadas,
restricciones en el revestidor o tubería de producción o presencia de escamas. Una alta
tasa de inyección inusual puede deberse a fugas en la tubería, revestidor o
empacadura, por canalizaciones hacia otras zonas o fracturamiento del yacimiento. El
perfil de flujo en un pozo inyector de agua puede cambiar gradualmente a lo largo de la
78
vida del pozo, a medida que la distribución de la saturación cambia en el yacimiento.
Los perfiles de flujo obtenidos ocasionalmente durante la vida del pozo muestran la
progresión natural de los cambios en flujo durante la inyección de agua. Sin conocer
este cambio gradual y después de correr un perfil varios años después del inicio de la
inyección podría parecer bastante diferente con respecto al perfil inicial y llevar a una
conclusión errónea sobre el desarrollo de una canalización o que otro cambio drástico
ha ocurrido (Economides, M. y col., 1994).
Con respecto a los pozos de inyección y producción del yacimiento, éstos suelen
presentar varios problemas como: altas tasas de producción de agua en los pozos de
inyección, rotura de revestidores, fallas mecánicas, perforaciones, conificación de agua
y las fallas del cemento que originan baja eficiencia de barrido y alta producción de los
fluidos inyectados. Para subsanar esos problemas se utilizan métodos mecánicos,
químicos y/o de cementación, pero hay que tomar en cuenta el tipo de yacimiento. Así,
para formaciones estratificadas resultan más adecuados la cementación y los sistemas
mecánicos, pero éstos no son tan efectivos en yacimientos homogéneos, para los
cuales se pueden utilizar barreras químicas a fin de crear cierres a la producción de
agua. En los pozos inyectores se usan herramientas mecánicas colocadas en el fondo
para controlar la inyección en las zonas de interés, tales como empacaduras y las
válvulas reguladas. Estos pozos requieren también de controles superficiales para fijar
las tasas de inyección los cuales son generalmente reguladores y válvulas que actúan a
través de una restricción dentro de la válvula. Muchos operadores consideran los pozos
inyectores como de importancia secundaria y prefieren convertir pozos productores
viejos en lugar de perforar pozos inyectores nuevos. La decisión más conveniente debe
pasar por un análisis económico, pues es necesario considerar aspectos tales como el
tamaño y la condición del revestidor, la técnica de completación y la localización del
fondo del pozo en el yacimiento, factor muy importante.
Por otra parte, dependiendo del tipo de fluido de inyección y de su calidad, pueden
ocurrir problemas de incompatibilidad y/o precipitación de sólidos que originan
reducción de permeabilidad y disminución de la inyectividad de los fluidos (Paris de
Ferrer, 2001).
79
Completación (Convencional) de Pozos
Se dice que es la preparación de un pozo para ponerlo en producción
económicamente. Después que un pozo es entubado y cementado, cada horizonte
productivo es puesto en contacto permanente con el pozo, permitiendo el flujo de fluidos
del reservorio hacia la superficie a través de la tubería de producción y el equipo
apropiado para controlar la tasa de flujo. El contacto con cada horizonte puede ser
alcanzado directamente (a hueco abierto) o por cañoneo a través de la tubería de
revestimiento.
La completación de pozo es el último paso a seguir en el momento de poner a
producir un pozo pero no por eso puede ser menos importante, ya que de ella depende
totalmente el éxito o no del pozo, de aquí a que la elección y el adecuado diseño de los
esquemas de completación de los pozos perforados, constituyen parte decisiva del
desempeño operativo, productivo y desarrollo de un campo y una mala selección de
ésta provoque problemas operacionales tales como: baja tasa de producción, alto
porcentaje de agua y sedimentos, presencia de finos y arcilla, entre otros. De aquí la
importancia de su buena selección para el análisis adecuado de sus condiciones
mecánicas y la rentabilidad económica que justifique su existencia. Antes de conocer la
teoría de completación de pozos, es importante conocer con detalle algunos conceptos
fundamentales en el área a estudiar:
Sarta de Producción o Eductor:
Estas constituyen arreglos de tubulares y equipos de fondo; pueden ir desde
arreglos sencillos hasta arreglos muy complicados. Su objetivo primordial es conducir
los fluidos desde la boca de las perforaciones hasta la superficie. Los Grados API para
tubería mayormente empleados son: J-55, C-75, C-95 y P-105. Los grados C-75 y C-95
son diseñados para soportar ambientes ácidos, son más resistentes y costosos que el
J-55, este último presenta un buen comportamiento en ambientes básicos. Existen dos
tipos de conexiones, para tuberías de producción, abaladas por la American Petroleum
80
Institute (API). La conexión API “NU” (NOT-UPSET), que consta de una rosca de
10 vueltas, siendo la conexión menos fuerte que la tubería. La conexión de tubería
“EUE” (EXTERNAL UPSET), dicha conexión posee mayor resistencia que el cuerpo de
la tubería y es ideal para los servicios de alta presión.
Empacadura de Producción:
Es una herramienta de fondo (ver Figura 12), que se usa para proporcionar un
sello entre la tubería eductora y el revestimiento de producción, a fin de evitar el
movimiento vertical de los fluidos, desde la empacadura por el espacio anular, hacia
arriba.
Figura 12. Empacaduras. (Aguirre y Vivas 2005). Completación de Pozos.On-line]. Disponible en: http://www.monografias.com/trabajos17/completacion-
pozos/completacion-pozos.shtml
Estas empacaduras son utilizadas bajo las siguientes condiciones:
− Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta
producción o presiones de inyección.
− Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.
Revestidor
Elemento Sellante
Cono
Cuñas
Desasentada Asentada
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− Para aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones múltiples.
− En instalaciones de levantamiento artificial por gas.
− Para proteger la tubería de revestimiento del colapso, mediante el empleo de
un fluido sobre la empacadura en el espacio anular entre la tubería eductora y
el revestimiento de producción.
Mecanismo Básico de las Empacaduras de Producción:
Para que una empacadura realice el trabajo para el cual ha sido diseñada, dos
cosas deben suceder: primero un cono debe ser empujado hacia las cuñas a fin de que
ellas se peguen a la pared del revestidor y segundo el elemento de empaque (gomas)
debe ser comprimido y efectuar un sello contra la pared del revestidor. Sus
componentes básicos son:
− Elementos sellantes: Estos elementos son normalmente construidos de un producto
de goma de nitrilo y se usan en aplicaciones tales como: instalaciones térmicas, pozos
cretácicos y pozos productores de gas seco. Se ha comprobado que los sellos de goma
de nitrilo son superiores cuando se utilizan en rangos de temperaturas normales a
medias. Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime de
manera tal que forma un sello contra la pared de la tubería de revestimiento. Durante
esta compresión, el elemento de goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y
la pared de la tubería. Esta expansión junto con la maleabilidad del mencionado
elemento ayuda a que estos vuelvan a su forma original al ser eliminada la compresión
sobre la empacadura. Algunas empacaduras incluyen resortes de acero retráctiles
moldeados dentro del elemento sellante para resistir la expansión y ayudar en la
retracción cuando se desasiente la empacadura. Existen cuatro tipos de elementos
sellantes, (Ver tabla N° 1), que se usan de acuerdo al tipo de servicio: ligero, mediano,
duro y especiales. (I, II, III y IV, respectivamente.)
82
Tabla 2. Tipo de Elementos Sellantes.
Tipos elementos Sellantes. Aguirre, E. y Vivas, Y. (2005). Completación de Pozos. [On-line]. Disponible en: http://www.monografias.com/trabajos17/completacion-
pozos/completacion-pozos.shtml
− Cuñas: Las cuñas existen en una gran variedad de formas. Es deseable que posean
un área superficial adecuada para mantener la empacadura en posición, bajo los
diferenciales de presión previstos a través de esta. Las cuñas deben ser reemplazadas
si ya se han utilizado una vez en el pozo.
− Elementos de asentamiento y desasentamiento: El mecanismo más simple de
asentamiento y desasentamiento es el arreglo de cerrojo en “J” y pasador de
cizallamiento que requiere solamente una ligera rotación de la tubería de producción al
nivel de la empacadura para el asentamiento y puede, generalmente, ser desasentada
por un simple levantamiento sobre la empacadura. Este procedimiento es aplicable a
las empacaduras recuperables.
− Dispositivos de fricción: Los elementos de fricción son una parte esencial de muchos
tipos de empacaduras para asentarlas y en algunos casos para recuperarlas. Pueden
ser flejes, en resortes o bloque de fricción, y si están diseñados apropiadamente, cada
uno de estos proporciona la fuerza necesaria para asentar la empacadura.
− Anclas hidráulicas: Las anclas hidráulicas o sostenedores hidráulicos proporcionan
un método confiable para prevenir el movimiento que tiende a producirse al presentarse
una fuerza en la dirección opuesta de las cuñas principales. Por ejemplo, una
empacadura de cuñas simples que se asiente con peso puede moverse hacia arriba en
el hoyo, cuando se lleva a cabo una acidificación o fractura, sin embargo, este
TiposElementos Sellantes
Presión de Trabajo
(lb/pulg2)
Temperatura de trabajo
(ºF)I Un solo elemento 5000 250II Dos o mas 6800-7500 275III Dos o mas 10000 325
IVEspeciales para CO2
y H2S15000 450
83
movimiento se puede evitar mediante el uso de sostenedores hidráulicos o de una ancla
hidráulica.
Tipos de Empacaduras:
Los diferentes tipos de empacaduras pueden ser agrupados en clases
principales; luego se pueden subdividir de acuerdo a métodos de asentamientos,
dirección de la presión a través de la empacadura y número de orificios a través de la
empacadura. De esta forma se tienen: Recuperables, Permanentes, Permanentes–
Recuperables.
Existen alrededor de 10 fabricantes de empacaduras, sin embargo, en la
industria petrolera nacional las más utilizadas son de las marcas, Baker, Otis, Camco,
en diámetros de 4 ½, 5½, 7 y 9 5/8 pulgadas.
a) Empacaduras Recuperables:
Son aquellas que se bajan con la tubería de producción o tubería de perforación
y se pueden asentar: por compresión, mecánicamente e hidráulicamente. Después de
asentadas pueden ser desasentadas y recuperadas con la misma tubería. Las
empacaduras recuperables son parte integral de la sarta de producción, por lo tanto, al
sacar la tubería es necesario sacar la empacadura.
Las empacaduras recuperables se pueden clasificar tomando en cuenta la
dirección del diferencial de presión en:
Empacaduras de recuperables compresión: Una empacadura de compresión se
asienta aplicando el peso de la tubería de producción sobre la empacadura y se
recupera tensionando, (ver Figura 13). Por estas razones, no se desasienta aplicando
una fuerza hacia abajo, bien aplicando peso de la tubería de producción (compresión) o
bien aplicando presión por el espacio anular sobre la empacadura. Sus características
particulares las hacen apropiadas para resistir diferenciales de presión hacia abajo. Son
principalmente utilizadas en pozos verticales, relativamente someros y de baja presión.
84
Pueden soportar presiones diferenciales desde abajo si se les incorpora un anclaje
hidráulico de fondo dentro del ensamblaje de la empacadura.
Figura 13. Empacaduras de Compresión. Aguirre y Vivas (2005). Completación de Pozos. [On-line]. Disponible en: http://www.monografias.com/trabajos17/completacion-pozos/completacion-pozos.shtml
Empacaduras recuperables de tensión: Estas empacaduras se asientan rotando
la tubería de producción ¼ de vuelta a la izquierda y luego tensionando, (ver Figura 14).
Para recuperarla, se deja caer peso de la tubería de manera tal de compensar la
tensión y luego se rota la tubería a la derecha ¼ de vuelta, de manera que las cuñas
vuelvan a su posición original. Se usan en pozos someros y donde se anticipen
presiones diferenciales moderadas desde abajo. Las presiones desde abajo solo sirven
para incrementar la fuerza de asentamiento sobre la empacadura. Son usadas
preferiblemente en pozos de inyección de agua y en pozos someros, donde el peso de
la tubería de producción no es suficiente para comprimir el elemento sellante de una
empacadura de asentamiento por peso o empacadura a compresión.
Figura 14. Empacaduras de Tensión. Aguirre y Vivas (2005). Completación de Pozos. [On-line]. Disponible en: http://www.monografias.com/trabajos17/completacion-pozos/completacion-pozos.shtml
85
Empacaduras recuperables de compresión – tensión: Estas empacaduras se
asientan por rotación de la tubería más peso o con rotación solamente. No se
desasientan por presiones aplicadas en cualquier dirección, por lo tanto pueden
soportar un diferencial de presión desde arriba o desde abajo. Para recuperarlas,
solamente se requiere rotación de la tubería de producción hacia la derecha. Cuando se
usan en pozos de bombeo mecánico se dejan en tensión y actúan como anclas de
tubería. Cuando se utilizan en pozos de inyección de agua permiten mantener la tubería
de producción en peso neutro, lo que elimina la posibilidad de que se desasienten
debido a la elongación de la tubería o por contracción de la misma. Su mayor
desventaja se debe a que como deben ser liberadas por rotación de la tubería, si hay
asentamiento de partículas sólidas sobre el tope de la empacadura se hace imposible
realizar cualquier trabajo de rotación, sin embargo, eso se soluciona usando un fluido
libre de partículas sólidas como fluido de empacadura.
Empacaduras recuperables sencillas y duales de asentamiento hidráulico: El
asentamiento de las empacaduras sencillas se realiza cuando existe un diferencial de
presión entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento. La principal ventaja
de las empacaduras recuperables con asentamiento hidráulico, es que la tubería
eductora puede ser corrida en el pozo y el cabezal de producción instalado antes del
asentamiento de la empacadura. Estas empacaduras son particularmente apropiadas
en pozos altamente desviados donde la manipulación de la tubería de producción
puede presentar dificultades. Las empacaduras duales se utilizan en completaciones
múltiples cuando se requiere producir una o más arenas.
b) Empacaduras Permanentes.
Éstas, (ver Figura 15), se pueden correr con la tubería de producción o se
pueden colocar con equipos de guaya fina. En este último caso, se toman como
referencia los cuellos registrados en el perfil de cementación para obtener un
asentamiento preciso. En caso de formaciones con temperatura de fondo alta (400ºF-
450ºF), el método más seguro de asentamiento consiste en utilizar un asentador
hidráulico bajado junto con la tubería de producción. Una vez asentada la empacadura,
se desasienta el asentador hidráulico y se saca la tubería junto con la tubería de
86
producción. Las empacaduras permanentes se pueden considerar como una parte
integrante de la tubería de revestimiento, ya que la tubería de producción se puede
sacar y dejar la empacadura permanente asentada en el revestidor. Usualmente para
destruirla es necesario fresarla, por lo que frecuentemente se denomina empacadura
perforable.
Figura 15. Empacaduras Permanentes. Aguirre, E. y Vivas, Y. (2005). Completación de Pozos. [On-line]. Disponible en: http://www.monografias.com/trabajos17/completacion-pozos/completacion-pozos.shtml
c) Empacadura Permanente – Recuperable.
Selección de Empacaduras:
Para la selección de empacaduras es necesario considerar diversos factores
tanto técnicos como económicos. Generalmente, se escoge la empacadura menos
costosa que puede realizar las funciones para la cual se selecciona. Sin embargo, el
costo inicial de la empacadura no debe ser el único criterio de selección. Es necesario
tomar en cuenta los requerimientos presentes y futuros de los pozos para la selección
de la empacadura, por ejemplo, las empacaduras más económicas son generalmente
las de compresión y las de tensión. Las empacaduras hidráulicas suelen ser las más
costosas. Es necesario tomar en cuenta facilidades de reparación y disponibilidad. Las
empacaduras con sistemas complejos para el asentamiento y desasentamiento deben
evitarse, así por ejemplo, las empacaduras recuperables que se liberan con simple
tensión son deseables en muchos casos.
La selección de una empacadura para un trabajo en particular, debe basarse en
el conocimiento de las diferentes clases de empacaduras. Sin embargo, para hacer una
87
selección preliminar es necesario recabar la siguiente información y verificar que la
empacadura seleccionada cumpla con cada uno de los siguientes aspectos:
− Tipo de empacadura (Recuperable, Permanentes, Permanentes-Recuperables).
− Tipo de completación.
− Dirección de la presión.
− Procedimiento de asentamiento de la empacadura.
− Procedimiento de desasentamiento de la empacadura.
La selección final de la empacadura se basará en un balance entre los beneficios
mecánicos y las ganancias económicas, resultando preponderante de dicho balance lo
que genere mayor seguridad para el pozo.
Equipos de Subsuelo.
Son aquellos que se bajan con la tubería de producción y permiten llevar a cabo
trabajos de mantenimiento en subsuelo, sin tener que matar el pozo o sacar la tubería
de producción. También proporcionan facilidades para instalar equipos de seguridad en
el subsuelo.
Clasificación de los Equipos de Subsuelo.
Los equipos de subsuelo se dividen de acuerdo a su función en la completación,
lo cual se muestra en el esquema siguiente:
Equipos de subsuelo de completación.
− Niples de asiento.
− Dispositivos removibles.
− Niples pulidos.
− Acoples de flujo.
− Juntas de erosión y juntas de impacto.
88
Equipos de subsuelo de producción.
− Igualador sustituto.
− Tapones recuperables de eductor.
− Reguladores de fondo.
− Estrangulador de fondo.
− Válvula de seguridad.
Equipos de subsuelo de separación y comunicación.
− Mangas deslizantes.
− Mandril de bolsillo lateral.
Debido a que son demasiados equipos de subsuelo, solo se definirán los que son
representativos para este trabajo, esto en busca de sintetizar la cantidad de conceptos
presentes en esta sección.
Niples de Asiento: Son dispositivos tubulares insertados en la tubería de
producción y comunes en el pozo a una determinada profundidad. Internamente son
diseñados para alojar un dispositivo de cierre para controlar la producción de la tubería.
Los niples de asiento están disponibles en dos tipos básicos que son:
a) Niples de asiento selectivo: Su principio de funcionamiento está basado en la
comparación del perfil del niple, con un juego de llaves colocado en un mandril de
cierre. Pueden ser colocados más de uno en una corrida de tubería de producción,
siempre que tenga la misma dimensión interna. Las ventajas de este tipo de niple son:
− Taponar el pozo hacia arriba o hacia abajo o en ambas direcciones.
− Permite probar la tubería de producción.
− Permite colocar válvulas de seguridad.
− Permite colocar reguladores en fondo.
− Permite colocar un niple de parada.
89
− Permite colocar empacaduras hidráulicas.
Existen básicamente dos tipos de niples de asiento selectivo:
− Niple de asiento selectivo por la herramienta de corrida.
− Niple de asiento selectivo por el mandril de localización.
b) Niples de asiento no selectivo: Este tipo de niple es un receptor para
dispositivos de cierre. Su principio de funcionamiento es de impedir el paso de
herramientas de diámetro no deseado a través de él (“NO-GO”), para localizar los
dispositivos de cierre, por lo tanto el diámetro exterior del dispositivo debe ser
ligeramente mayor que el diámetro interno más pequeño del niple. Estos niples son
colocados, generalmente, en el punto más profundo de la tubería de producción.
Niples Pulidos: Son pequeños niples tubulares construidos del mismo material
que el niple de asiento, el cual no tiene receptáculo de cierre pero es pulido
internamente para recibir una sección de sellos. Estos niples pueden ser usados al
mismo tiempo que los niples de asiento, las camisas deslizantes, juntas de erosión y
otros equipos de completación. Su función primordial radica en la posibilidad de aislar
en caso de filtraciones en la junta de erosión, haciendo uso de herramientas de guaya
fina y mediante un ensamblaje.
Tapones Recuperables de Eductor: Son empleados para taponar la tubería de
producción y tener la posibilidad de realizar así trabajos de mantenimiento y reparación
de subsuelo. Existen tres tipos básicos de tapones recuperables, los cuales son
asentados en niples o en la tubería de producción. Estos tres tipos se clasifican según
la dirección en que son capaces de soportar presión.
− Los que son capaces de soportar presión por encima o en sentido
descendente.
− Los que soportan presión en sentido ascendente o por debajo.
90
− Los que soportan presión en ambas direcciones, bajo condiciones de
operación.
En la Tabla N° 3, se muestran en forma esquemática las aplicaciones
recomendadas para taponar la tubería eductora. Se presenta en forma funcional las
aplicaciones de los tipos de tapones, las direcciones de las presiones que deben
soportar cuando se realiza determinada operación en el pozo y finalmente cual de ellos
es aplicable para la operación presentada.
Tabla 3. Aplicaciones Recomendadas para Operaciones más Comunes con Tapones. (Aguirre, E. y Vivas, Y. (2005). Completación de Pozos. [On-line].
Disponible en: http://www.monografias.com/trabajos17/completacion-pozos/completacion-pozos.shtml)
.
91
Los tapones son piezas indispensables al momento de reparar y completar un
pozo, debido a su aplicabilidad durante la prueba de tubería y las operaciones con
equipos de superficie. El tapón que soporta presión por debajo consiste en un
ensamblaje con un tapón de cabezal cargado con un resorte, el cual sella sobre un
asiento metálico dispuesto en el sustituto igualador, pudiéndose realizar este sello
también con un asiento de goma en adición con el metal. El tapón de circulación
soporta presión solamente por encima y puede ser circulado a través de él. Su diseño
varía de acuerdo a los requerimientos, teniendo así dispositivos de cierre con bola y
asiento, válvula de sello o tipo válvula check de goma. Para finalizar se tiene el tapón de
cierre en ambas direcciones el cual es comúnmente empleado para separación de
zonas de completaciones del tipo selectivas.
Mangas Deslizantes: Son equipos de comunicación o separación, los cuales son
instalados en la tubería de producción. Pueden ser abiertos o cerrados mediante guaya
fina. Entre las funciones que cumplen estos dispositivos tenemos:
− Traer pozos a producción.
− Matar pozos.
− Lavar arena.
− Producción de pozos en múltiples zonas.
Existe una gran variedad de estos equipos con diferentes aplicaciones, pero con
un mismo principio de funcionamiento. Entre ellos tenemos:
− Tubería de producción con orificios.
− Con receptáculos de asiento y ancla para mandril.
− Con una sección de sello.
− Con camisa recuperable con guaya.
− Con válvula recuperable con guaya.
Mandriles con Bolsillo Lateral: Estos son diseñados para instalarse en los
controles de flujo, como válvulas para levantamiento artificial con gas, en la tubería de
92
producción. Existen dos tipos básicos de estos mandriles. El primer tipo, consiste en un
mandril estándar, con perforaciones en el lado exterior de la camisa hacia el revestidor
y el fondo de la misma está comunicado con la tubería de producción. En el segundo
tipo, las perforaciones están en el interior hacia la tubería de producción y el fondo de la
misma está en contacto con el espacio anular. Las válvulas que se instalan en estos
mandriles se clasifican en dos grupos: recuperables con guaya fina y no recuperables
con guaya fina. Las no recuperables con guaya son poco usadas debido a que el
reemplazo de alguna de ellas ameritaría sacar la tubería de producción, sustituirla y
luego introducirla de nuevo en el pozo.
Factores que Determinan el Diseño de la Completación de Pozos.
La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de
completación y los trabajos efectuados durante la misma. La selección de la
completación tiene como principal objetivo obtener la máxima producción en la forma
más eficiente y, por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente los factores que
determinan dicha selección, tales como:
− Tasa de producción requerida.
− Reservas de zonas a completar.
− Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar.
− Necesidades futuras de estimulación.
− Requerimientos para el control de arena.
− Futuras reparaciones.
− Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico, etc.
− Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de petróleo.
− Inversiones requeridas.
93
Clasificación de las Completaciones de Acuerdo a las Características del Pozo.
Básicamente existen tres tipos de completaciones de acuerdo a las
características del pozo, es decir como se termine la zona objetivo:
− Hueco Abierto.
− Hueco Abierto con Forro o Tubería Ranurada.
− Tubería de Revestimiento Perforada (Cañoneada).
Completación a Hueco Abierto.
Este tipo de completación se realiza en zonas donde la formación está altamente
compactada, siendo el intervalo de completación o producción normalmente grande
(100 a 400 pies) y homogéneo en toda su longitud. Consiste en correr y cementar el
revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés, seguir perforando hasta
la base de esta zona y dejarla sin revestimiento, (ver Figura 16). Este tipo de
completación se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se espera
producción de agua/gas ni producción de arena ó derrumbes de la formación.
Figura 16. Completación a Hueco Abierto. Aguirre y Vivas (2005). Completación dePozos. On-line]. Disponible en: http://www.monografias.com/trabajos17/completacion-
pozos/completacion-pozos.shtml
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de producción
Cemento
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de producción
Cemento
94
Entre las variantes de este tipo de completación encontramos:
a) Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) y cementar el revestidor
de producción: En este tipo de completación las muestras de canal y la interpretación
de los registros ayudan a decidir si colocar el revestidor o abandonar el pozo por ser no
económico.
b) Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) el revestidor de
producción:
Ventajas:
− Se elimina el costo de cañoneo.
− Existe un máximo diámetro del pozo en el intervalo completado.
− Es fácilmente profundizable.
− Puede convertirse en otra técnica de completación; con forro o revestidor cañoneado.
− Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar el daño a la formación dentro de la zona de interés.
− La interpretación de registros o perfiles de producción no es crítica.
− Reduce el costo de revestimiento.
Desventajas:
− Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua, excepto si el agua viene de la zona inferior.
− No puede ser estimulado selectivamente.
− Puede requerir frecuentes limpiezas si la formación no es compacta.
95
Como la completación a hueco abierto descansa en la resistencia de la misma
roca para soportar las paredes del hueco es de aplicación común en rocas
carbonatadas (calizas y dolomitas).
Completación con Forro o Tubería Ranurada: Este tipo de completación se utiliza
mucho en formaciones no compactadas debido a problemas de producción de
fragmentos de rocas y de la formación, donde se produce generalmente petróleos
pesados. En una completación con forro, el revestidor se asienta en el tope de la
formación productora y se coloca un forro en el intervalo correspondiente a la formación
productiva. Dentro de este tipo de completación encontramos la siguiente clasificación:
Completación con forro no cementado: En este tipo de completación un forro con
o sin malla se coloca a lo largo de la sección o intervalo de interés. El forro con o sin
malla puede ser empacado con grava para impedir el arrastre de la arena de la
formación con la producción, (ver Figura 17).
Figura 17. Completación con Forro No Cementado. Aguirre, A. y Vivas, Y. (2005). Completación dePozos. On-line]. Disponible en: http://www.monografias.com/trabajos17/completacion-pozos/completacion-pozos.shtml
Entre los requerimientos necesarios para que este tipo de completación se lleve a cabo,
están los siguientes: formación no consolidada, formación de grandes espesores (100 a
400 pies), formación homogénea a lo largo del intervalo de completación, etc.
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de producción
Colgador
Forro Ranurado
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de producción
Colgador
Forro Ranurado
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de producción
Colgador
Forro Ranurado
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de producción
Colgador
Forro Ranurado
96
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de producción
Colgador
Camisa Cementada
Intervalos cañoneados
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de producción
Colgador
Camisa Cementada
Intervalos cañoneados
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de producción
Colgador
Camisa Cementada
Intervalos cañoneados
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de producción
Colgador
Camisa Cementada
Intervalos cañoneados
Ventajas:
− Se reduce al mínimo el daño a la formación.
− No existen costos por cañoneado.
− La interpretación de los perfiles no es crítica.
− Se adapta fácilmente a técnicas especiales para el control de arena.
− El pozo puede ser fácilmente profundizable.
Desventajas:
− Dificulta las futuras reparaciones.
− No se puede estimular selectivamente.
− La producción de agua y gas es difícil de controlar.
− Existe un diámetro reducido frente a la zona o intervalo de producción.
Completación con forro liso ó camisa perforada: En este caso, (Figura 18), se
instala un forro a lo largo de la sección o intervalo de producción. El forro se cementa y
se cañonea selectivamente la zona productiva de interés.
Figura 18. Completación con Forro Liso o Camisa Perforada. Aguirre, E. y Vivas, Y. (2005). Completación de Pozos. On-line]. Disponible en: http://www.monografias.com/trabajos17/completacion-pozos/completacion-pozos.shtml
97
Ventajas:
− La producción de agua / gas es fácilmente controlada.
− La formación puede ser estimulada selectivamente.
− El pozo puede ser fácilmente profundizable.
− El forro se adapta fácilmente a cualquier técnica especial para el control de arena.
Desventajas:
− La interpretación de registros o perfiles de producción es crítica.
− Requiere buenos trabajos de cementación.
− Presenta algunos costos adicionales (cementación, cañoneo, taladro, etc.)
− El diámetro del pozo a través del intervalo de producción es muy restringido.
− Es más susceptible al daño la formación.
Completación con Revestidor Cañoneado: Es el tipo de completación que más se
usa en la actualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 a 8000 pies), como en
pozos profundos (10000 pies o más). Consiste en correr y cementar el revestimiento
hasta la base de la zona objetivo, la tubería de revestimiento se cementa a lo largo de
todo el intervalo o zonas a completar, cañoneando selectivamente frente a las zonas de
interés para establecer comunicación entre la formación y el hueco del pozo, como se
muestra en la Figura 19.
98
Figura 19. Completación con Revestidor Cañoneado. Aguirre, E. y Vivas, Y. (2005). Completación de Pozos. On-line]. Disponible en:
http://www.monografias.com/trabajos17/completacion-pozos/completacion-pozos.shtml
Ventajas:
− La producción de agua y gas es fácilmente prevenida y controlada.
− La formación puede ser estimulada selectivamente.
− El pozo puede ser profundizable.
− Permite llevar a cabo completaciones adicionales como técnicas especiales para el control de arena.
− El diámetro del pozo frente a la zona productiva es completo.
− Se adapta a cualquier tipo de configuración mecánica.
Desventajas:
− Los costos de cañoneo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos grandes.
− Se reduce el diámetro efectivo del hoyo y la productividad del pozo
− Pueden presentarse trabajos de cementación.
− Requiere buenos trabajos de cementación.
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de producción
Cemento
Intervalos cañoneados
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de producción
Cemento
Intervalos cañoneados
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de producción
Cemento
Intervalos cañoneados
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de producción
Cemento
Intervalos cañoneados
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de producción
Cemento
Intervalos cañoneados
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de producción
Cemento
Intervalos cañoneados
99
− La interpretación de registros o perfiles es crítica.
Configuración Mecánica de los Pozos.
De acuerdo a la configuración mecánica del pozo, la completación del
mismo puede clasificarse en Completación Convencional y Completación Permanente.
Se entiende por “Completación Convencional” aquella operación en la cual existe una
tubería mayor de 4 ½ pulgadas de diámetro externo dentro del pozo y a través de la
cual fluyen los fluidos de la formación hacia la superficie. La mayoría de las partes
mecánicas o equipos de subsuelo pueden ser removidos, es decir, no tienen carácter
permanente. Respecto a la “Completación Permanente” son aquellas operaciones en
las cuales la tubería de producción y el cabezal del pozo (árbol de navidad), se instalan
de tal manera que todo trabajo subsiguiente se lleva a cabo a través de la tubería de
producción con equipo manejado a cable.
Factores que Determinan el Tipo de Configuración Mecánica.
− Tipo de pozo (productor, inyector, etc.).
− Número de zonas a completar.
− Mecanismo de producción.
− Procesos de recuperación secundaria (inyección de agua,
− inyección de gas, etc.).
− Grado de compactación de la formación.
− Posibilidades de futuros reacondicionamientos.
− Costos de los equipos.
Tipos de Completación de Acuerdo a la Configuración Mecánica.
a) Completación sencilla: Este tipo de completación es una técnica de
producción mediante la cual las diferentes zonas productivas producen
100
simultáneamente o lo hacen en forman selectiva por una misma tubería de producción.
Este tipo de completación se aplica donde existe una o varias zonas de un mismo
yacimiento. En completaciones de este tipo, todos los intervalos productores se
cañonean antes de correr el equipo de completación. Además de producir
selectivamente la zona petrolífera, este tipo de completación ofrece la ventaja de aislar
zonas productoras de gas y agua. En caso de que la zona petrolífera no tenga
suficiente presión como para levantar la columna de fluido hasta la superficie se pueden
utilizar métodos de levantamiento artificial.
Entre las variedades de este tipo de completación se tiene:
− Completación sencilla convencional: Este tipo de completación se realiza
para la producción una sola zona, a través de la tubería de producción.
− Completación sencilla selectiva: Consiste en separar las zonas
productoras mediante empacaduras, produciendo a través de mangas ó
válvulas de circulación, como se muestra en la Figura 20.
Figura 20. Completación Sencilla Selectiva. Aguirre, E. y Vivas, Y. (2005). Completación de Pozos. On-line]. Disponible en:
http://www.monografias.com/trabajos17/completacion-pozos/completacion-pozos.shtml
Mandril de LAG
Tubería de producción
Revestimiento de producción
Intervalos cañoneados
EmpacaduraHidraulica
Válvula de circulación
Empacadura DGó Permanente
Mandril de LAG
Tubería de producción
Revestimiento de producción
Intervalos cañoneados
EmpacaduraHidraulica
Válvula de circulación
Empacadura DGó Permanente
Mandril de LAG
Tubería de producción
Revestimiento de producción
Intervalos cañoneados
EmpacaduraHidraulica
Válvula de circulación
Empacadura DGó Permanente
Mandril de LAG
Tubería de producción
Revestimiento de producción
Intervalos cañoneados
EmpacaduraHidraulica
Válvula de circulación
Empacadura DGó Permanente
101
b) Completación Múltiple: Se utiliza cuando se quiere producir simultáneamente varias
zonas petrolíferas (yacimientos) en un solo pozo, sin mezclar los fluidos. Generalmente
reduce el número de pozos a perforar.
Ventajas:
− Pueden obtenerse altas tasas de producción.
− Pueden producirse varios yacimientos a la vez.
− Existe un mejor control del yacimiento, ya que se pueden probar las diferentes zonas con miras a futuros proyectos.
Desventajas:
− En zonas de corta vida productiva, se traduce en mayores inversiones.
− En caso de trabajos de reacondicionamiento, el tiempo de taladro es elevado.
− Aumenta el peligro de pesca de equipos y tubería.
Entre los principales tipos de completaciones múltiples, se destacan:
a) Completación doble con una tubería de producción y una empacadura de
producción: En este tipo de completación, la zona superior produce a través
del espacio anular revestidor / tubería de producción, mientras que la zona
inferior produce a través de la tubería de producción. Generalmente, se aplica
donde la zona superior no requiera levantamiento artificial, no tenga
problemas de arena, corrosión, etc. Observar Figura 21.
102
Empacaduras
Superior
Inferior
Yacimientos
Intervalos cañoneados
Tubería de producción
Revestimiento de producción
Empacaduras
Superior
Inferior
Yacimientos
Intervalos cañoneados
Tubería de producción
Revestimiento de producción
Empacaduras
Superior
Inferior
Yacimientos
Intervalos cañoneados
Tubería de producción
Revestimiento de producción
Empacaduras
Superior
Inferior
Yacimientos
Intervalos cañoneados
Tubería de producción
Revestimiento de producción
Figura 21. Completación Doble con una Tubería de Producción y una Empacadura de Producción. Aguirre, E. y Vivas, Y. (2005). Completación de Pozos. On-line]. Disponible en: http://www.monografias.com/trabajos17/completacion-pozos/completacion-pozos.shtml
Ventaja:
− Bajo Costo.
Desventajas:
− La zona superior no puede ser producida por la tubería de producción a
menos que la zona inferior esté aislada.
− El revestidor está sujeto a presión de la formación y a la corrosión de los
fluidos.
− La reparación de la zona superior requiere que se mate primero la zona
inferior.
− La producción de arena en la zona superior puede atascar la tubería de
producción.
− La conversión a levantamiento artificial es difícil de implantar.
103
Intervalos cañoneados
Empacadura Permanente
Válvula ó camisade circulación
Guia Dual
Empacadura Doble permanente
Superior
Inferior
Yacimientos
Intervalos cañoneados
Empacadura Permanente
Válvula ó camisade circulación
Guia Dual
Empacadura Doble permanente
Intervalos cañoneados
Empacadura Permanente
Válvula ó camisade circulación
Guia Dual
Empacadura Doble permanente
Superior
Inferior
Yacimientos
Intervalos cañoneados
Empacadura Permanente
Válvula ó camisade circulación
Guia Dual
Empacadura Doble permanente
Superior
Inferior
Yacimientos
Intervalos cañoneados
Empacadura Permanente
Válvula ó camisade circulación
Guia Dual
Empacadura Doble permanente
Intervalos cañoneados
Empacadura Permanente
Válvula ó camisade circulación
Guia Dual
Empacadura Doble permanente
Superior
Inferior
Yacimientos
b) Completación doble con una tubería de producción y dos empacaduras de
producción: Mediante este diseño es posible producir cualquier zona a través de la
tubería de producción. Esto se lleva a cabo a través de una herramienta de cruce (cross
over chocke) que hace que la zona superior pueda ser producida por la tubería de
producción y la zona inferior por el espacio anular (revestidor-tubería).
Ventajas:
− La herramienta de cruce permite que la zona superior sea producida por la tubería de producción.
− La herramienta de cruce permite realizar el levantamiento artificial por gas en la zona superior.
Desventajas:
− El revestidor está sujeto a daño por altas presiones de la formación y por la corrosión de los fluidos
− Se deben matar ambas zonas antes de realizar cualquier trabajo al pozo ó de reparar la zona superior.
− No se pueden levantar por gas ambas zonas simultáneamente.
c) Completación doble con tuberías de producción paralelas y múltiples
empacaduras de producción: Mediante este diseño se pueden producir varias zonas
simultáneamente (ver Figura 22), y por separado a través del uso de tuberías de
producción paralelas y empacaduras dobles.
Figura 22. Completación Doble con Tuberías de Producción Paralelas y Múltiples Empacaduras de Producción. Aguirre, E. y Vivas, Y. (2005). Completación de Pozos. On-line]. Disponible en: http://www.monografias.com/trabajos17/completacion-pozos/completacion-pozos.shtml
104
Ventajas:
− Se puede producir con levantamiento artificial por gas.
− Se pueden realizar reparaciones con tubería concéntrica y con equipo manejado a cable en todas las zonas.
Desventajas:
− Alto costo inicial
− Las reparaciones que requieran la remoción del equipo de producción pueden ser muy costosas.
− Las tuberías y empacaduras tienen tendencia a producir escapes y filtraciones.
− Completación Triple: Este tipo de diseño puede llevarse a cabo utilizando
dos ó más tuberías y empacaduras de producción.
Ventajas:
− Permite obtener alta tasa de producción por pozo
− Desventajas:
− Dificultad para su instalación y remoción de los equipos en los futuros trabajos de reparación.
− Son muy susceptibles a problemas de comunicación, filtraciones, etc.
d) Completaciones con Control de Arena: Son las empleadas en yacimientos
donde la producción de crudo proviene del Mioceno en arenas inconsolidadas con
tendencia a producir arena fácilmente. Su control consta de equipos tales como
Rejillas o Liners Ranurados y Métodos de Empaque con Grava:
Rejillas o "Liners" Rasurados: Las rejillas o "liners" ranurados sin empaques con
grava, constituyen la manera más sencilla de controlar la producción de arena en pozos
horizontales dependiendo lógicamente del grado de consolidación de la arena a
producir. Este mecanismo debe emplearse, sólo si se tiene una arena bien distribuida y
limpia, con un tamaño de grano grande, porque de lo contrario la rejilla o forro terminará
taponándose. Las rejillas y "liners" actúan como filtros de superficie entre la formación y
105
el pozo, puesto que el material de la formación se puentea a la entrada del "liner". Las
rejillas y los "liners" ranurados previenen la producción de arena basados en el ancho
de las ranuras o aperturas para el flujo, denominado también calibre, creando así un
filtro que permite la producción de petróleo. Existen varios criterios para diseñar las
aberturas del "liner" ranurado, en algunos casos, se dimensionan de manera que su
tamaño duplique el diámetro del grano de arena de formación en el percentil cincuenta
de la arena (D50), en otros casos, se diseñan para que su tamaño triplique el percentil
diez más pequeño de la arena (D10). Estos criterios de dimensionamiento se derivan de
varios estudios, en los cuales se determinó que un grano de arena de formación forma
un puente en la abertura de una ranura cuyo tamaño sea dos o tres veces el diámetro
del grano, siempre y cuando dos partículas traten de entrar en la ranura al mismo
tiempo. Evidentemente, la formación de estos puentes requiere que haya una
concentración suficiente de arena de Formación que trate de penetrar la rejilla o "liner"
al mismo tiempo.
Evidentemente, la formación de estos puentes requiere que haya una
concentración suficiente de arena de Formación que trate de penetrar la rejilla o "liner"
al mismo tiempo. En otras palabras funcionan como filtros de superficie, puesto que el
material de la formación se puentea en su superficie. Las rejillas y "liners" ranurados
previenen la producción de arena basados en el ancho de las ranuras.
Limitaciones de las Rejillas o "Liners" Ranurados: Uno de las limitaciones más
rápidamente identificables de las rejillas solas o "liner" ranurado como una técnica de
control de arena, es la corrosión de las ranuras antes de que ocurra el puenteo.
Si los puentes que se han formado no son estables, pueden romperse cuando
cambie la tasa de producción o cuando se cierre el pozo. Ahora bien, debido a que los
puentes pueden romperse, es posible que la arena de la Formación se reorganice, lo
cual, con el tiempo, tiende a ocasionar la obstrucción de la rejilla o "liner". Por tanto,
cuando se utilice esta técnica para controlar arena de Formación, el diámetro de la
rejilla o "liner" debe ser lo más grande posible, con el fin de minimizar la magnitud de la
reorganización de los granos que pueda ocurrir. Para que una rejilla o "liner" ranurado
sean eficaces, deberán utilizarse exclusivamente en formaciones de permeabilidad
106
relativamente elevada, que contengan poca o ninguna arcilla y cuyos granos de arena
sean grandes y estén bien distribuidos. Si la formación presenta suficiente arcilla, los
puentes de arena que se forman en la rejilla o en el "liner" podrían obstruirse. Si el
rango de tamaño de las partículas de arena es amplio y/o diverso, es posible que la
rejilla o "liner" ranurado se obstruya con granos de arena.
Los pozos de petróleo y/o gas con arenas bastantes sucias y con tamaños de
granos pequeños, son normalmente formaciones no-uniforme. Esto no permitirá un
apropiado puenteo de la arena de la formación sobre la rejilla o "liner". En la mayoría de
los casos algún puenteo ocurrirá pero con una reducción de la producción debido a la
invasión de las partículas más pequeñas en las aberturas de las rejillas de alambre
enrollado. Esto en efecto limita el uso de rejilla sola o "liner" como una técnica para
controlar la arena de la formación. Otro factor sería el tipo de formación (friable,
parcialmente consolidada ó no consolidada). Las Formaciones friables posiblemente
nunca colapsaran alrededor de la rejilla o "liner", pero producirán cantidades pequeñas
de arena durante la producción del fluido. Las arenas parcialmente consolidadas y las
arena no consolidadas se derrumbarán y llenaran las perforaciones y el espacio entre el
revestidor y la rejilla con la subsecuente reducción de la permeabilidad en las
perforaciones y en el espacio del revestimiento/rejilla. La experiencia indica que las
completaciones con rejillas solas en hoyo abierto, la formación rara vez colapsa
totalmente sobre la rejilla, lo que pueda permitir el transporte de material taponante a la
superficie de la misma.
La productividad inicial de las completaciones con rejillas solas es generalmente
buena, pero la declinación de producción subsecuente es típica. Las rejillas suelen no
ser muy exitosas en muchos pozos consecuencia del taponamiento de las ranuras de la
rejilla y posterior declinación de la producción.
La selección entre rejilla y "liner" ranurado se basa fundamentalmente en factores
económicos. El "liner" ranurado es menos costoso, pero presenta limitaciones de
anchura de las ranuras y, por lo general, tiene menos área de flujo disponible. Por su
parte, las rejillas pueden tener aberturas mucho más grandes y un área de flujo mayor,
pero resultan más costosas.
107
Ventajas de las rejillas solas o "liners" ranurados.
− Fáciles de correr.
− Pueden ofrecer un control de arena razonablemente bueno en condiciones adecuadas.
− Desventajas de las rejillas solas o "liners" ranurados.
− Si el puente que se ha formado no es estable, y se rompe, el "liner" o rejilla puede obstruirse con el tiempo debido a la reorganización de la arena de Formación.
− En pozos de alta tasa hay la posibilidad de que ocurra una falla del "liner" o rejilla por erosión antes de que se forme el puenteo.
− Adecuados únicamente para formaciones de granos grandes y bien distribuidos, alta permeabilidad y poca o ninguna arcilla.
− Rejillas Pre-Empacadas.
Las rejillas pre-empacadas son un filtro de dos-etapas con las envolturas
externas e internas de la rejilla que entrampan el medio filtrante. El medio filtrante
(típicamente grava) no deja pasar los granos de la Formación más pequeños, esta
arena actúa como agente puenteante cuando se produce arena de Formación mientras
que la envoltura exterior de la rejilla filtra los granos de la Formación más grandes, las
rejillas pre-empacadas se aplican en zonas donde la utilización del empaque con grava
es difícil (zonas largas, pozos muy desviados, pozos horizontales y Formaciones
heterogéneas). Las ventajas y desventajas de usar rejillas pre–empacadas son:
Ventajas del método:
− A pesar de ser pre-empacadas no se aumenta el radio externo de las rejillas.
− En algunos casos son menos costosas que las tuberías ranuras de gran diámetro.
− Poseen mayor capacidad de flujo por pie.
− Desventajas del método:
− Es muy propensa a daños físicos durante su asentamiento en el pozo.
108
− La grava consolidada es poco resistente a la erosión.
− La grava consolidada al igual que los sistemas de consolidación plástica son poco resistentes a la acción de ácidos, vapor, etc.
− Productividad de los pozos se reduce cuando las aberturas se taponan.
La utilización de las rejillas pre-empacadas implica tener presente dos posibles
problemas:
Taponamiento: si la rejilla no se encuentra protegida es muy probable que la
misma se tapone con finos de la Formación durante el proceso de formación del puente
arena.
Daños de la grava pre-empacada: si el pozo es demasiado inclinado, o las rejillas
se colocan en pozos horizontales de radio corto se generan fracturas en la grava
consolidada que generarán un bajo desempeño de la misma.
Las pautas a seguir para utilizar rejillas pre-empacadas son prácticamente las
mismas que rigen el empleo de rejillas solas o "liners" ranurados, Formaciones
altamente permeables de granos de arena grandes y bien distribuidos, con poco o
ningún contenido de arcillas u otros finos. Debe considerarse la aplicabilidad de las
rejillas pre-empacadas en pozos de radio corto, en los cuales, la grava recubierta de
resina y consolidada podría agrietarse mientras se empuja a través de los grandes
ángulos de inclinación del pozo. Este agrietamiento podría afectar la capacidad de
filtración de arena que posee la rejilla, lo cual resulta particularmente cierto en el caso
de la rejilla pre-empacada simple, donde el agrietamiento de la grava recubierta de
resina y consolidada puede hacer que la grava se salga de la camisa perforada,
exponiendo directamente la rejilla interior a la producción de arena de Formación.
Existen diferentes diseños de rejillas pre-empacadas, los más comunes incluyen
rejillas pre-empacadas de rejilla doble, rejillas pre-empacadas de rejilla sencilla y slim-
pak.
La rejilla doble: consiste en una rejilla estándar y una camisa adicional sobre la
primera camisa. El espacio anular entre las dos camisas se rellena con grava revestida
109
con resina. Todo el ensamblaje de la rejilla se coloca en un horno y se calienta para
permitir que la grava revestida se consolide.
La rejilla pre-empacada sencilla: posee, en primer lugar, una rejilla estándar. En
este caso, se instala un tubo perforado especial sobre la camisa. Este tubo está
envuelto en un papel especial para sellar los orificios de salida, y la región anular entre
la camisa y el tubo perforado se llena con grava revestida con resina. El ensamblaje se
cura en un horno y se saca el papel que está alrededor del tubo exterior.
La rejilla Slim-Pak: es similar a la rejilla estándar, con dos excepciones
importantes. En primer lugar, alrededor de la parte exterior de la base de tubería
perforada se enrolla una rejilla de malla muy fina y se asegura antes de instalar la
camisa. En segundo lugar, el espacio entre la camisa y la rejilla de malla fina se llena
con arena de empaque revestida con resina. Después se lleva la rejilla a un horno, para
curar la grava revestida y obtener una capa fina de grava consolidada entre la camisa
de la rejilla y la tubería base.
Completaciones a Hoyo Revestido con Empaque con Grava.
El empaque con grava en "Hoyo Revestido" es una de las técnicas de control de
arena más comúnmente utilizada por la industria petrolera. Este método de control de
arena utiliza una combinación de rejilla y grava para establecer un proceso de filtración
en el fondo del pozo. La rejilla es colocada a lo largo de las perforaciones y un empaque
de grava con una distribución adecuada de arena es colocado alrededor de la rejilla y
en las perforaciones. Después de esto, la arena del empaque de grava en las
perforaciones y en el anular de la rejilla-revestidor filtra la arena y/o finos de la
formación mientras que la rejilla filtra la arena del empaque con grava. La Fig. 1-27
muestra una completación típica a hoyo revestido con empaque con grava:
Una variedad de técnicas son usadas para colocar la rejilla frente a las
perforaciones y controlar la colocación de la grava. La elección de la técnica más
adecuada dependerá de las características particulares del pozo tales como
110
profundidad, espesor del intervalo, presión de la Formación, etc. Los numerosos
sistemas de fluidos y herramientas están disponibles para mejorar la producción final
del pozo empacado con grava. Las diferentes técnicas más conocidas se listan a
continuación:
Sistemas convencionales – Empacados con agua.
Circulación en reverso.
Circulación Crossover.
Técnica de Washdown.
Sistemas de empaque por lechada de cemento.
Técnica de Squeeze.
Técnica de un viaje.
Técnica de Washdown.
Desafortunadamente, la eficiencia de una completación con empaque con grava,
independientemente de la técnica que se utilice, genera daño al pozo en muchos casos.
El daño cercano a la boca del pozo como un resultado de la completación con empaque
con grava podría atribuirse a varios mecanismos o más probablemente, es el resultado
acumulativo de una variedad de ellos. Estos podrían incluir el taponamiento del
empaque y la pérdida del fluido durante la completación. El taponamiento del empaque
ocurre principalmente por la migración de finos desde la formación, que invaden el
empaque con grava cuando el pozo es colocado en producción. Asimismo, la pérdida
de fluido durante el empaque con grava es un problema serio, sobre todo en zonas de
alta permeabilidad. Esta pérdida de fluido puede producir una variedad de mecanismos
de daños tales como:
− Problemas de depositación de escama por la interacción del agua de
la Formación con los fluidos perdidos durante la fase de completación.
− Daño debido a la alta viscosidad de los fluidos perdidos.
− Daño debido a la presencia de partículas sólidas como carbonato de
111
calcio o sal usados como aditivos para controlar pérdidas de fluidos,
bombeados antes del empaque con grava, que pueden crear
problemas de taponamiento del medio poroso por sólidos. Esto
también crea otros problemas como potencial puenteo en el empaque.
Ventajas de una completación a hoyo revestido con empaque con grava.
− Existen facilidades para completación selectiva y para reparaciones en
los intervalos productores.
− Mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la
producción de gas y agua.
− La producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar
con efectividad.
− Es posible hacer completaciones múltiples.
− Desventajas de una completación a hoyo revestido con empaque con
grava.
− Se restringe las perforaciones del cañoneo debido a la necesidad de
dejar la rejilla en el hoyo.
− Taponamiento debido a la formación de escamas cuando el agua de
inyección se mezcla con el fluido de completación a base de calcio
usado durante el empaque con grava.
− Pérdida de fluidos durante la completación causa daño a la formación.
− Erosión / corrosión de la rejilla debido a la arena que choca contra
cualquier superficie expuesta.
112
Completaciones a Hoyo Abierto ampliado con Empaque con Grava.
El empaque con grava en "Hoyo Abierto Ampliado" implica perforar por debajo de
la zapata o cortar el revestimiento de producción a la profundidad de interés, repasar la
sección del hoyo abierto, ampliándolo al diámetro requerido, para luego colocar una
rejilla frente al intervalo ampliad o, y posteriormente circular la grava al espacio entre la
rejilla o "liner" ranurado y el hoyo ampliado, de tal forma que la rejilla o "liner" ranurado
funcione como dispositivo de retención de la grava y el empaque con grava como filtro
de la arena de la Formación.
La operación descrita, permite aumentar las dimensiones del hoyo. La razón
fundamental que justifica esta operación en un hoyo abierto es la de remover el daño
presente en la zona más cercana al pozo. El hoyo de mayor diámetro también aumenta
ligeramente la productividad del pozo, pero esta mejora no es muy significativa en la
mayoría de los casos. La ampliación del hoyo se puede llevar a cabo simplemente para
lograr una mayor holgura entre la rejilla y el hoyo abierto. En cualquier caso, deberá
realizarse con un fluido que no cause daño a la Formación. Los lodos de perforación
tradicionales sólo deberían ser utilizados como última alternativa y se deberán planificar
tratamientos para la remoción del daño antes de empacar con grava o poner el pozo a
producir.
Los problemas de la ampliación de hoyo tienen que ver más con problemas
operacionales que con aspectos referentes al tiempo de realización, costos o
productividad.
Los empaques con grava en Hoyo Abierto Ampliado permiten evitar todas las
dificultades y preocupaciones asociadas con el empaque de las perforaciones en Hoyos
Revestidos y reducen las operaciones de colocación de grava a una tarea relativamente
simple, de empacar el espacio anular entre el "liner" y el hoyo ampliado. Debido a que
estos empaques no tienen túneles de perforación, los fluidos de perforación pueden
converger hacia y a través del empaque con grava radialmente (360º), eliminando la
fuerte caída de presión relacionada con el flujo lineal a través de los túneles de
perforación. La menor caída de presión que ocurre a través del empaque en un Hoyo
113
Abierto Ampliado garantiza prácticamente una mayor productividad, en comparación
con el empaque en Hoyo Revestido para la misma Formación y/o condiciones.
Ventajas de los empaques con grava en Hoyo Abierto Ampliado.
− Bajas caídas de presión en la cara de la arena y alta productividad.
− Alta eficiencia.
− No hay gastos asociados con tubería de revestimiento o cañoneo.
− Menos restricciones debido a la falta de túneles de perforación.
− Desventajas de los empaques con grava en Hoyo Abierto Ampliado.
− Es difícil excluir fluidos no deseables como agua y/o gas.
− No es fácil realizar la técnica en Formaciones no consolidadas.
− Requiere fluidos especiales para perforar la sección de hoyo abierto.
− Las rejillas pueden ser difíciles de remover para futuras re-completaciones.
− La habilidad para controlar la colocación de tratamientos de estimulación es difícil.
Empaque de las Perforaciones: Llenar completamente los túneles de perforación
con grava del empaque es un requisito esencial para una completación exitosa en hoyo
revestido. Empacar las perforaciones asegura la longevidad de la completación, al
evitar que la arena de formación entre y tapone los túneles y/o el empaque con grava
en el espacio anular. Al empacar las perforaciones, el material de mayor permeabilidad
se ubica en el área crítica de flujo lineal, a través del túnel de perforación, lo cual lleva a
una caída de presión mínima. (Aguirre, E. y Vivas, Y. (2005). Completación de Pozos.
On-line]. Disponible en: http://www.monografias.com/trabajos17/completacion-
pozos/completacion-pozos.shtml)
114
3.2.2 Optimización de la Producción
La optimización de producción de petróleo es un balance entre la tasa de
producción, la oferta del yacimiento y la demanda del pozo hacia superficie; esto incluye
un buen entendimiento sobre los sistemas de producción y los fluidos del yacimiento
(Hossain, 2008).
Los Sistemas de Producción incluyen:
− Yacimiento (IPR)
− Pozo (Completación, Tubería, etc)
− Facilidades de Superficie (Líneas de Flujo, Separador, Tuberías, etc.)
Los Sistemas de Producción pueden ser sencillos o complejos.
− Simples: Yacimiento, completación, tubería, facilidades de
superficie.
− Complejos: Levantamiento Artificial, Inyección de Agua y Múltiples
pozos.
Las propiedades de los fluidos del yacimiento que se consideran son:
− Factor Volumètrico del Petróleo y Gas, Bo y Bg.
− Relación Gas/ Petróleo producido, RGP.
− Razón de Gas Disuelto en Petróleo, Rs.
− Compresibilidades, Co para petróleo y Cg para Gas.
− Presión de Burbujeo, Pb.
− Gravedades del Petróleo y Gas.
− Densidades y Viscosidades.
115
Figura 23. Sistema de Producción Yacimiento-Pozo-Superficie. (Hossain, 2008)
En los Sistemas de Producción se presenta:
− Movimiento o Transporte de los fluidos del yacimiento hacia Superficie, lo cual
requiere energia para vencer las perdidas por fricción o la caida de presión.
− La caida de presión del fluido del yacimiento hacia Superficie en cualquier momento
lo cual seria la presión de fluido inicial menos la presión de fluido al final.
La producción de un pozo puede ser severamente restringida por el bajo
desempeño de sólo uno de los componentes del sistema de producción. Si el efecto de
cada componente en el desempeño total o general del sistema puede ser aislado, el
desempeño del sistema total puede ser optimizado de manera más economica.
En el analisis de sistemas de produccion se usa un metodo en el cual se
considera el sistema completo como una sola unidad. Luego, se selecciona un punto
dentro de la unidad donde las presiones de entrada y salida son las mismas. Este
metodo se conoce como Analisis Nodal, el cual ha sido aplicado por muchos años para
analizar el desempeño de sistemas compuestos por componentes interactivos. Su
aplicación a los sistemas productores de pozos de petroleo fue inicialmente propuesta
116
por Gilbert en 1954 y discutida por Nind en 1964 y Brown en 1978. El procedimiento
consiste en seleccionar un punto de division o Nodo en el pozo y dividir el sistema en
este punto. Las ubicaciones mas comúnmente usadas para colocar los Nodos se
muestran en la Figura 24. (Beggs, 1991).
Figura 24. Sistema de Producción Yacimiento-Pozo-Superficie. (Beggs, 1991).
El Nodo es un punto donde el flujo entrante iguala al flujo saliente. Solo una
presion existe en el Nodo. Aguas arriba del Nodo se conoce como Oferta (del
Yacimiento). Por otro lado, aguas abajo del Nodo se conoce como Demanda (del
Sistema). (Beggs, 1991). Las presiones en el Nodo son:
Oferta hacia el Nodo:
( ) =∆− OfertaaAguasArribYacimiento PP /
_
NodoP …………………Ec. (5)
Demanda desde el Nodo:
SeparadorP ( ) =∆+ DemandaAguasAbajoP / NodoP …………………Ec. (6)
Al graficar la Presion en el Nodo vs. Tasa de Flujo (q) a traves del Nodo, se nota
que las caidas de presion varian con las tasas de flujo.
Las ecuaciones anteriores Ecs. (5 y 6) producen dos curvas:
117
Figura 25. Curvas Oferta y Demanda en el Nodo del Sistema de Producción.
(Hossain, 2008)
La interseccion de las dos curvas determina el punto de la Maxima Capacidad de
Flujo del Sistema en cuanto a la Tasa de Flujo, q.
El objetivo del Analisis Nodal de Sistemas de Producción es combinar los
distintos componentes de un pozo de gas o petroleo con el proposito de predecir las
tasas de flujo y optimizar los distintos componentes en el sistema.
Figura 26. Pérdidas de Presion en un Sistema de Producción. (Beggs, 1991)
118
Si el tamaño de la tuberia de produccion aumenta, lo cual ofrece menor caida de
presion y ofrece menor restricción al flujo, implica que la Curva de Oferta (Inflow) se
movera hacia arriba, esto se muestra en la Figura 27.
Figura 27. Variaciones en la Curva de Oferta (Hossain, 2008)
Si el diámetro de la linea de flujo aumenta, entonces la Curva de Demanda
(Outflow) se movera hacia abajo, como se muestra en la Figura 28.
Figura 28. Variaciones en la Curva de Demanda (Hossain, 2008)
La Curva IPR para pozos de inyección de agua se obtiene de la manera usual
utilizando la ecuación de Darcy:
119
( )( )( )SrwreLnuwBw
PwfsPwsKwhqiny
+−
−=
−
4/3/
1008.73
…………………………………..Ec. (7)
Esta ecuación es similar a la ecuación de Darcy para el flujo alrededor del pozo,
excepto que el diferencial de presión (estática menos fluyente) debe sumarse a la
presión promedio del yacimiento. Entonces, el índice de productividad en un pozo de
inyección puede calcularse por:
( )PJinyqiny ∆= ……………………………………………..……..Ec. (8)
Esta es una relación lineal para flujo de agua en una sola fase. Sea asumen los
valores del diferencial de presión y se calculan las tasas correspondientes; luego se
grafica “q” vs (pr + ( )P∆ ), obteniéndose una gráfica similar a la Figura No.9,
mostrando la tasa de inyección posible para el pozo.
Curva de Descarga de la Tubería:
Estas curvas son análogas a las curvas de demanda para un pozo productor. Sin
embargo, para las curvas de inyección de agua el factor de fricción es sustraído a partir
de la componente elevada (gradiente estático). Es decir, la presión de descarga de la
tubería (asumiendo que está en el centro de las perforaciones) es el componente
elevado menos el componente de fricción, con una aceleración insignificante para el
flujo de agua. Si la tubería es menor que dos o tres conexiones medidas desde el centro
del intervalo perforado, puede asumirse que la tubería llega hasta el centro del intervalo
por inyectar. Menor fricción ocurrirá en el intervalo revestido, comparado con la tubería
de inyección y esto debe tomarse en cuenta. Al suponer que la sarta de tubería, llega
hasta el centro del intervalo, se generará una presión ligeramente menor y, por lo tanto,
se pronosticará una tasa de inyección ligeramente inferior (Brown, 1984).
La tecnología de completación de pozo inteligente ofrece los medios para asignar
tasas de inyección de agua a través del uso de estranguladores de fondo con
aislamiento zonal de las arenas. Los estranguladores de fondo ajustables ofrecen
120
flexibilidad adicional variando la apertura o cierre del estrangulador según los cambios
que presenten las condiciones del yacimiento.
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.
Las completaciones inteligentes pueden ser usadas para controlar la distribución
de agua o gas de inyección en un pozo entre estratos, compartimientos o yacimientos.
Como resultado, el operador puede decidir donde inyectar el agua o extraer el petroleo
para movilizar las reservas no barridas. Estas capacidades pueden significativamente
mejorar el desempeño de recuperaciones secundarias por inyección de agua o de
proyectos terciarios de recuperación mejorada de crudo y son particularmente
importantes para pozos con arquitecturas complejas – alcance extendido, horizontales
largos o pozos multilaterales – y para yacimientos caracterizados por altos grados de
anisotropía, heterogeneidad o compartamentalizacion (Konopczynski y Ajayi, SPE
90664 (2004)).
Control de una Zona Productora
El diseño específico de un estrangulador (Choke) en una válvula de control de
flujo por intervalo o zona (ICV) se realiza mediante una combinación de Análisis Nodal y
Análisis de Estrangulamiento en dinámica de fluidos.
Consideremos inicialmente la Figura 29 siguiente como ejemplo de control de
una sola zona en un pozo vertical.
121
Figura 29. Completación en una sola zona. (SPE 90664, 2004)
Para este caso el pozo tiene los siguientes datos:
− Tuberia de producción de 3-1/2”
− Perforaciones a 7000 pies
− La válvula de control de flujo (ICV) se encuentra instalada en la
tubería de producción, debajo del obturador y por encima de las
perforaciones.
− Presión de yacimiento de 3000 Lpc.
− Pozo productor de Petróleo de 33 API
− Razón Gas Petróleo, RGP=400 pies3/Bbls
− Presión de Burbujeo de 3000 Lpc.
Se obtiene la Curva de Oferta del pozo usando la Inflow Performance
Relationship (IPR) de Vogel.. Por su parte, el flujo vertical que sube la tubería de
producción se obtuvo empleando un programa computacional basado en la correlación
de Duns y Ros con modificaciones para regimenes de flujo. El desempeño del flujo
vertical es conocido como Curva de Demanda, Outflow o Tubing Performance Curve
(TPC). La Figura 30 ilustra el desempeño de flujo o tasa de producción del pozo en el
Nodo “B” ubicado aguas abajo de las perforaciones y aguas arriba de la tubería de
producción. Se observa que con una presión fluyente en cabeza de tubería de 250 Lpc,
122
el pozo fluirá aproximadamente 3200 Bbls/día a una presión de fondo fluyente de 2070
Lpc, definido como punto “A” en dicha Figura 30 o punto operativo de equilibrio.
Figura 30. IPR y TPC para una sola zona. (SPE 90664,2004)
Al momento de diseñar una válvula de control de flujo por intervalo (ICV), debe
considerarse anticipadamente la tasa de flujo máximo, la cual está relacionada con la
velocidad máxima permisible para una erosión aceptable del equipo. Esta velocidad
máxima permisible debe ser especificada según la API RP14E.
En el ejemplo anterior se observa que el límite por erosión, definido como punto
“Z”, se encuentra bastante lejos de la condición de flujo máximo anticipada para el pozo.
Para operar el pozo a tasas menores a la tasa máxima, la presión en las perforaciones
debe incrementarse moviéndose hacia arriba y hacia la izquierda sobre la Curva IPR.
En un pozo con completación inteligente y con por lo menos una válvula de
control de flujo por intervalo (ICV) en fondo, el incremento de presión requerido en las
perforaciones se genera restringiendo el flujo a través de dicha válvula ICV entre el
Nodo “B” y “C” (Figura 31). En la tasa máxima de producción, se considera que la
válvula de control por intervalo se encuentra completamente abierta, con caída de
presión insignificante a través de ella. A tasas de producción menores a la máxima, la
caída de presión a través de la válvula de control de flujo es igual a la diferencia entre la
presión definida por la Curva IPR y la presión de la Curva TPC (Outflow) a la tasa
especificada.
123
( )TPCIPRChoke PPP −=∆ ……………………Ec. (9)
Se pueden considerar presiones diferenciales a tasas de flujo discretas (20%,
40%, 60%, etc.) como fracciones de la máxima tasa de flujo y los puntos operativos en
el Nodo de las perforaciones Figura 31 se representan por los puntos marcados A, B, C,
D, E y F de la Figura 31. El número de posiciones discretas corresponde a las
posiciones de la válvula de control de flujo. Si la válvula es infinitamente variable en su
apertura/cierre, la caída de presión en cualquier tasa de flujo se representa mediante
una curva continua.
Figura 31 Presiones Diferenciales a Tasas de Flujo menores a la Máxima (SPE 90664, 2004)
Diseño del Estrangulador (Choke)
El diseño mecánico de la válvula de control de flujo para el comportamiento de
flujo deseado es complejo debido a casos de geometrías complejas, orificios no
circulares, caminos de flujo tortuosos, flujo multifásico, comportamiento de flujo no-
Newtoniano, etc. El diseño mecánico resultante de la válvula de control de flujo,
incluyendo la geometría del orificio para satisfacer la caída de presión requerida, puede
ser obtenido mediante una combinación de modelado analítico, dinámica de fluidos
computacionales, correlaciones empíricas y pruebas de flujo en lazo.
124
Una vez establecido el diseño de control de flujo, el desempeño del flujo en
términos de flujo de agua se describe mediante el coeficiente de válvula, Cv. El uso de
Cv, como un indicador del desempeño de las válvulas de control de flujo permite que
diferentes válvulas sean comparadas.
Cv, tiene una definición muy específica. (Crane, 1992).
( )LPCvqL γ/∆= ……………………..Ec. (10) (SPE 90664)
donde:
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)
La densidad relativa de una sustancia es el cociente entre su densidad y la de
otra sustancia diferente que se toma como referencia o patrón.
Para sustancias líquidas se suele tomar como sustancia patrón el agua cuya
densidad a 4 ºC es igual a 1000 kg/m3. Como toda magnitud relativa, que se obtiene
como cociente entre dos magnitudes iguales, la densidad relativa carece de unidades
físicas. La densidad relativa del agua es igual a la unidad ( )1=Aguaγ .
De la Ec. (10) se desprende que:
La caída de presión a través de la válvula (psi).
( ) =∆P ( )2/ CvqL ……………………..Ec. (11)
125
La Figura 32 muestra las características de la curva Cv de una válvula que
resulta del análisis del ejemplo presentado. Nótese que la curva Cv no es lineal, pero el
uso de una válvula diseñada según ésta especificación resultará en control lineal del
flujo del pozo de acuerdo a lo explicado. Como puede apreciarse en la Figura 4 (Vi), la
curva de porcentajes iguales ofrece una aproximación razonable de la curva óptima.
Figura 32 Curva Cv para una sola zona (SPE 90664, 2004).
La forma de la curva se determina mediante la oferta y la demanda del sistema
en el pozo. A mayor productividad de la zona y a mayor tamaño de tubería (menor
gradiente de fricción), más lineal será la curva Cv de la válvula de control de flujo. En la
mayoría de las completaciones la forma de la curva IPR tendrá la mayor influencia
sobre la forma de la curva Cv.
Figura 33. Curvas de Desempeño de la Válvula de Control de Flujo. (SPE 90664,
2004).
126
La caída de presión a través de la válvula de control de flujo (ICV) en fondo en
varias posiciones de apertura como una función de flujo puede ser superpuestas sobre
la curvas IPR y TPC de la Figura 33. El desempeño de la válvula de control de fondo en
cada posición puede incorporarse a la curva IPR del pozo, moviendo el Nodo de interés
entre la válvula y la entrada a la tubería de producción (Figura 29, Nodo C). La curva
combinada IPR-Cv intersecta la curva TPC en los puntos B´, C´,D´y E´ representando
las tasas de flujo parciales del 80%, 60%, 40% y 20% del flujo máximo respectivamente.
Estas curvas se conocen como las “curvas IPR atenuadas” (Figura 33) porque
representan el desempeño de la Oferta del Yacimiento (Inflow) modificado por la
restricción del flujo impuesto por la válvula de control de fondo.
Control para Multiples Zonas Productora
El proceso de diseño de equipos de control para pozos con múltiples zonas
productoras es similar al descrito para una sola zona productora. Considérese ahora el
pozo de la Figura 34 con cuatro zonas productoras. Se incrementa en este caso el
tamaño de la tubería de producción a 5-1/2” para ajustarse al potencial de producción
de todas las zonas en “commingle”. La presión en cabeza de tubería se reduce a 150
Lpc y el punto de burbujeo del petróleo se fija en 1600 Lpc. Se considera la producción
de las cuatro zonas y cada una de ellas tiene diferente índice de productividad.
Figura 34. Diagrama de Pozo completado en Multiples zonas. SPE 90664 (2004)
127
Se asumirá para este caso que todas las zonas se encuentran a la misma
profundidad, muy cercanas una de la otra. Todas las presiones de yacimiento se
asumirán iguales y la composición de los fluidos provenientes de cada zona también se
asume iguales. La Figura 35 (SPE 90664), muestra las curvas IPR para cada zona y la
IPR combinada para todas las zonas en “commingled” y sin restricciones.
Figura 35. IPR (Oferta) y TPC (Demanda) para Múltiples zonas (SPE 90664)
La filosofía de operación para estos casos señala que en primera instancia
debe conocerse la máxima tasa de producción por anticipado, ya sea, considerando
todas las zonas abiertas, produciendo en “commingled” y sin restricciones o
considerando zonas individuales produciendo con todas las otras cerradas.
Similarmente, debe considerarse la velocidad de la tasa de flujo máxima con todas las
zonas contribuyendo, la cual debe ser menor que la velocidad máxima recomendada
para mínima erosión según lo especificado en la API RP14E. El criterio de erosión
indicó en el ejemplo anterior que la tubería debe ser de 5-1/2”.
Según Konopczynski y Ajayi, SPE 90664 (2004) se recomienda que por lo menos
una de las válvulas de control de fondo se encuentre siempre en posición
completamente abierta, mientras las otras válvulas de control de flujo se ajustan para
lograr el balance de flujo deseado que proviene de las zonas. Por otra parte, el
estrangulador (choke) en superficie se usará para controlar el flujo total del pozo.
128
Análisis Nodal para pozos con Mùltiples Zonas Productoras
Para el sistema de cuatro zonas considerado como ejemplo, los ìndices de
productividad de las zonas varian entre 3.4 hasta 7.0 Bls/d/Lpc. Debido a la baja presión
de burbujeo (1600 Lpc), la función IPR para cada zona es lineal entre la presión de
yacimientos y el punto de burbujeo, por tanto, la función IPR de todas las zonas en
“commingled” también es lineal. Esto se ilustra en la Figura 36 (SPE 90664).
Figura 36. Aporte por cada zona e IPR combinada con puntos de
operación. (SPE 90664)
Con todas las cuatro zonas produciendo sin restricción con una presiòn fluyente
en el cabezal de la tubería de 150 Lpc, el pozo produce a una tasa màxima total de
16400 Bls/dìa con una presiòn de fondo fluyente de 2235 Lpc (Punto A, Figura 36). Las
zonas 1, 2, 3 y 4 producen 2605 Bls/dìa, 4600 Bls/dìa, 3830 Bls/dìa y 5365 Bls/dìa
respectivamente, como se indica en los puntos E, C, D y B de la Figura 36.
Para demostrar el proceso de diseño de las válvulas de control para cada zona,
se considerarà el flujo proveniente de la Zona 2 en particular. Existen dos mètodos para
establecer la màxima tasa de flujo para la Zona 2. En el primero se considera la tasa
màxima sin restricciones de la Zona 2 cuando produce en conjunto con las otras zonas,
segùn lo establecido previamente 4600 Bls/dìa (Punto C, Figura 37).
129
Figura 37. IPR de Zona 2 con punto máximo de operación (SPE 90664)
En el segundo método se asume que sólo la Zona 2 está produciendo a través
de la tubería de 5-1/2” y que todas las otras zonas estàn cerradas. La tasa màxima por
tanto calculada serà de 8000 Bls/dìa a una presiòn de fondo fluyente de 1667 Lpc,
como se ilustra en el Punto F de la Figura 37. Este escenario es representativo de una
situación en la cual sòlo la Zona 2 se encuentra fluyendo en prueba, mientras las otras
zonas son cerradas para una prueba de presiòn tipo build up. El primer mètodo para
establecer la caìda de presiòn a travès de la válvula de control de flujo a varias tasas de
flujo para la Zona 2 se llama el Método de la Presión Constante. Lo que se asume es
que sólo el flujo de la Zona 2 se regula, mientras que la production proveniente de las
otras zonas se mantiene a tasa constante. Para satisfacer esta restricción, la presiòn de
fondo fluyente en el nodo aguas debajo de la válvula de control de flujo y aguas arriba
de la entrada de la tubería de producción debe permanecer con valor constante, de
acuerdo a lo establecido para el punto de equilibrio operacional màximo no restringido
para todas las zonas productoras (Punto A, Figura 37).
130
Figura 38. Método de la Presión Constante – Presión Diferencial. (SPE 90664)
La Figura 38 muestra la caìda de presiòn a travès de la válvula de control de
flujo para la Zona 2, dividida en varios porcentajes de la tasa de flujo màximo definido
en el punto C (4600 Bls/dìa, 2235 Lbs), la cual representa la tasa de producción en
“commigled” sin restricciones. Nòtese que la caìda de presiòn a travès de la válvula de
control de flujo es la diferencia entre la curva IPR de la Zona 2 y la presiòn constante
establecida como condiciòn de flujo màximo para producción en “commingled” sin
restricciones.
El segundo mètodo para establecer la caìda de presiòn a travès de la válvula de
control se llama Mètodo del Flujo Independiente. En este caso, sòlo el flujo proveniente
de la zona de interès se considera fluyendo hacia superficie por la tubería de
producción. Como se mencionò anteriormente, la tasa màxima para la zona se
establece en la intersecciòn de su curva IPR y la curva TPC (Outflow) en la mìnima
presiòn fluyente en cabezal para la tubería que se anticipa, representada por el punto F
de la Figura 39.
131
Figura 39. Método del Flujo Independiente. (SPE 90664)
El análisis y proceso de diseño para el mètodo independiente es idèntico al
proceso de diseño discutido para control de una sola zona. La Figura 39 muestra la
funciòn de presiòn diferencial y las curvas de caìda de presiòn de la válvula de control
de flujo para aberturas de 20%, 40%, 60% y 80%, considerando 100% como totalmente
abierta.
Diseño del Estrangulador (Choke) para Multiples Zonas Productoras
La Figura 40 muestra las curvas Cv derivadas para la válvula de control de flujo
en la Zona 2 basadas en los análisis de difernciales de presiòn de las tasas de flujo.
Como se aprecia en dicha Figura 40 las curvas obtenidas tanto por el mètodo de la
presiòn constante, como por el mètodo del flujo independiente son virtualmente
idènticas.
132
Figura 40. Curvas Cv para la Zona 2- Múltiples zonas. (SPE 90664)
Si por ejemplo seleccionamos una determinada restricción para la válvula de
control de flujo de la Zona 2, podemos obtener la curva IPR atenuada para esa zona. La
curva IPR atenuada para la Zona 2 con restricción en su válvula de control de flujo de
40% se muestra en la Figura 41, junto a las curvas IPR sin restricciones de las otras
zonas.
Figura 41. Curva IPR Atenuada para Zona 2. (SPE 90664)
Sin más cambios en las condiciones de flujo que los hechos al restringir flujo en
la Zona 2, la curva IPR combinada para el pozo tambièn disminuirà y el nuevo punto de
equilibrio operativo se desplazarà al punto A’, según se observa en la Figura 41.
Aunque la producción total del pozo se reduce, la presiòn de fondo fluyente tambièn se
133
reduce. Como resultado, la producción proveniente de todas las zonas se incrementa
levemente.
Si el objetivo operacional es mantener el flujo constante en las Zonas 1,3 y 4 y
restringir el flujo de la Zona 2 a 40% de su flujo total, entonces la presiòn de fondo
fluyente debe restaurarse a su presiòn original. Ajustando el estrangulador (choke) de
producción de superficie se incrementa la presiòn de fondo fluyente incrementando la
presiòn fluyente en cabezal de tubería. Esto se muestra en la Figura 42.
Figura 42. Ajustando el estrangulador (choke) en superficie para restaurar el Flujo en
fondo. (SPE 90664)
Mediante el incremento en la presiòn fluyente en cabezal de tubería en 100 Lbs
(desde 150 Lbs hasta 250 Lbs) el punto operacional de equilibrio se moverà hasta la
posición A’’ con una presiòn de fondo fluyente de 2235 Lbs y una tasa de flujo 13640
Bls/dìa. Los flujos provenientes de las Zonas 1, 3 y 4 se han restaurado a sus
contribuciones originales, tal cual estaban antes de restringir el flujo en la Zona 2.
Inyección de Agua
Como ejemplo de un caso sencillo de injection de agua, considérese el pozo
descrito previamente como multizona productora. Para agregar complejidad adicional,
asumiremos que cada zona tiene distinta presión de yacimiento con leve diferencia
134
entre sí, como se muestra en la Figura 43. En condiciones de cierre, existe riesgo
potencial de flujo cruzado entre las zonas.
Figura 43. Curvas IPC y TPC para Inyección de Agua en Múltiples Zonas. (SPE
90664,2004)
Como se hizo anteriormente, se considera la situación donde todas las zonas
están completamente abiertas a la inyección y se considera la máxima presión de
inyección en cabezal de tubería disponible. La máxima presión de inyección de agua
será dictada por las limitaciones de la bomba en superficie o limitaciones en la tubería,
cabezal del pozo o completación del pozo. En este ejemplo, se asumirá la máxima
presión de inyección en cabezal de tubería (ITHP) en 1000 Lpc. Bajo estas condiciones,
un total de 18750 Bls/día de agua pueden inyectarse a una presión de fondo de 3923
Lpc. Nótese que la curva IPC de inyección se caracteriza por incrementar la presión con
incrementos de tasa de flujo, mientras que la curva de desempeño de la tubería (TPC)
se caracteriza por presentar disminución en la presión a medida que se incrementa la
tasa de flujo.
135
Figura 44. Curva Cv del Estrangulador de la Zona 4 para Inyección de Agua. (SPE
90664)
El resultado de aplicar el método de la presión constante a la Zona 4 arroja
como resultado el perfil Cv mostrado en la Figura 44. La siguiente figura (Figura 45)
muestra las curvas IPC atenuadas para la Zona 4, usando el referido diseño de válvula
de control.
Figura 45. Curvas IPC Atenuadas de la Zona 4 para Inyección de Agua. (SPE
90664)
Según Konopczynski y Ajayi, SPE 90664 (2004) el diseño de pozos inteligentes
con válvulas de fondo con control de flujo ajustable puede realizado mediante un
método sistemático basado en los conceptos de análisis nodal. El proceso de diseño
puede establecer las características completas del perfil Cv de válvula deseado para
136
optimizar las sensibilidades de control en el rango deseado de tasas de flujo. Por otra
parte, debe reconocerse que estos procesos de diseño son usualemente hechos sin
tener total conocimiento del desempeño inicial del yacimiento y ciertamente sin
conocimiento del desempeño futuro del mismo. Similarmente, las correlaciones para
flujo vertical no son perfectas, el comportamiento de flujo multifásico puede ser apenas
estimado y en estos casos se hacen muchas simplificaciones y se asumen muchos
otros conceptos para poder modelar arquitecturas y trayectorias complejas de pozos.
Debido a limitaciones de tipo económico o de diseño mecánico, ciertos perfiles
extremos de coeficiente de válvula Cv no puede ser fabricados, es por esto, además de
las incertidumbres del yacimiento y las imperfecciones de los modelos que
Konopczynski y Ajayi, SPE 90664 (2004) recomiendan que el perfil Cv de porcentaje
equivalente o igualitario sea considerado en la mayoría de los casos.
Los cambios en desempeño de zonas productoras o inyectoras debido a ajustes
hecho por válvulas de control de fondo por intervalo (ICV) pueden ser predeterminados
o predichos, en vez de ser establecidos mediante ensayo y error y con esta capacidad,
las distintas posiciones de apertura/cierre de la válvula pueden determinar rápidamente
el mejor y más óptimo desempeño del pozo.
Por su parte, Saputelli y col., SPE 120509 (2009) en su ejemplo sobre
recuperación secundaria, muestran que una secuencia proactiva de operación de
válvulas inteligentes de pozo mejoró el valor del proyecto de inyección de agua en
130% con respecto al caso sin completación inteligente; esto se logró debido a la
eficiente reducción en agua inyectada (8%), agua producida (9%) e incremento de
petróleo producido (3%). Igualmente, se expresa en este trabajo que las válvulas de
control multiposición por intervalo pueden conducir a incrementos potenciales de 63%
en recuperación de petróleo con respecto a casos base en escenarios de desarrollo
convencional.. Para el yacimiento estudiado por Ajayi y Konopczynski, SPE83963
(2003, citado por Saputelli y col., 2009) los sistemas de pozos inteligentes aceleran
producción y mantienen una vida productiva (plateau) más larga del pozo cuando se
comparan con las técnicas de completación convencional.
137
3.2.3 Innovaciones Tecnológicas en Ingeniería de Producción
Producción de Crudo
Dentro de las aplicaciones más conocidas de las completaciones inteligentes se
encuentra el corregir problemas de perfiles de inyección y/o producción e incrementar el
factor de recobro tomando en cuenta la información de producción y yacimientos
suministrada. En crudo pesado, el gran contraste en movilidad entre agua y crudo
favorece la migración más rápida de agua hacia el pozo productor. La condición
empeora cuando existen estratos de la formación con alta permeabilidad en el intervalo
productor o cuando se inducen fracturas durante la inyección. Es posible encontrar caso
donde, el agua llegara primero proveniente del inyector hacia el productor; este
fenómeno es una consecuencia de alta permeabilidad y de las características
geomécanicas de dicha unidad. En este sentido, una vez que se comienza a producir
agua, será difícil recuperar la mayor parte del crudo remanente en otras unidades de
flujo.
Dentro de las ventajas más importantes al emplear la tecnología de completaciones de
pozos inteligentes se encuentran:
a. Capacidad para controlar los perfiles de producción ajustando la
caída de presión de la unidad de flujo.
b. Maximizar el recobro final de reservas fluyendo juntas de unidades
de flujo con distintas capacidades de producción.
c. Capacidad para cerrar una unidad de flujo especifica una vez que el
problema asociado a irrupción de gas o agua se encuentra fuera de
control.
d. Vida Productiva del Pozo
138
De acuerdo a lo planteado por Ajayi y Konopczynski (2003), los sistemas de
pozos inteligentes aceleran producción y mantienen una vida productiva (plateau) más
larga del pozo cuando se comparan con las técnicas de completación convencional.. El
ingeniero de producción puede controlar remotamente las secciones individuales del
pozo a través del yacimiento. La producción no deseada de agua puede ser restringida
de cualquier zona particular del pozo. Esta capacidad favorece la producción de
petróleo, mientras reduce el manejo de agua de producción en superficie, pues se
controla la tasa de inyección en cada estrato del yacimiento (Saputelli y col., 2009).
Por otra parte, entre las conclusiones de Ajayi y Konopczynski, SPE94851 (2005)
en su trabajo, se aprecia que se estimó un ganancial de producción de petróleo que
oscila entre 2.5% hasta 26% en la vida del pozo al comparar con los sistemas
convencionales. Dichos resultados mostraron la capacidad del sistema de maximizar la
productividad del activo en casos donde la irrupción de agua ocurre tempranamente y
cuando ocurre en algunos casos más tarde. En uno de los casos expuestos por los
referidos autores, los intervalos no ofensores son facilmente capaces de complementar
el efecto de estrangulamiento de las zonas o intervalos ofensores, obteniéndose una
ganancia significativa.
Por otro lado, Ajayi y Konopczynski, SPE94851 (2005) concluyen que el perfil de
posiciones de la válvula presentado en el estudio servirá como una guía para formular
un proceso de control para válvula ICV, como parte de la filosofía de operaciones para
optimizar la producción del pozo durante las operaciones que se ejecutan actualmente
en el pozo.
Irrupción de Agua
Según Armstrong y Jackson (OTC 13284, 2001), el método más óptimo para
producir de múltiples zonas es mediante el empleo de las completaciones inteligentes
para cerrar o frenar el frente de agua en las zonas de alta permeabilidad y así poder
sincronizar la irrupción de agua a lo largo de todo el pozo productor.
139
De acuerdo a lo obtenido por Armstrong y Jackson (2001), con el empleo de
completaciones inteligentes fueron capaces de producir, en su caso, la zona superior
hasta la irrupción, luego procedieron a cerrar esta zona, para abrir la zona inferior
hasta la irrupción conjuntamente con la reapertura de la zona superior para producir
ambas zonas simultáneamente. La eficiencia de desplazamiento es significativamente
mejor empleando producción simultánea con completaciones inteligentes y está muy
cercana a la óptima predicha por la teoría de Buckley-Leverett.
En crudo pesado, el gran contraste en movilidad entre agua y crudo favorece la
migración más rápida de agua hacia el pozo productor. La condición empeora cuando
existen estratos de la formación con alta permeabilidad en el intervalo productor o
cuando se inducen fracturas durante la inyección. Es posible encontrar caso donde, el
agua llegara primero proveniente del inyector hacia el productor; este fenómeno es una
consecuencia de alta permeabilidad y de las características geomécanicas de dicha
unidad. En este sentido, una vez que se comienza a producir agua, será difícil recuperar
la mayor parte del crudo remanente en otras unidades de flujo.
Tradicionalmente, la industria de los hidrocarburos ha estado tratando de
resolver estos problemas empleando productos químicos (geles, modificadores de
permeabilidad relativa, etc.), soluciones mecánicas (recompletaciones, reparaciones de
cementación primaria, completaciones selectivas, etc.) y mas recientemente empleando
sistemas de completaciones inteligentes para el control de los perfiles de producción.
Intervención de los pozos
Como herramienta fundamental de la tecnología de pozos inteligentes se
encuentran las Válvulas de Control de Intervalo (ICV), accionadas desde la superficie
para regular el flujo proveniente de zonas individuales o tramos laterales y los
sensores de temperatura y presión de fondo de pozo, instalados de forma permanente.
Las camisas de circulación o mangas que tradicionalmente se utilizan para
comunicar las zonas individuales con la tubería de producción, son accionadas por
140
guaya fina (cable / slickline) o por medio de tubería continua. Estas camisas o mangas
poseen perfiles internos específicos para que determinadas herramientas de guaya
fina o tubería continua puedan accionar los mecanismos internos de las mismas y
abrirlas o cerrarlas según sea la operación de interés en el momento.
Posteriormente y a medida que durante los años noventa la perforación de pozos
costa afuera y de alcance extendido (horizontales, inclinados, etc.) fue proliferando, la
solución tradicional de intervenir dichos pozos con guaya fina se volvió antieconómica
y técnicamente problemática. Los elevados costos de los equipos de perforación para
pozos costa afuera y la intervención de pozos horizontales de alto ángulo que ha
ocasionado en muchos casos la rotura de la guaya fina dentro del pozo, dejando sartas
completas atascadas (pescados) que han obligado a la suspensión y cierre del pozo,
dejando pérdidas por producción diferida y tiempo operacional no productivo.
Una respuesta que ha surgido a estos problemas es el cambio de la intervención
mecánica con guaya fina por el control hidráulico o eléctrico desde superficie. No
obstante, para que este tipo de esquema cumpla con su cometido, las válvulas deben
poseer esperanzas de vida largas y un alto grado de confiabilidad, es decir, gran
atención debe prestarse a lo relacionado con la calidad de servicio en los procesos de
manufactura de estas válvulas de control de flujo por intervalo (ICV). Adicionalmente,
las nuevas tecnologías han aportado además de monitoreo de presión y temperatura,
medición de flujo multifásico, sensores sísmicos y electrodos para generar imágenes
de la formación. Con estos equipos, se puede además de medir presión y temperatura,
predecir la intrusión de arena y la irrupción de agua, así como medir la tasa de flujo y el
corte de agua, evitando intervenir el pozo para tomar muestras de estudio.
Recobro de POES
De acuerdo a lo reportado por A. Ajayi y col., SPE 101935 (2006) en su trabajo
“Aplicación de completaciones inteligentes para optimizar el proceso de inyección de
agua en un campo maduro del Mar del Norte: Caso de Estudio”, se estimó un
incremento potencial en el factor de recobro de petróleo con rango entre 0.48% a 6.1%
del POES con respecto a la vida del campo. El objetivo perseguido era identificar la
141
mejor aplicación de la tecnología de pozo inteligente en el campo y cuantificar las
ganancias potenciales de tales aplicaciones al compararse con los sistemas de
completación convencionales. El sistema convencional considerado era producción en
“commingled” sin control zonal. El estudio evaluó la posibilidad para la tecnología en
cuestión de maximizar la producción de petróleo mientras se manejaba la irrupción de
agua y producir en “commingled” de varias arenas minimizando el impacto en las
reservas. Se consideró el uso de válvulas de control de flujo en fondo del pozo para
determinar la funcionalidad requerida por el campo. Los resultados del estudio fueron
usados como base para utilizar ésta tecnología en las actividades de re-desarrollo del
campo, al demostrarse la capacidad de las completaciones de pozo tipo inteligente de
agregar valor al desarrollo del activo en un campo maduro. El valor agregado viene
dado por: acelerar la producción, reducir el número de pozos, reducir o eliminar los
costos por intervención mecánica en los pozos, así como extender el período de vida
productiva (plateu) de los mismos, permitiendo lo anterior, enmarcar dicha tecnología en
el grupo de las que pueden aumentar el recobro de POES de los yacimientos.
Sistemas de Pozos Inteligentes
Hasta el presente existe una gran diversidad de estudios realizados en todo el
mundo en relación a procesos de Optimización de Producción de Petróleo y Gas
empleando Completación Inteligente. La siguiente cronología permite una visión
general de la evolución en el tiempo de estos estudios:
En la década del 70, los ingenieros de yacimiento de las compañías petroleras
comenzaron a pensar en monitorear las condiciones de fondo de pozos en los EE.UU.
Las primeras instalaciones de sensores permanentes, eran en realidad, versiones
modificadas de equipos operados por cable.
En el año 1986 Petrobras enfatizando siempre en la innovación y el
perfeccionamiento basado en su experiencia profesional propone una estrategia
denominada PROCAP (Programa de Desarrollo Tecnológico de Sistemas de
Producción en Aguas Profundas) con el objetivo de mejorar la competencia técnica de
la empresa en la producción de petróleo y gas natural en aguas con profundidades
142
hasta 1000 metros, para ello se seleccionaron los campos de Albacora y Marlim (Golfo
de México) como unidades de desarrollo.
En el año 1993 Petrobras lanza el PROCAP 2000 tomando como punto de
referencia los satisfactorios resultados obtenidos en años anteriores y
descubrimientos realizados en aguas más profundas, el objetivo de este programa era
producir petróleo y gas a profundidades entre 1000 metros y 2000 metros.
En Septiembre del año 1997 Saga Petroleum AS, ahora parte de Norsk Hydro
AS, operaba el pozo que marca el inicio de una etapa interactiva en la optimización de
la producción, al instalar la primera completación inteligente en el Mar del Norte
conocida como el SCRAMS (surface-controlled reservoir analysis and management
system) de PES Inc. (una compañía de Halliburton), la cual era accionada
electrohidráulicamente y ofrecía control de flujo remoto para cada zona, así como
sensores para monitorear presión y temperatura en fondo (Moritis, 2000). En un lapso
de dos años se contaban con más de 20 completaciones de este tipo a lo largo del
mundo. Para el invierno de ese mismo año BP Amoco operaba el Campo Wytch
Farm de Dorset (Inglaterra) mediante el uso de una completación inteligente, logrando
que los pozos de alcance extendido establecieran un récord al drenar partes del
Yacimiento de areniscas Trassic Sherwood ubicado a profundidades considerables de
la Bahía de Poole. Dado que no existían antecedentes de estos pozos, la operadora
optó por considerar y desarrollar nuevas tecnologías, lo cual se tradujo en enfoques
pioneros en materia de construcción y diseño de completaciones inteligentes (Moritis,
2001).
En el año 2000 Petrobrás presenta el PROCAP 3000 (Programa Tecnológico en
Sistemas de Exploración en Aguas Ultra Profundas), impulsado por el deseo de
colocar en producción sus campos ya descubiertos en aguas profundas así como los
campos potenciales a ser descubiertos a profundidades de 3.000 m bajo el nivel del
mar.
Actualmente la ejecución de este programa se lleva a cabo mediante proyectos
sistémicos que enfocan las principales tecnologías consideradas de importancia
estratégica, como el Sistema de Completación Inteligente para aguas ultra profundas,
143
este sistema permite monitorear y controlar en tiempo real, en el lugar o en una base
remota, la inyección de agua o la producción de hidrocarburos de múltiples zonas en
un único pozo a partir de laterales individuales en un pozo multilateral.
En el año 2001 Weatherford International Ltd. se lanza a la aventura de proveer
servicios sobre sistemas de sensores electrónicos y controladores de flujo,
encontrando en su búsqueda de innovación la resistencia al cambio por parte de sus
clientes; razón que les obligó a darle un alto a sus sofisticados sistemas electrónicos
para darle paso a una era de transición tecnológica de controladores simples,
operados en superficie e hidráulicos. Esto estaba más acorde con las necesidades de
la industria para ese momento, ofreciendo una tecnología amigable y de mayor
confianza sin abandonar el propósito de costos efectivos. Durante el segundo trimestre
de ese año WellDynamics, nueva compañía que emerge del joint venture entre
Halliburton y Shell International Exploration & Production BV, operando desde sus
oficinas en Aberdeen, Escocia, se fija la tarea de producir, monitorear y controlar los
yacimientos de petróleo y gas, que en conjunto se conoce como gerencia de
yacimientos, mediante el desarrollo de la tecnología Smartwell® que ofrece una
combinación de sistemas y procesos que mejoran significativamente esta área, y así
colaborar en el reto que tienen diversas compañías en la optimización del recobro de
hidrocarburos y gas (Moritis, 2001).
En el año 2004 WellDynamics y Halliburton culminaron exitosamente la
instalación de la primera completación inteligente en el Golfo de México (Campo Mars),
realizada para la empresa holandesa Shell Exploration & Production, completando la
plataforma Mars Tension a 2.940 pies debajo del mar en el pozo de inyección Mars-16,
el cual resultó ser el pionero del campo en la instalación de tecnologías para Shell en
el Golfo de México. La tecnología incluyó el uso de equipos de completación
Inteligente Smartwell®, en posición vertical, empaque con grava a hoyo abierto y el
primero en uso de ácido clorhídrico al 55% (PennWell, 2004).
En el año 2006 la empresa noruega Statoil desarrolló un estudio sobre el
modelaje dinámico de yacimientos en un campo maduro del Mar del Norte, este trabajo
estuvo basado en función de la implementación de una tecnología denominada “pozo
inteligente” (IWT, por sus siglas en inglés). El propósito de este estudio era
144
redesarrollar el campo mediante el uso de tecnología en pozos productores inyectores,
acelerando la producción de los pozos productores, mejorando el factor de recobro,
reduciendo el número de chequeos en los pozos, extendiendo el período de
producción y disminuyendo las intervenciones a los pozos. Además de todo lo
mencionado en el ambicioso proyecto se estudió el comportamiento del empuje
hidráulico y la convergencia de la producción proveniente de múltiples arenas,
mediante la aplicación de modelos de simulación de yacimientos (A. Ajayi y col., 2006).
En el 2007, ocurrió una alianza estratégica entre WellDynamics, compañía líder
en proveer tecnología para las completaciones inteligentes en la industria del petróleo
y gas, y la Expro Internacional Group PLC (Expro), líder proveedor de soluciones
inalámbricas electromagnéticas para pozos en el mismo sector, este acuerdo integra la
fusión de Smartwell® (WellDynamics) y el sistema telemétrico de transmisión
electromagnética inalámbrico Expro’s CaTS™ (Expro), el cual ofrece un nivel más
avanzado en cuanto a control y monitoreo de pozos durante el ciclo de vida del mismo,
además de ayudar a tomar decisiones más acertadas basadas en la data real del
pozo.
Antecedente en Venezuela
Los sensores permanentes de presión y temperatura en subsuelo se encuentran
disponibles comercialmente a finales de la década de los 80 cuando se inicia su
implantación en algunas empresas petroleras, principalmente en el Mar del Norte. A
principios de 1996 se realizó la primera instalación de sensores permanentes de
presión y temperatura en subsuelo en PDVSA, en el pozo VLC-1184 correspondiente a
la Unidad de Explotación Lagotreco. En el año 1998 INTEVEP, publicó el primer
informe técnico de la corporación sobre el estado del arte en tecnologías de medición
aplicadas a sensores de subsuelo, como producto de un esfuerzo de investigación
llevado a cabo por la organización de Automatización Industrial de esa filial. (PDVSA,
2002).
Posteriormente, en el año 1999, la organización de Automatización Occidente
efectuó la evaluación en campo de diversas tecnologías de medición en fondo de
145
pozos y elaboró un documento de soporte para la especificación de futuros proyectos,
incluyendo en el mismo sus experiencias en la implantación de estos dispositivos,
dentro del contexto de los Laboratorios Integrados de Campo Lagomar y Lagocinco. A
principios del año 2000, las unidades de explotación Pirital y Furrial iniciaron, a nivel
de prueba, la implantación de sensores de presión y temperatura, tomando como base
la experiencia de Occidente. Este año además, como definición de estrategia se
propone la implantación de la AI2S (Automatización Integrada Subsuelo-Superficie) a
nivel corporativo y la necesidad de identificar tecnologías adecuadas para el Proyecto
de la UEY (Unidad de Explotación de Yacimiento) Pirital, se efectuó una gira técnica a
Europa, donde se recabó información de interés sobre el estado del arte de diversas
las tecnologías de medición y control en fondo de pozo (PDVSA, 2002).
Completaciones Inteligentes.
Una completación inteligente es un sistema capaz de recolectar, transmitir y
analizar la data de producción, completación y yacimiento y tomar acción para mejorar
el control del pozo y sus procesos de producción e incidir directamente en la calidad de
respuesta durante los diversos procesos, entre ellos el de inyección de agua. El valor de
la tecnología de pozos inteligentes se debe a su capacidad de modificar activamente las
completaciones zonales de un único pozo o a partir de laterales individuales en pozos
multilaterales; logrando así monitorear las respuestas y funcionamiento de las zonas a
través de la adquisición de data en tiempo real, consiguiendo maximizar el valor del
activo.
Finalmente la tecnología de pozos inteligentes permite al operador monitorear
aspectos de integridad mecánica hoyo abajo, o las condiciones ambientales bajo las
que la completación está operando, y modificar las condiciones de operación para
mantenerlas dentro de un rango de operación aceptable.
Las completaciones inteligentes deben cumplir las siguientes funciones básicas:
1. Reducir a su mínima expresión la intervención del pozo.
2. Facilitar datos en tiempo real tanto del yacimiento como de los pozos que lo
conforman.
146
3. Maximizar las reservas monitoreando en forma óptima los procesos.
4. Controlar eficientemente el flujo en el fondo del pozo (inyectado o producido).
Los sistemas de completacion de pozos inteligentes ayudan a los operadores a
optimizar la producción sin incurrir en costosas intervenciones de los pozos. Los
sistemas de pozos inteligentes dada su confiabilidad y ajustados a las necesidades de
cada caso, permiten a los operadores recolectar, trasmitir y analizar datos del fondo del
pozo; controlar remotamente ciertas zonas seleccionadas de los yacimientos; así como
maximizar la eficiencia del yacimiento, a la vez que:
a. Incrementa la producción. Producir en “commingled” (extraer crudo proveniente de
diferentes zonas del yacimiento al mismo tiempo) incrementa y acelera la producción.
b. Incrementa el recobro. El control zonal efectivo permite un eficiente manejo de la
inyección de agua, de gas, de la irrupción de agua y de la productividad individual por
zona.
c. Reduce los gastos de capital (Capex). La habilidad de producir desde múltiples
zonas del yacimiento a través de un solo hoyo reduce el número de pozos requeridos
para el desarrollo del campo, disminuyendo los costos de perforación y completacion.
El manejo de agua en superficie a través del control remoto zonal permite disminuir la
complejidad y el costo de las facilidades de superficie.
d. Reduce los gastos operativos (Opex). La configuración remota de los pozos
optimiza la producción sin necesidad de emplear costosas intervenciones con equipos
de guaya fina o tubería flexible (coiled tubing). Adicionalmente, producir en
“commingled” de diferentes zonas del yacimiento acorta la vida del campo, lo cual
reduce los gastos operativos.
Estos sistemas de pozos están compuestos por elementos para aislamiento
zonal, elementos para control por intervalos, sistemas de control de fondo, sistemas de
monitoreo permanente, control en superficie, sistemas de medición de temperatura
distribuida a través del pozo, adquisición de datos y software para el manejo y control
de todos los sistemas.
147
Los sistemas de pozos inteligentes pueden restringir producción de zonas con
alta permeabilidad y sincronizar la irrupción de agua con respecto a zonas de baja
permeabilidad en yacimientos sometidos a procesos de inyección de agua. La
sincronización de la irrupción sirve para optimizar la eficiencia de desplazamiento, lo
cual reduce la cantidad de agua inyectada y los costos operativos, particularmente en
campos donde el agua requiere tratamiento antes de la inyección.
Elementos de una Completación Inteligente.
Válvulas de Control de Flujo por Intérvalo.
Muchos de los dispositivos actuales de control de flujo en fondo de pozo, están
conformados por mangas deslizantes o válvulas. El control de flujo puede ser binario
(on/off), de posicionamiento discreto (un número de posiciones prefijadas 20%, 40%,
60%, 80% y 100% de apertura) o infinitamente variable. La fuerza motora para estos
sistemas puede ser suministrada por sistemas eléctricos o hidráulicos. La generación
actual de los dispositivos de control de flujo operados hidráulicamente, ha resultado ser
más confiable, más resistente a la erosión, provee de un mayor control de flujo y genera
fuerzas de cierre y apertura mayores.
A continuación se presentan las características y especificaciones técnicas de
algunos modelos de válvulas de control de flujo, obturador o empacadura y sensor de
fondo disponibles en el mercado, ofrecidos por las compañías de servicios a pozos, las
cuales tienen una gran variedad de productos en esta materia, no quedando limitado el
diseño de una completación inteligente por los equipos a continuación mencionados,
que sólo se muestran como referencia de la presente investigación:
InForce® HCM-A (Baker Hughes, 2009):
Es una válvula multiposición de fondo actuada desde superficie. Diseñada
primordialmente para aplicaciones de flujo en “commingled”. Esto permite la habilidad
de controlar las tasas de producción y/o inyección en intervalos seleccionados sin la
necesidad de intervenir el pozo, logrando el estrangulamiento de flujo por zonas
cuando se requiera. (Ver figura 46).
148
El sistema InForce® HCM-A posee un pistón balanceado hidráulicamente lo cual
requiere dos líneas de control por válvula con con un tercer puerto común de cierre
para compartir una línea y reducir el número de las mismas por pozo. En el momento
deseado la válvula HCM-A puede ser cambiada de un tamaño de estrangulamiento
(choke), al siguiente, mediante la aplicación de presión a las líneas de control desde
superficie. Como una característica de respaldo, la válvula HCM-A tiene un perfil
movible interno que se desplaza y cambia de posición con la aplicación de presión, el
cual es compatible con herramientas mecánicas existentes en caso que la operación
hidráulica no permita actuar sobre dicho perfil.
El sistema InForce® HCM-A usa una “J” y un mecanismo tipo manga para
seleccionar el tamaño deseado de estrangulamiento (choke). La válvula está
configurada para ofrecer posiciones de apertura y cierre más otros tamaños o
posiciones intermedias entre apertura y cierre. Los componentes del perfil interno
están diseñados para ser resistentes al flujo altamente corrosivo empleando
componentes de carburo de tungsteno. La válvula HCM-A puede ser abierta
repetidamente a presiones diferenciales de hasta 3000 Lpc y posee una presión
máxima de trabajo de hasta 7500 Lpc para varios tamaños, así como un rango de
temperatura de trabajo que va desde 40 hasta 325 F. (Ver figura 47)
Características:
- Multiples tamaños de estrangulamiento que pueden operarse desde superficie sin
intervenir el pozo.
- Incorpora tecnología de sellos no-elastomericos.
- Conecciones metal-metal tipo Premium.
- Perfil interno de flujo de Carburo de Tungsteno.
- Perfil secundario para activación mecánica de la camisa/manga deslizante.
- Sistema de sellos aislado del flujo.
- Anillo difusor para proteger los sellos primarios durante las operaciones de apertura
y cierre de flujo.
- Fluido de la línea de control compatible base aceite y agua.
149
Figura 46. Perfil Interno.Válvula de Control Hidráulica Ajustable. 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)
Totalmente cerrada Estrangulador 12% abierto Totalmente abierta Figura 47. InForce® HCM-A. Perfil Interno.Válvula de Control Hidráulica Ajustable.
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)
150
Figura 48. InForce® HCM-A. Válvula de Control Hidráulica Ajustable. 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)
InForce® Válvulas de Fondo Encamisadas tipo On-Off o de Estrangulador Ajustable
(Baker Hughes, 2009):
Estas válvulas ofrecen control de flujo de Tubería a Tubería sin necesidad de
intervenir el pozo, reduciendo los costos eliminando los cierres de producción y el
tiempo de taladro. (ver figura 49). El empleo de este tipo de herramientas, permite
reducir la cantidad de empacaduras u obturadores con agujeros pasantes para cables
– reduciendo los costos de la completación – y hace posible la integración de esta
tecnología con otras, tales como Control de Arena y/o Multilaterales.
Este tipo de válvulas presenta dos diseños distintos:
- Diseño Integral de Cámara de Control
- Diseño Canfield Bushing (Kit de Conversión)
151
El diseño tipo Integral de cámara de control tiene un diámetro externo más
pequeño y su presión de trabajo es menor que la del diseño Canfield Bushing. Por su
parte, el diseño Canfield Bushing permite convertir una válvula estándar tipo HCM-A en
una válvula encamisada usando el Kit de Conversión.
Ambos diseños poseen un puerto adicional para comunicar el encamisado
externo con el ambiente del pozo, lo cual permite monitorear Presión y Temperatura.
Figura 49. InForce® Válvulas de Fondo Encamisadas. Baker Hughes, 2009. Advancing Reservoir Performance. [On-line].
Disponible en: http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/esf/java/BHI/efind/ BHDSearch cert&omitLeftNavSearch=&fromDivision=BOT&searchText=
Inforce%20Shrouded%2
Figura 50. InForce® Válvulas de Fondo Encamisadas. Baker Hughes, 2009. Advancing Reservoir Performance. [On-line]. Disponible en:
http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/esf/java/BHI/efind/BHDSearch.do?func=
152
El diseño tipo Integral posee una presión máxima de trabajo de hasta 5000 Lpc,
mientras que la versión Canfield Bushing posee una presión máxima de trabajo de
hasta 7500 Lpc.
Empacadura/Obturador Recuperable con Agujeros pasantes para líneas de Control Modelo PremierTM ( Baker Hughes, 2009):
El obturador recuperable PremierTM de asentamiento hidráulico se utiliza para
aislar zonas por su sistema de gomas elastoméricas y cuñas. Posee además múltiples
agujeros pasantes para líneas de control que permiten instalar válvulas y equipos
electrónicos (sensores) debajo de él para casos de completaciones inteligentes. Este
obturador combina las características del desempeño de un obturador permanente con
las conveniencias de un obturador recuperable..El obturador es roscado directamente
a la tubería de producción y asentado en un solo viaje presurizando la sarta o tubería
de producción contra un tapón instalado en un niple de asiento debajo de la
empacadura. Para operaciones de recuperación se usa un cortador a través de tubería
(through tubing) entre otras opciones.Este obturador es ideal para casos de múltiples
zonas tipo completaciones inteligentes debido a sus características como empacadura
recuperable que permite la instalación segura de cables para sensores y válvulas en
fondo.
Figura 51. Empacadura/Obturador Recuperable con Agujeros pasantes para líneas de Control Modelo PremierTM. Baker Hughes (2009). Advancing Reservoir
Performance. [On-line]. Disponible en: http://www.bakerhughesdirect.com/cgi/esf/java/BHI/ efind/
153
El obturador recuperable PremierTM tiene un rango operacional de presiones de
trabajo que van desde 5000 Lpc hasta 10000 Lpc y su máxima temperatura de trabajo
se encuentra en 325 F.
Control, cables de poder y comunicación.
La tecnología de pozos inteligentes actual, requiere uno o más conductos para
transmitir poder y data a los dispositivos de control y monitoreo hoyo abajo. Estas
podrían ser líneas hidráulicas de control, conductores eléctricos de poder y data, o
líneas de fibra óptica. Las líneas de fibra óptica pueden recubrirse o protegerse con un
blindaje especial o pueden compartir una línea de control con una línea hidráulica. Los
sistemas eléctricos y electrónicos pueden estar integrados con un cable de transmisión
data/poder a una BES para una protección adicional y facilidad de despliegue, las
líneas múltiples están usualmente encapsuladas y pueden estar blindadas. Las nuevas
tecnologías para pozos inteligentes están siendo desarrolladas para eliminar el cable
de poder y comunicación en las completaciones y así poder tener un pozo inalámbrico.
Sensores Permanentes de Fondo (Monitoreo del Yacimiento).
Una variedad de sensores de fondo está disponible para monitorear los
parámetros de funcionamiento de flujo en el pozo desde cada zona de interés.
Numerosos sensores de cristales de cuarzo para medir presión y temperatura en un
solo punto, pueden ser colocados en un conductor eléctrico individual y así permitir
medidas muy exactas en numerosas zonas. La fibra óptica es ampliamente usada para
el chequeo de temperatura distribuida a lo largo de todo el pozo y provee medidas de
temperatura para cada metro del pozo.
Las medidas de flujo en fondo están disponibles basados en Sistemas Venturi, o
dispositivos de control de flujo a través de correlaciones de caídas de presión. Una
nueva generación de medidores de flujo basados en sensores acústicos de fibra óptica
pasiva, está siendo desarrollada. Otra tecnología bajo desarrollo son los sensores de
corte de agua, medidores de densidad de fluido, agrupación de resistividad de
formación y sensores de análisis químicos hoyo abajo. (PDVSA, 2002)
154
Control y adquisición de data en superficie.
Con sensores múltiples en fondo suministrando data de producción en tiempo
real, el volumen de información puede ser muy significativo. Los sistemas son
utilizados para adquirir, validar, filtrar y almacenar la data. Las herramientas de
procesamiento son utilizadas para examinar y analizar la data para llegar a entender
bien el funcionamiento del pozo y del yacimiento. En combinación con el conocimiento
adquirido del análisis, los modelos predictivos pueden ayudar en la generación de
decisiones de control de procesos para optimizar la producción de un pozo.
Estos elementos en conjunto también se conocen como sistema de monitoreo y
control en pozos, este se encuentra conformado en la actualidad por los siguientes
equipos:
- Data Logger: Equipo procesador de señales y almacenamiento de datos con
sensores en el subsuelo.c
- RTU: Equipo de adquisición y centralizador de datos del pozo, tanto de subsuelo
como de superficie. Este equipo también realiza las tareas de control que se deben
ejecutar en el pozo.
- Radios: Equipo de enlace para la transmisión de datos desde la RTU al software
seleccionado.
- Equipos de suministro autónomo: En caso de no existir energía eléctrica en el pozo,
se requieren de equipos con paneles solares.
Estos equipos, a excepción de los equipos de suministro autónomo,
generalmente se conectan y comunican entre sí por medio de puertos y protocolos de
comunicación estándar, permitiendo la transmisión de los datos de subsuelo y
superficie a los sistemas de software seleccionados; para su posterior integración a los
sistemas corporativos de información. (PDVSA, 2002)
A objeto de establecer una arquitectura simplificada del sistema, se sugiere que
el Data Logger y la RTU se integren físicamente en un solo equipo manteniendo la
funcionalidad de cada uno de ellos.
155
Luego se procede a crear un equipo de supervisión de pozo, que generará el
aporte humano al proceso tecnológico. Los equipos de supervisión de pozo deberán
cumplir con los siguientes requerimientos funcionales:
- Capacidad para realizar mediciones y control de las variables de fondo requeridas
de acuerdo a las condiciones y a las profundidades especificadas.
- La señal generada por cada sensor debe ser transmitida a la superficie a través del
medio conductor. Una vez recibida esta señal, debe ser procesada a unidades de
ingeniería con el fin de producir una lectura adecuada a los requerimientos.
- El sistema de monitoreo y control en pozos debe poseer capacidad instalada para
manejar la cantidad y tipo de señales de entrada y salidas tanto de fondo como de
superficie.
- El sistema de monitoreo y control en pozos debe ser totalmente adaptable para
realizar la transmisión de la data a cualquier sistema compatible con el software
seleccionado.
- El sistema de monitoreo y control en pozos debe ser capaz de permitir la recolección
de data en sitio (superficie) en caso de que las facilidades de interfaz con el sistema
software seleccionado no se encuentren disponibles. El sistema debe tener
capacidad inestable para comunicación con equipo portátil, a fin de recuperar la data
almacenada en el Data Logger.
- El sistema debe garantizar que su configuración no se pierda debido a falla total de
alimentación eléctrica.
- El sistema debe poseer protección por bajo voltaje, para garantizar su correcta
funcionalidad e integridad sin perdida de configuración. En caso de que el sistema
no posea esta protección, se debe considerar la implantación de un
- dispositivo independiente que corte la alimentación eléctrica cuando los niveles de
esta no son los adecuados.
- El sistema debe mantener su calibración original por un período no menor de 3
años.
- Los equipos electrónicos utilizados deberán poseer inmunidad a la interferencia
causada por campos electromagnéticos (EMI) y por radiofrecuencia (RFI).
156
- El sistema de monitoreo y control en pozos debe tener capacidad para almacenar
datos por un período mínimo de 30 días, en caso de fallas de comunicación con el
software seleccionado.
- El sistema debe tener capacidad para operar en un estado de bajo consumo
(dormida).
- El sistema de monitoreo y control en pozos debe tener la capacidad de ser
configurado remotamente, en cuanto a cambios en la frecuencia de adquisición de
datos según el proceso o prueba que se quiera llevar a cabo.
- El formato en que son enviados los datos desde el sistema de monitoreo y control en
pozo al software seleccionado debe manejar el formato para punto flotante.
La Importancia de la utilización de los Sensores Permanentes en una
Completación Inteligente son las siguientes:
Los sensores de fondo permanente comenzaron a ser instalados a principios de
los años 70 y fueron desarrollados a partir de las experiencias obtenidas en trabajos de
registros eléctricos con sensores de guaya fina. Entre las aplicaciones y
beneficios más importantes de la utilización de sensores de fondo permanente
tenemos:
- Construcción de Curvas Dinámicas de las Propiedades de los Fluidos en tiempo real
con los datos de presión y temperatura registrados por los sensores instalados en el
pozo a partir del PVT base del yacimiento.
Beneficio: Optimización del modelaje del yacimiento con data de alta calidad.
- Monitoreo y definición de estrategias de inyección en un arreglo de inyección de
fluido con la información geológica, estratigrafía de la zona y conociendo la
continuidad de las arenas.
Beneficio: Determinar presurización de las arenas por efecto de la
inyección del fluido en el arreglo e Identificación temprana de canales
preferenciales optimizando el factor de recobro.
- Optimización del sistema de Gas Lift determinándose si el sistema de levantamiento
se encuentra optimizado disminuyendo la eficiencia o sobre inyección del gas.
157
Beneficio: Utilizando programas de análisis nodal se puede determinar la
tasa optima de producción de pozo con el desarrollo de la curva de IPR; Control de tasa
de inyección de gas Lift y Diagnostico del método de levantamiento.
- Monitoreo de pruebas de presión en tiempo real como Build-up, Draw-down, etc.
con cambio de tiempo de Scan en los sistemas de adquisición de datos de los
sensores.
Beneficios: Reducción de costos operativos, Disminución de riesgos
operacionales y Disminución de producción diferida.
- Pruebas de Interferencia en tiempo real.
Beneficios: Propiedades de las rocas; Continuidad geológica de las arenas;
Detección de fallas y fracturas en la formación y la Detección de daño del
yacimiento.
- Taponamiento de las arenas observándose presurización de las arenas o intervalos
de inyección.
Beneficios: Con la detección temprana del taponamiento se evita posibles
fracturas de la formación.
Consideraciones para Definir el Diseño de una Completación Inteligente
(PDVSA, 2002).
Estas consideraciones guardan semejanza con las aplicadas en completaciones
convencionales, pero es importante destacar que las completaciones inteligentes
tienen aplicaciones muy particulares y cada diseño tiene patrones muy específicos.
Sin embargo, los aspectos más resaltantes a tomar en cuenta para el Diseño de
una Completación Inteligente son los descritos a continuación:
A. Condiciones del Proceso.
Se deben establecer las características principales del proceso que se requiere
monitorear y/o controlar, enfatizando en aquellos datos que necesita el proveedor para
especificar y dimensionar la solución. Esto debe incluir datos sobre: yacimiento,
Completación, condiciones de superficie, características de los fluidos a producir y/o
158
inyectar, características de los fluidos de perforación y del cemento, servicios
disponibles, condiciones ambientales, profundidad, entorno del yacimiento (agua o
tierra); entre otros. También se deben incluir los diagramas, tablas, planos y figuras
que describan el diseño de la completación del pozo.
B. Tipo de Pozo.
De acuerdo con el propósito que se persigue alcanzar con el pozo, estos se
pueden clasificar como: pozos inyectores, pozos productores y pozos observadores. A
continuación se indican las principales consideraciones que se deben tomar, para cada
uno de estos tipos de pozo.
B.1. Pozos Inyectores
Materiales de los sensores y elementos de control.
La selección de los materiales para la instrumentación del pozo, está
condicionada por:
- Tipo de fluidos a inyectar: líquido, gas o mezclas.
- Tipo de inyección: monofásica (continua o intermitente), bifásica (simultánea o
alterna).
- Parámetros operacionales de la inyección (presión, temperatura y caudal).
- Composición de los fluidos a inyectar.
Estas consideraciones son importantes para que los equipos que se seleccionen,
sean aptos para soportar las condiciones corrosivas y erosivas que se puedan
presentar durante el proceso de inyección.
Dimensionamiento de los equipos y del pozo.
En cuanto al dimensionamiento de los equipos y diseños de los criterios que se
deben considerar son los siguientes:
B.1.1. Pozos Nuevos
La secuencia para realizar el dimensionamiento de un nuevo pozo inyector debe
regirse por lo siguiente:
159
- Diseño de la optimización de la tubería de inyección a través de un análisis nodal.
- Selección de los equipos de monitoreo y control aptos para manejar las mismas
capacidades y condiciones de la tubería de inyección (no deben agregar
restricciones).
- Diseño del “Liner” o revestidor que sea capaz de alojar los equipos y tubería de
inyección seleccionados, desde el fondo hasta la superficie. Esto debe incluir todos
los accesorios: cables, conectores, protectores, empacaduras, válvulas, niples; entre
otros.
Evaluar los indicadores económicos del pozo, considerando el perfil de inyección
en el tiempo.
B.1.2. Pozos Existentes
La secuencia para realizar el dimensionamiento de un pozo inyector a ser
recompletado debe regirse por lo siguiente:
- Realizar un análisis nodal para dimensionar la tubería de inyección sin restricciones.
- Realizar un nuevo análisis nodal, considerando las restricciones impuestas por las
dimensiones del mejor equipo de monitoreo y control seleccionado para el espacio
disponible en el pozo existente.
- Evaluar el nuevo escenario de los indicadores económicos considerando la
simulación con restricciones y el nuevo perfil de inyección en el tiempo.
Variables a medir y controlar en subsuelo:
- Presión, temperatura y flujo en fondo de inyección, por arena.
- Gradiente de presión en la tubería de inyección.
Estrategia de control de inyección.
La estrategia de control de inyección que se implementará en cada pozo, debe
seleccionarse utilizando como base un análisis nodal que indique las tasas de
inyección y velocidades de flujo en cada arena, para cada uno de los escenarios de
control posibles.
160
Sobre la base de lo que el proceso es capaz de aceptar, con las presiones y
caudales de inyección disponibles y las condiciones petrofísicas de las arenas, se
debe realizar un análisis de sensibilidad de inyección, para luego proceder a
seleccionar el mejor dispositivo de control para lograr la estrategia seleccionada, lo
cual puede ir desde una válvula tipo ON/OFF, hasta una válvula de múltiples
posiciones.
B.2. Pozos Productores
Materiales de los sensores y elementos de control:
La selección de los materiales para la instrumentación del pozo, está
condicionada por:
- Tipo de fluidos a producir.
- Parámetros operacionales (presión, temperatura y caudal).
- Composición de los fluidos a producir.
Estas consideraciones son importantes para que los equipos que se seleccionen,
sean aptos para soportar las condiciones corrosivas y erosivas que se puedan
presentar durante el proceso de producción.
Dimensionamiento de los equipos y del pozo.
En cuanto al dimensionamiento de los equipos y del pozo, los criterios de diseño
que se deben considerar son los mismos indicados para el caso de los pozos
inyectores.
Variables a medir y controlar en subsuelo:
- Presión, temperatura y flujo en fondo fluyente, por arena.
- Gradiente de presión en la tubería de producción
- Estrategia de control de producción.
161
La estrategia de control de producción que se implementará en cada pozo, debe
seleccionarse utilizando como base un análisis nodal que indique las tasas de
producción y velocidades de flujo en cada arena, para cada uno de los escenarios de
control posibles. Sobre la base de lo que el proceso es capaz de producir, con las
presiones y caudales de inyección disponibles y las condiciones petrofísicas de las
arenas, se debe realizar un análisis de sensibilidad de producción, para luego proceder
a seleccionar el mejor dispositivo de control para lograr la estrategia seleccionada, lo
cual puede ir desde una válvula tipo ON/OFF, hasta una válvula de múltiples
posiciones.
C. Consideraciones a tomar según el método de Producción.
Consideraciones Generales.
Las siguientes consideraciones son aplicables para la instalación de sensores y
válvulas de control en pozos explotados bajo cualquier método de producción:
Los sensores de medición de presión, temperatura y flujo deberán instalarse lo
más cercano que sea posible a la cara de la arena productora, con el fin de tener una
lectura lo más representativa de la presión y temperatura y tasa de fondo fluyente (Pwf,
Twf ,Qwf) del pozo; sin embargo la cercanía a la zona cañoneada tiene el
inconveniente del efecto de las turbulencias y vibraciones que se presentan en esa
zona, perturbaciones que deberán de tomarse en cuenta en el momento de ubicar los
sensores.
La ubicación de los sensores de subsuelo en las proximidades de la zona
cañoneada, también se ve condicionada por el diseño de la completación del pozo,
existiendo casos donde se imposibilita la cercanía de los sensores a esta zona. En
estos casos es necesario rediseñar la completación de manera que permita bajar los
sensores de presión y temperatura a las proximidades de la arena productora.
Para cualquier método de producción, las empacaduras juegan un papel
importante en la completación de un pozo, por lo tanto se requiere de empacaduras
especiales que permitan el paso de las líneas eléctricas e hidráulicas para la
162
interconexión de los sensores y válvulas de fondo con la superficie, como por ejemplo
la descrita anteriormente (Modelo PremierTM (Baker Hughes, 2009)).
La cantidad y dimensión de los sensores, líneas eléctricas e hidráulicas, deben
considerarse en el diseño de la completación, debido a las limitaciones de espacio
inter-anular entre el eductor y el revestidor, así como también a las secciones
especiales con preparación para la salida de los cables del cabezal del pozo.
- Flujo natural.
Los pozos de flujo natural son aquellos pozos que fluyen naturalmente por medio
de la presión del yacimiento; presión que induce al movimiento del petróleo desde los
confines del yacimiento hacia el pozo y desde el fondo de este a la superficie. Para este
tipo de pozo aplican las consideraciones generales indicadas anteriormente
(Consideraciones Generales).
- Levantamiento Artificial.
Si la magnitud de la presión del yacimiento no es suficiente para que el petróleo
fluya naturalmente hasta la superficie y solo es suficiente para que el petróleo llegue
hasta cierto nivel en el pozo, se debe de acudir a métodos de levantamiento artificial
tales como: bombeo mecánico convencional (BMC), bombas de cavidades progresivas
(BCP), bombeo electro-sumergible (BES), y Gas de Levantamiento. demás de tomar
en cuenta todas las consideraciones generales mencionadas anteriormente a
continuación se indican las que aplican para todos los tipos de levantamiento artificial:
Se deben considerar sensores para la medición de presión de succión, descarga
y temperatura de la bomba. Los análisis de sensibilidad de las curvas IPR del pozo,
permiten ubicar la bomba a una determinada profundidad según la tasa de producción
óptima, sin embargo con el fin de tener una lectura lo más cercano a la cara de la
arena productora, se podría considerar la utilización de un tubo de cola para llevar los
sensores hasta el sitio deseado.
- Bombeo Electrosumergible.
Para el caso de BES, aplican además las siguientes consideraciones:
163
Usualmente se utilizan sensores de fondo de pozo diseñados especialmente
para acoplarse a este tipo de bomba, y que utilizan la línea de alimentación del motor
de la bomba como medio para transportar las señales desde el fondo hasta la
superficie. El uso de otros sensores que no utilicen la línea de alimentación de la
bomba, puede incorporar otra línea eléctrica paralela para los otros sensores en el
fondo del pozo, sin ningún inconveniente, ya que pruebas realizadas así lo corroboran;
aun bajándose el cable de los sensores fijado al cable de potencia de la bomba.
Otras variables medidas en bombas electro sumergibles son: amperaje, voltaje y
frecuencia de la bomba, vibraciones, temperatura del aceite de la bomba, y pérdidas
de corriente en el cable.Toda esta instrumentación debe potenciar la prevención de
problemas en la BES, tales como el “Gas Lock” uno de los problemas más comunes,
cortos circuitos en las líneas de alimentación, baja eficiencia de la bomba, etc.
- Levantamiento Artificial por Gas.
Para el caso de LAG, aplican además las siguientes consideraciones:
El cable que conecta los sensores con la superficie, constantemente se expondrá
entre bajas y medianas presiones, por lo tanto el tipo de cable utilizado para éste tipo
de levantamiento artificial deberá ser seleccionado tomando en cuenta esta premisa.
Una de las opciones es la de utilizar cables encapsulados, el cual consiste de una
envoltura especial para la protección del cable ante las alta presiones presentes.
Para el diagnóstico del sistema de levantamiento artificial por gas, es
recomendable contar con el perfil de temperatura en el pozo, ya que el mismo permite
detectar si las válvulas están operando correctamente, nivel de los fluidos, gradientes
de presiones, y otros, al observarse en el sistema de monitoreo un cambio de
temperatura alrededor de la válvula y cambios de tendencia en el perfil total.
Esto podría lograse con líneas de fibra óptica, debido a que dicho material actúa
como un sensor continúo de temperatura y presión. Otra opción podría ser la de
colocación sensores de temperatura en cada una de las zonas de inyección de gas al
nivel de cada válvula.
164
D. Consideraciones sobre la Completación.
El tipo de completación está relacionado con el propósito del pozo y en el caso de
los pozos productores, con el método de producción seleccionado para las condiciones
y estado de vida del yacimiento. Las completaciones sencillas normalmente son
usadas para pozos de flujo natural que poseen alta presión y movilidad de los fluidos
del yacimiento y las de levantamiento artificial en sus diferentes modalidades: por gas,
por bombeo mecánico, electrosumergible y/o cavidad progresiva para pozos con baja
presión y movilidad. Las completaciones selectivas, múltiples y multilaterales se
utilizan para la producción y/o inyección en más de un yacimiento a la vez, para
optimizar la rentabilidad de los pozos. Los pozos con completaciones de alto ángulo se
construyen en yacimientos con propiedades petrofísicas elevadas, altas presiones y
movilidades de los fluidos, donde por la característica del yacimiento permitirá drenar
grandes volúmenes circunvecinos. a complejidad de las completaciones inteligentes
para pozos productores o inyectores estará limitada por los recursos económicos
disponibles del proyecto. El nivel de instrumentación actualmente disponible para las
completaciones inteligentes, permiten la medición, monitoreo y control de parámetros
de fondo y/o superficie, local y/o remota, para la gerencia del yacimiento justo a
tiempo. Entre las consideraciones que se deben tener en cuenta en la selección de la
tubería de completación de un pozo a ser instrumentado en subsuelo están las
siguientes:
El diámetro de la tubería de completación será determinado por el balance de
energía que resulte del análisis nodal del pozo, considerando las restricciones que se
adicionen o no de la instrumentación a instalarse. Una vez determinada el diámetro de
la tubería de completación a través de un análisis nodal, se debe considerar en el
diseño de pozos nuevos, todos los accesorios que incrementarán el espacio anular
para su alojamiento, como: protectores, conexiones de la tubería, válvulas de
seguridad de sub-suelo, niples de asiento, líneas eléctricas, líneas hidráulicas,
empacaduras, mandriles de inyección, portasensores, camisas de circulación y
válvulas de control de flujo, etc. y diseñar el mismo de fondo a superficie.
165
En el caso de pozos existentes, evaluar y seleccionar el mejor arreglo de tubería,
accesorios y equipos de completación, que mejor balance de energía se obtenga del
análisis nodal y maximice la rentabilidad del pozo.
Se recomienda el uso de conexiones acopladas para sostener los protectores de
las líneas eléctricas e hidráulicas, de los sensores y de las válvulas respectivamente.
Estas servirán de localizadores para los protectores. También, se recomienda
considerar en el canal de los protectores dentro del espacio suficiente para el número
de líneas que vienen del fondo del pozo, un espacio adicional que requerirá el canal
del protector para alojar la línea de control de la válvula de seguridad de sub-suelo.
Estas consideraciones son validas, para el colgador de tubería y la sección respectiva
en el cabezal, para extraer las líneas hasta la superficie.
Las empacaduras para este tipo de completación, se deben considerar las de tipo
hidráulica recuperable, con suficientes puertos de comunicación eléctrica y/o
hidráulica, para la interconexión de los sensores y/o válvulas de control de flujo. Estas
deben ser aptas para resistir todas las cargas, desplazamientos y esfuerzos estáticos y
dinámicos durante la vida productiva del pozo, de ser necesario, deberán considerarse
el uso de juntas de expansión para absorber cargas extremas axialmente que pudieran
exceder la tensión máxima de desasentamiento de las empacaduras. Estas deberán
resistir los servicios de corrosión y erosión de los fluidos de producción y/o inyección.
E. Vida útil de los equipos.
La vida útil de los sensores permanentes de subsuelo esta condicionada por la
temperatura a la cual están expuestos, siendo de 6 años el promedio de vida de los
productos disponibles actualmente en el mercado, según la experiencia recogida a
nivel mundial..Para el caso de los equipos de adquisición de datos en superficie, la
vida útil promedio es de aproximadamente 10 años, lo cual es similar a la de otros
equipos de supervisión tales como RTU’s o PLC’s.
166
F. Requerimientos de los servicios.
Los servicios e infraestructura de soporte mínimos que deben existir en el pozo
son los siguientes:
- Electricidad.
Este servicio debe ser confiable y de alta disponibilidad no solo para la
alimentación de los equipos de subsuelo, sino también para los equipos e
instrumentación de superficie y equipos del software y de telecomunicaciones.Se debe
proporcionar al suplidor de la instrumentación de subsuelo, los datos de las
características y capacidad del suministro eléctrico disponible. Se debe tener en
consideración el uso de sistema de acondicionamiento y respaldo a fin de garantizar
una disponibilidad de al menos 99% y fluctuaciones de valor de tensión y frecuencia
menor de 10%. En caso de no disponer de electricidad en la calidad y disponibilidad
requerida se recomienda incorporar la infraestructura para proveer este servicio dentro
del alcance del suplidor de la instrumentación de subsuelo, tomando en consideración
la carga adicional para la alimentación de los equipos e instrumentación de superficie
asociados al pozo, software y telecomunicaciones.
- Energía para válvulas de control en subsuelo.
En el caso que se vayan a instalar válvulas de control en fondo de pozo, es
necesario considerar el tipo de energía necesario para operar las válvulas. Las válvulas
pueden operar con potencia hidráulica o con potencia eléctrica.En el caso de la
operación hidráulica, se debe solicitar al proveedor el suministro del paquete de equipos
(bombas, tanques, etc.) de potencia hidráulica, por lo que es necesario indicar si las
bombas de este paquete de potencia operarán con electricidad o con gas. Esto
dependerá de la disponibilidad de electricidad o gas en la locación. En aquellos casos
en que se disponga de suficiente potencia eléctrica en el pozo para cubrir los
requerimientos de consumo de las válvulas, se pueden solicitar válvulas con operación
eléctrica.
- Telecomunicaciones.
Se requiere servicio para la transmisión de los datos de subsuelo desde la
locación o pozo hasta el centro de control de la respectiva Unidad de Explotación. Se
167
debe proporcionar al suplidor de la instrumentación de subsuelo, la información sobre
las características tanto de conectividad mecánica como eléctrica del sistema al cual se
conectará el equipo de adquisición de datos o data logger del sistema de
instrumentación de subsuelo, citando las normas o referencias que identifican con
exactitud las características de dicha conexión. Se debe exigir al suplidor de la
instrumentación de subsuelo el suministro de todos los accesorios y “drivers” para
garantizar la operabilidad de la conexión entre el Data Logger y el sistema de
transmisión de datos.Para los casos en que no se dispone de servicio de
telecomunicaciones en la locación o pozo, se puede considerar incluir el suministro de
este tipo de servicio dentro del alcance del proveedor de los equipos de medición y
control en subsuelo. Muchos suplidores de instrumentación de subsuelo tienen la
capacidad de ofrecer este tipo de servicio.En la contratación del servicio de
telecomunicaciones se deben considerar los requerimientos de transmisión de datos de
los equipos e instrumentación de superficie asociados al pozo.
- Equipo de Trabajo.
La definición, selección e implantación de soluciones para medición y control en
fondo de pozo, requieren de la conformación de un equipo multidisciplinario de trabajo,
conformado por profesionales de las áreas de: Yacimientos, Producción, Construcción
de Pozos, Infraestructura y Automatización. Este equipo de trabajo, deberá reunirse en
forma periódica para revisar, discutir y tomar las decisiones en cada una de las etapas
del proyecto, con el soporte de las comunidades de conocimiento correspondientes. Las
responsabilidades principales de cada una de las disciplinas que conforman el equipo
son las siguientes:
Yacimiento/Producción.
El objetivo principal de los responsables de las disciplinas
Yacimientos/Producción, es identificar y seleccionar la tecnología de productividad,
identificar y seleccionar los pozos, caracterizar los yacimientos. Adicionalmente valida
las características funcionales requeridas para los sensores (precisión, rangos de
trabajo, etc.)
168
Construcción de Pozos.
El objetivo principal del responsable de la disciplina Construcción de Pozos, es el
diseño de los pozos, revisar los procedimientos para hacer la completación e instalación
de los sensores, cementación, etc.
Infraestructura.
El objetivo principal del responsable de la disciplina Infraestructura, es el diseño
de la infraestructura de superficie para manejar la producción asociada a los pozos.
Automatización.
El objetivo principal del responsable de esta disciplina, es el Diseño
Automatizado de la Infraestructura de Superficie y Subsuelo, diseña la arquitectura
adecuada al proyecto para el manejo de la data desde el subsuelo hasta los usuarios
finales, definiendo las integraciones correspondientes con los diferentes sistemas
corporativos, etc.
G. Integración de Sistemas.
Para que se obtengan los beneficios esperados de la implementación de la
tecnología, se hace necesaria la integración de las áreas indicadas, de tal manera que
esta data pueda ser analizada adecuadamente en los ambientes que correspondan. En
este sentido, se identifican tres ambientes de sistemas relacionados a la tecnología,
claramente delimitados:
- El Ambiente de Automatización Industrial: Abarca los equipos de subsuelo y de
apoyo en superficie, y los software operacionales.
- El Ambiente de Producción (Servidores Operacionales, Centinela).
- El Ambiente Integrado de Exploración y Producción (Finder, OFM, Eclipse, otros).
OFM es utilizado para el seguimiento de los procesos de cálculo de POES,
análisis de declinación, pérdida de capacidad productiva de los pozos por
campaña de perforación, avance de los frentes de fluidos (Mapas de Burbujas y
Grid Map), modelo de presión por zona, factores de reemplazo /zona (PVT´s),
169
radio de drenaje, gráfico de Hall, índice de heterogeneidad, índices de
productividad, y mapas de isopropiedades por unidad de flujo.
Es importante destacar que la transmisión de los datos a través de los tres (3)
ambientes puede ocasionar problemas de consistencia de datos, lo cual afecta su
calidad y confiabilidad, que deben ser manejados apropiadamente por los custodios
respectivos.
H. Fluidos de Perforación (lodo-cemento).
La apropiada selección del tipo y composición, del lodo y del cemento son vitales
para garantizar una adecuada instalación y funcionamiento de los sensores de fondo
permanentes, ya que estos fluidos pueden producir daños al cable, al propio sensor, así
como a la formación del pozo, lo cual impediría obtener las lecturas correctas de las
variables medidas de la formación.
A pesar de que el Lodo de Perforación tiene varias funciones, entre ellas:
- Permite el control de fenómenos de cabeceo y de reventones. La presión ejercida
por la columna de lodo es en la mayoría de los casos, suficiente para evitar un
reventón.
- Refresca la mecha, ya que esta tiende a alcanzar elevadas temperaturas debido
al rozamiento constante con la roca que tritura.
- Mantiene lubricada la mecha y la sarta de perforación con el objeto de evitar
desgaste excesivo de estos componentes.
Así mismo, el cemento juega un papel importante en la completación del pozo,
ya que:
- Protege la sarta revestidora contra corrosión y presiones externas.
- Efectuar aislamiento de las formaciones.
Sin embargo, las funciones más críticas de los fluidos de perforación, en caso de
tener sensores permanentes de fondo a ser instalados detrás del revestidor, serían:
170
- Lodo: Mantener la presión de las formaciones perforadas equilibradas, evitando
derrumbes y daño a la formación.
- Cemento: es la de establecer adherencia y soporte del revestidor del pozo.
Algunos fabricantes, proporcionan sensores con dispositivos de disparo (cargas
detonables) que garantizarían aun más la presencia de un canal de comunicación
sensor-formación.
Sistema de Clasificación de las Completaciones Inteligentes (Mathieson, 1998).
La tecnología de pozos inteligentes provee una infraestructura para mejorar la
administración de pozos y yacimientos. Existen básicamente tres maneras de trabajar
un pozo inteligente de acuerdo al uso de energía estas son:
Eléctrico.
- Una Sola Línea Para Instrumentación y Control.
- Sensores Integrados.
- Infinito Numero de Posiciones en el Estrangulador.
- Alto Costo.
Electro-Hidráulico.
- Tres Líneas (Una Eléctrica y Dos Hidráulicas).
- Sensores Integrados.
- Infinito Numero de Posiciones en el Estrangulador.
- Alto Costo.
Hidráulico.
- Sistema Sencillo de Alta Confiabilidad.
- Requiere Múltiple Líneas Dependiendo del Número de Dispositivos.
- Menor Costo pero También Menor Flexibilidad.
- Ampliamente Adoptados por la Industria.
- Instrumentación Independiente (Electrónica o por Fibra Óptica).
171
Objetivos.
La filosofía de selección de la tecnología será emplear el sistema que tenga el
nivel requerido de funcionalidad para operar un determinado pozo de la manera más
beneficiosa desde el punto de vista económico durante su vida útil. Con el propósito de
lograr esto, es necesario entender el rango de soluciones tecnológicas disponibles y el
impacto que tienen dichas soluciones en el proceso de administración del yacimiento.
Se ha propuesto definir un sistema de clasificación de pozo inteligente de
manera que se pueda:
- Entender varias soluciones tecnológicas y su diferencia.
- Estudiar minuciosamente e identificar la tecnología que mejor encaje para
aplicaciones potenciales.
- Proveer una aproximación modular para definir la caja comercial.
- Definir un punto de referencia.
- Ilustrar la tendencia e identificar los espacios tecnológicos.
- Proveer una nomenclatura común.
Metodología de clasificación de Pozos Inteligentes (Mathieson, 1998).
Al seleccionar la metodología para clasificar la tecnología disponible, el énfasis se hace
en la funcionalidad más que en la complejidad del caso. De esta manera, se busca
obtener la conección requerida para la definición del caso y aplicación de negocio.
Figura 52 Indicadores de Clasificación para Pozos Inteligentes.(Mathieson, 1998)
172
Las definiciones para los tres indicadores de niveles son:
- Sensores: Cualquier sensor de fondo de pozo. El cual monitorea las condiciones de
la completación, pozo o yacimiento.
- Actuadores: Cualquier dispositivo en el fondo del pozo usado para alterar las
características de producción.
- Interpretación y procesamiento: La infraestructura o inteligencia usada para
interpretar la data de sensores y para controlar los dispositivos de activación.
Tabla 4. Niveles de clasificación de las completaciones inteligentes
.
(Mathieson, 1998)
Nomenclatura de la clasificación.
La funcionabilidad del sistema de completación inteligente es definida en
términos de descripción de la raíz de niveles y un indicador de nivel.
Indicador S A I
Nivel deClasificación Sensor
esActuación
Interpretacióny Procesamiento
1Sensores de P y T
Sistem asSubordinados
T1 Constante deRetroalim entación aCorto Plazo
2Medidoresde Flujo
Intercam biadores deFlujo Zonal
T2 Constante deRetroalim entación aMediano Plazo
3Com posicióndel F luido - Flujo
Reguladores deFlujo Zonal
T3 Constante deRetroalim entación aLargo Plazo
4Im ágenesdel Yacim iento
Equipos queControlan/RegulanLa Separación deFlujo
5
Estaciones deProducciónHoyo Abajo
173
Figura 53. Indicadores de niveles. (Mathieson, 1998)
Ejemplos.
1.) Un medidor de temperatura y presión estándar basado en la tecnología de
cristal de cuarzo con un simple software en superficie para la representación de lecturas
de presión y temperatura.
IC= [S1, I1]
2.) Una completación con dos camisas deslizantes a control remoto para
controlar la producción de dos yacimientos distintos, monitoreo de presión y
temperatura en ambas zonas y un programa de superficie que muestra presión y
temperatura zonal y permite cambiar manualmente la posición de la camisa en el fondo
del pozo.
IC= [S1, A3, I1].
Mientras este ajuste parece ser muy útil en algunos casos de clasificación
individual puede ser más útil al seleccionar y aplicar la tecnología y para decidir el tipo
de sensores que son necesarios o están disponibles para ciertos pozos en un
determinado escenario de un campo en desarrollo.
174
Ventajas.
- Vigilancia en Tiempo Real.
Esto se logra haciendo mediciones de flujo y condiciones de yacimiento en
fondo. Las mediciones se logran mediante electrónica o fibra óptica. Las mediciones
comercialmente disponibles hoy en día son: presión, temperatura y tasa de flujo.
- Control en Tiempo Real.
Gracias a la habilidad de controlar zonas remotamente, mediante controles on/off
o chokes. El control se logra por medio de actuación eléctrica, hidráulica o
electrohidráulica de una válvula o camisa.
- Medición y Control son posibles sin intervención.
- Optimización de la Producción.
Facilitando la detección temprana de irrupciones de agua o gas. Monitoreo para
continuamente actualizar el modelo de yacimiento. Incrementa las reservas
recuperables.
- Optimización de Inyección.
Por medio del control de flujo dentro de una zona específica para mejorar la
eficiencia de barrido. El control se logra por medio de actuación eléctrica, hidráulica o
electrohidráulica de una válvula o camisa.
Aplicaciones.
Como se mencionó anteriormente las completaciones inteligentes tienen
aplicaciones muy particulares y resulta complicado mencionar todas las aplicaciones
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existentes por ello en este trabajo se mencionan las más comunes aplicadas en todo el
mundo; estas son:
- Evitar Flujo Cruzado en Producción Conjunta de Múltiples Zonas.
- Eliminación o Reducción de Producción de Agua.
- Prevención de Daño a la Formación (Control de Caída de Presión en Zonas que lo
Necesitan).
- Contabilización de Producción de Zonas Independientes.
- Auto” Gas de Levantamiento (Uso de una Zona de Gas Existente para Asistir en el
Levantamiento de Crudo de una Zona Inferior).
- “Dump Flood” (Inyección de Agua de una Zona a Otra).
- Inyección Óptima (Agua y/o Gas).
- Reducción de Intervenciones.
- Monitoreo de Yacimiento y Pruebas de Pozo.
- Completación de pozos submarinos o en aguas profundas.
![ANALISIS DE COMPLETACIONES UTILIZADAS EN EL LAGO DE MCBO[2]. DE](https://img.pdfslide.tips/doc/110x75/5571fa4c497959916991c8e5/analisis-de-completaciones-utilizadas-en-el-lago-de-mcbo2-de.jpg)
