Expl-6-Js-209 Gerencia de Yacimientos Profundos de La Teoria A La Practica Caso Yacimiento K Fuc1, Campo El Furrial, Venezuela

 

V INGEPET 2005 (EXPL-6-JS-20 (EXPL-6-JS-209) 9) GERENCIA DE YACIMIENTOS PROFUNDOS: DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA CASO: YACIMIENTO K FUC 1, CAMPO EL FURRIAL, VENEZUELA José Sánchez, Ricardo González C.  ─  PDVSA  PDVSA Resumen Este artículo presenta un método sistemático y da un ejemplo para planificar y gerenciar de manera óptima un yacimiento sometido a un proyecto de inyección de agua como método de recuperación secundaria y mantenimiento de presión. El yacimiento en estudio es el K FUC 1 ubicado en la Cuenca Oriental de Venezuela, en 2el campo El Furrial a 25 Km., al Oeste de la ciudad de Maturín, ocupando un área aproximada de 9 Km ; su modelo geológico se enmarca dentro de una Formación de edad Cretáceo. Estructuralmente está conformado por un anticlinal asimétrico de una profundidad promedio de 14800 pbnm. Este reservorio es volumétrico y se caracteriza por la disminución de la gravedad API con el aumento de la profundidad. El crudo es de naturaleza asfalténica, lo que genera una reducción de la productividad como consecuencia de la precipitación de asfáltenos. Aunado a esto, presentó una declinación brusca de presión, lo que llevó a implementarr un proyecto de inyección de agua para maximizar el recobro de hidrocarburos implementa hidrocarburos y optimizar la explotación del yacimiento. Las reservas recuperables totales de 276 MMBls están asociadas a un factor de recobro incluyendo la recuperación secundaria del 44,8% del estimado de Petróleo Original en Sitio (POES) de 616MMBls. ˚

La aplicación de la visión de “gerencia de un yacimiento” permite tomar decisiones objetivas y oportunas que logran incrementar la rentabilidad del reservorio. Como resultado se tiene que la metodología y diseño del control estadístico de los parámetros de superficie y subsuelo para diagnosticar y corregir las condiciones de extracción e inyección, mediante la aplicación de trabajos de perforación y/o reacondicionamientos, ajustar el unplan explotación, de donde los factores guías en recolección y análisis deayudan la data adeben tener clarodeentendimiento los propósitos y aplicación de la la información para mejorar la caracterización, tomando en cuenta los objetivos cronológicos en la etapa de desarrollo de la explotación del reservorio. r eservorio.

Introducción El yacimiento K FUC 1 se encuentra ubicado aproximadamente a 25 Km al Oeste de la ciudad de Maturín, Venezuela en el campo El Furrial, infrayacente a los yacimientos de la Formación Naricual (Ver Figura N°1). El yacimiento fue descubierto en Septiembre de 1987 a través de la completación del pozo FUL-4. El estimado de petróleo petróleo origina originall en sitio (POES) es de 616 MMBls de crudo de 26,8° API. El yacimiento es subsaturado y la presión inicial fue de 11230 lpc, con presión de burbujeo en 3800 lpc, ambas referidas a un nivel (datum) de 14500 pbnm y una temperatura de 296°F. A comienzos de la explotación del yacimiento (Septiembre 1987) el mismo se encontraba sobrepresurizado y el mecanismo de producción fue expansión de roca y los fluidos. El yacimiento produce a través de 10 unidades de flujo y el espesor total de los mismos es de aproximadamente de 524 pies con un promedio de porosidad de 11,4% y permeabilidades de 20-150 md. Con el objetivo de incrementar el factor de recobro final del yacimiento y mejorar la productividad de los pozos se implanta en Octubre de 1997 un proyecto periférico de represurización y mantenimiento de presión por encima de la presión mínima de floculación de los asfáltenos, la cual está alrededor de 7300 lpc. Como resultado de este proyecto el factor de recuperación ha aumentado de 14,1 a 44,8% para un estimado de recobro final de 276 MMBls. Hasta Diciembre 2004 el yacimiento ha acumulado 110 MMBls de petróleo, 98 MMMPCG de gas y 2 MMBls de agua, con un acumulado de inyección de agua de 80 MMBls. Las completaciones típicas de los pozos son duales 3 ½” y sencillas 4 ½.” o 5 ½”. El yacimiento actualmente está siendo explotado con 16 sartas productoras y 6 inyectores. La caracterización temprana del reservorio permitió detectar las necesidades subsuelo – superficie y esta misma estrategia se ha mantenido durante la planificación, implementación, y monitoreo del proyecto de inyección de agua. Este artículo describe la filosofía de la gerencia del yacimiento usada por la Unidad de Explotación Furrial (PDVSA) como operador.

 

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FURRIAL  FURRIAL

CARITO  CARITO PIRITAL                0                0                0                5        1     -

-       1              4              0                0                0              

    0     0     0     4     1   -

MATURIN

- 1  14    0  0   00     

 0 0  0 0  0  -15  -15

N

MAR CARIBE CARIBE

NORTE AMERICA

MONAGAS

COLOMBIA SUR AMERICA BRASIL Fig. 1: Ubicación del campo El Furrial.

Descripción Geológica del Yacimiento

El yacimiento K FUC 1 ocupa un área aproximada de 9 Km 2. La profundidad mínima se ubica entre 14262 pbnm en el área Este y 13922 pbnm en el área Oeste. La profundidad datum volumétrica es de 14500 pbnm. El modelo estructural del yacimiento definido mediante la interpretación de 370 Km 2  de sísmica 3-D, correspondiente a un anticlinal de rampa asimétrico, producido por doblez de falla, orientado en dirección N70°E que terminan en fallas inversas. La estructura está afectada por fallas de rotura transversales al eje del pliegue. El salto de la mayoría de las fallas no excede los 500 pies y muchas de ellas muestran desplazamiento dextral. También se identifican fallas normales cuya orientación preferencial es NE-SO y fallas inversas antitéticas en el flanco Norte del pliegue (Ver Figura N°2). El estudio estratigráfico más reciente indica que el reservorio puede ser dividido en 10 unidades de flujo identificadas como JAB-1 hasta JAB-10. Estas arenas fueron depositadas en un ambiente fluvial a deltaico en un margen pasivo de la cuenca con sedimentos provenientes del escudo de Guayana. Las correlaciones estratigráficas son complicadas debido a los escasos marcadores en el yacimiento. En la parte superior la lutita conocida como “Areo” representa el sello del yacimiento y es un marcador continuo en toda el área. El espesor promedio del reservorio es de 524 pies con un promedio de porosidad de 11,4% y permeabilidades de 20-150 md.

 

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  Fig. 2: Mapa Estructural Yacimiento K FUC 1.

Descripción de los Fluidos La caracterización de la columna de fluidos mostró variaciones de las propiedades termodinámicas y químicas de los mismos en función de la profundidad, asociada a un proceso de segregación gravitacional de los componentes pesados del crudo. Motivado a la dificultaduna para producirdee fluido inyectar por debajo de 16 °API, se haaconsiderado hasta ahora como límite comercial columna inferior a esta gravedad, debido que la profundidad en la cual se encuentra este crudo de alta viscosidad y de composición asfalténica, origina bajos índices de productividad para los niveles de presión actuales y alta frecuencia de taponamiento en los pozos productores; en el caso de los pozos inyectores el problema se traduce en bajo índice de inyectividad (prácticamente cero). La variación vertical de gravedad °API con profundidad cambia también por zonas, encontrándose el contacto de crudo de 16 °API a diferentes profundidades, profundidades, como se observa a continuación: continuación: Tabla 1: Variación del Contacto de 16°API con profundidad vs el área del yacimiento.

FLANCO NORTE FLANCO SUR

ÁREA OESTE (pbnm) 15800

ÁREA ESTE (pbnm) 15000

14800

14800

Los cambios de composición no sólo se reflejan en °API, sino también en contenido de sulfuro, hierro, y vanadiun, todos estos aumentan con la profundidad. Por debajo de las profundidades antes mencionadas, el crudo continúa su degradación hasta convertirse en un tarmat que actúa como sello, impidiendo la acción de cualquier energía externa. En el Flanco Sur se ha detectado un contacto original de agua (CAPO) a 15200 pbnm.

Comportamiento Histórico El yacimiento K FUC 1 fue descubierto en Septiembre de 1987 a través del pozo FUL-4, con un potencial de 4000 BPD de crudo de 27 °API. El yacimiento se ha identificado como volumétrico debido a la presencia de una capa de bitumen que actúa como sello, impidiendo la acción del acuífero infrayacente. La presión original del yacimiento se determinó en 11230 lpc y la presión de burbujeo en 3800 lpc, ambas referidas a un nivel (datum) de 14500 pbnm, lo cual permitió calificarlo como subsaturado; en consecuencia el mecanismo primario de producción se ha definido como expansión de la roca y de los fluidos hastaentre esta un presión burbujeo. relación gas-petróleo mantenidose durante la historiapor de producción rangodede 800-900LaPCN/BN, indicando queseelhayacimiento ha mantenido encima de la presión de burbujeo.

 

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Desde su descubrimiento el yacimiento mantuvo un incremento de producción hasta mediados de 1995, fecha en la cual se alcanzó la mayor producción de 30 MBNPD. Este incremento progresivo fue producto del desarrollo del yacimiento al ir incorporándose nuevos pozos a producción. Desde 1995 hasta 1997 presentó declinación abrupta de la producción debido a los problemas inherentes a los bajos niveles de presión. Durante este proceso de explotación del yacimiento se determinó la presencia de un sistema compartamentalizado, caracterizado por la presencia de tres zonas principales de agotamiento de presión, detectándose una caída continua de la misma y del potencial de producción de los pozos. El agotamiento para este período en el que se acumularon 57 MMBNP fue de 84 lpc por millón de barriles producidos. Toda esta información y la arrojada por los estudios de yacimiento probaron que la producción era bajo agotamiento natural sin influencia del acuífero que se encontraba debajo del tarmat. Por lo tanto, con el objetivo de disminuir la caída del potencial de producción de los pozos, reducir el riesgo de precipitación de asfaltenos, mantener el nivel extracción de crudo e incrementar el factor de recobro final del yacimiento, se implantó un proyecto de inyección de agua periférico con el objetivo de represurizar y luego mantener la presión del yacimiento, el cual se inició en Octubre de 1997 a través del pozo inyector FUL-66 con una tasa promedio de 8 MBAD, cuando la presión promedio del yacimiento era de 6720 lpc con las expectativas de recuperar 189 MMBN de crudo adicionales. A partir de la puesta en marcha del proyecto de inyección de agua periférico, se perforaron 5 pozos productores y 6 inyectores. Los inyectores han logrado con tasa de inyección de 30 MBAD promedio hasta hoy aumentar la presión a 7445 lpc, 725 lpc por encima de la presión al iniciar inyección. Este período ha caracterizado una casi constante tasa de extracción anual de 8 MMBN a una razón diaria promedio 21 MBNPD acumulando 53 MMBN. A la fecha de Diciembre 2004, se tiene una tasa promedio de inyección de agua en el yacimiento de 38 MBAD, a través de 6 pozos inyectores con una extracción extracc ión por medio de 16 sartas productoras productor as de 20 MBD, lo cual representa un factor de reemplazo de 103 %. Desde el comienzo de inyección hasta la fecha antes referida, se ha logrado incrementar la presión promedio del yacimiento hasta 7445 lpc y mantener el nivel de extracción anual de crudo teniéndose una producción acumulada de 110 MMBN de crudo y 2 MMBAN de agua, este acumulado de petróleo supera en 23 MMBN al estimado de recuperación primaria. primaria. Este acumulado de crudo representa el 40% de las reservas recuperable recuperabless totales y el 18% del POES, quedando como reservas remanentes 166 MMBN (Ver Gráfico N°1 y N°2).

Historia de Captura de Información Yacimiento K FUC 1 80 70   a    d 60   a    l   u   m 50   u   c    A 40    d   a 30    d    i

   t   n   a    C

20 10 0    7    8    8    8    9    9    0    9  1    9    2    9    3    9  4    9    5    9    6    9    7    9    8    9    9    0    0    0  1    0    2    0    3    0  4    8    9    9    9    9    9    9    9    9    9    9    9    9    9    0    0    0    0    0   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1    2    2    2    2    2 AÑOS

DST

PVT

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BHP-BHT

PLT+BU

Gráfico N° 1: Historia de Producción Yacimiento K FUC 1.

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RST

 

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Historia de Inyección Yacimiento K FUC 1

   D    P    A    B    M

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50    A    B

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10 5

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0

0

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AÑOS Tas a Iny. Agua

Acum ulado

Gráfico N° 2: Historia de Inyección de Agua Yacimiento K FUC 1. 

Captura de Información La gerencia de la captura de información es muy importante para el éxito de los proyectos, y éstos deben ser cuidadosamente planificados y llevados a cabo. Un claro entendimiento de los propósitos y aplicación de la información es necesaria (definición del por qué y cómo ésta será utilizada). Justificación, prioridad, oportunidad, oportunida d, calidad y costo efectivo deberían deberían ser los factores gguía uía en la recolección y análisis análisis de la data. La tabla N°2 muestra la información disponible, y el el gráfico N°3, como como ha sido la recolección recolección de esta data en el yacimiento K FUC 1 durante el período de explotación. Inicialmente y hasta el año 1993, hubo predominio de pruebas DST como requerimiento de evaluación para el desarrollo del yacimiento. A partir de 1989 se comenzó con las medidas de presión con profundidad en cada pozo nuevo (RFT); esta información permitió identificar contactos de fluidos y la determinación de los gradientes y trenes de presiones. Sin embargo, no es sino hasta 1997 cuando se comienza con los registros de producción (PLT), motivado al desarrollo de las técnicas de análisis y al mejoramiento en las sensibilidades de las lecturas de los sensores de producción; permitiendo la identificación y cuantificación de la producción o inyección por cada una de las unidades de flujo. Se han realizado pruebas de restauración de presión a todos los pozos arrojando información sobre el daño de formación y el seguimiento de las presiones del yacimiento. La data de núcleos (actualmente 3347 pies, distribuidos en 9 pozos) y la interpretación de los registros convencionales, fue usada para la determinación de las propiedades petrofísicas, lo cual a su vez fue incorporado al modelo estático y dinámico del yacimiento. La integración de toda esta data ha permitido una exitosa actualización del modelo estático y dinámico del yacimiento hasta el día de hoy.

 

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Historia de Captura de Información Yacimiento K FUC 1 80 70   a    d 60   a    l   u   m 50   u   c    A 40    d   a 30    d    i

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20 10 0    7    8    8    8    9    9    0    9  1    9    2    9    3    9  4    9    5    9    6    9    7    9    8    9    9    0    0    0  1    0    2    0    3    0  4    8    9    9    9    9    9    9    9    9    9    9    9    9    9    0    0    0    0    0   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1    2    2    2    2    2 AÑOS

DST

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PLT+BU

PLT+FO

RST

Gráfico Nº 3: Historia de Captura de Información Yacimiento K FUC 1. Tabla Nº 2: Información Disponible Yacimiento K FUC 1.

INFORMACIÓN DISPONIBLE  Levantamiento Sísmico 3D (1998) Pozos con Núcleos  Total Núcleos Cortados DST PVT RFT BHP-BHT PLT+BU PLT+FO RST

370 9 3347 33 18 30 53 69 22 3

Km2  Pozos Pies Pruebas Muestras Pozos Perfiles Perfiles Perfiles Perfiles

Operaciones de Producción El proceso de automatización juega un rol importante en la gerencia de yacimientos. La automatización  junto con un sistema de gerencia de la información está mejorando el control y las técnicas de análisis. En el campo El Furrial se ha desarrollado un plan de automatización para monitorear las condiciones de producción de los pozos de presión y temperatura cabezal) con el objetivo de el tiempo de respuesta en (medición el diagnóstico y corrección de losde problemas de producción dedisminuir los pozos. Actualmente se encuentran automatizados 12 pozos completados en el yacimiento K FUC 1 con facilidades de visualizar la data en tiempo real en la oficina. Adicionalmente se tienen instalados en 2 pozos sensores de fondo que permiten monitorear en tiempo real las condiciones de producción en fondo del pozo y adicionalmente se podrán realizar pruebas de restauración de presión sin realizar intervenciones en los pozos. Esto disminuye costos en la captura de información y evita los riesgos de dejar un pescado dentro del pozo. Para los pozos nuevos planificados para perforarse asociados al proyecto de inyección de agua, se tiene previsto la instalación de sensores presión - temperatura de superficie y fondo.

Estrategia de Desarrollo La inyección periférica de agua fue implementada como un proyecto de mantenimiento de presión desde el inicio del mismo. Este esquema de inyección fue adoptado con la finalidad de incrementar la presión del yacimiento para mantenerlo por encima de la presión de floculación de asfaltenos. La visión práctica y filosófica de inyectar agua en los flancos del yacimiento ha permitido: Incrementar la presión del mismo, minimizar el manejo de agua en superficie, maximizar las tasas de inyección y de producción de crudo, así como también el recobro final.

 

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En el inicio de la explotación del yacimiento se diseñó como estrategia completaciones dobles en pozos verticales, las cuales incluían puntos de drenaje en los yacimientos suprayacentes; suprayacentes; ésto se hizo con el fin de incrementar la rentabilidad económica de los pozos debido a la profundidad de los mismos. Los pozos subsiguientes con completaciones sencillas de 4 ½” y 5 ½”, se completaron de esa manera ya que se demostró que se mantenía los mismos niveles de productividad y mejora el acceso a las perforaciones para la captura de información y trabajos a pozos. Los pozos inyectores de agua son pozos verticales con completación sencilla con el objetivo de facilitar los trabajos de mejoramiento de los perfiles de inyección en los casos donde fuese necesario. Otro punto de optimización en la estrategia de explotación consistió en la reducción del espaciamiento espaciamiento en el reservorio entre pozos a 600 mts., el cual inicialmente estaba considerado en 1200 mts.

Mejoramiento de Eficiencia de Barrido

En el yacimiento K FUC 1 se han seguido varias estrategias para el mejoramiento de la eficiencia de barrido. Inicialmente, Inicialmente, antes de comenzar comenzar la inyección de agua agua,, los pozos fueron cañoneados cañoneados en la totalidad del intervalo de arena sin la previsión en la completación para producir selectivamente, con la excepción del pozo FUC-6, el cual fue completado doble en el yacimiento. Con la implementación del proyecto de inyección se inició el cañoneo selectivo en los pozos inyectores en aquellas zonas con pobres características petrofísicas para tratar de lograr inyectividad en éstas y posteriormente adicionar el resto de los intervalos. Los trabajos de mejoramiento de perfil también han tenido un significado importante en el incremento de la eficiencia de barrido, tales como el cañoneo de nuevos intervalos, recañoneo de intervalos abiertos, colocación de tapones de arenas y otros. El propósito de estos trabajos ha sido redistribuir los fluidos inyectados y producidos tanto en los alrededores de los pozos como en todo el yacimiento. Actualmente en el campo El Furrial no existe una infraestructura suficiente para probar frecuentemente los pozos; sin embargo, los pozos productores son muestreados muestreados frecuentemente. Los cortes de agua son bajos, y sólo hasta que el corte de agua sea mayor al 95% se cierran a producción; esto ayuda a mejorar la eficiencia de barrido mientras se optimiza el uso de la inyección de agua. Un aspecto que se está considerando considerand o es la instalación de bombas electrosumergibles electrosumergibles para incrementar la caída de presión en la cara de la arena e incrementar las tasas de producción de crudo en los pozos con alta producción de agua. Este tipo de levantamiento redirecciona redirecci ona la inyección de agua dentro de zonas que no han sido invadidas mejorando la eficiencia areal de barrido.

Mejoramiento de Productividad Las estrategias de explotación y los estimados de producción del yacimiento se han ajustado basados en la nueva información que se ha generado y de los estudios que se han realizado en el yacimiento a través de los años. Uno de los problemas más importantes es la precipitación de los asfaltenos, ya que reduce la permeabilidad y por consiguiente la productividad de los pozos. La estadística de taponamientos, así como el constante seguimiento de las condiciones de superficies y fondo, tanto con sensores permanentes permanen tes o por medio de registros han permitido establecer ciclos de limpiezas y estimulaciones para disminuir el diferimiento de la producción que esto causa debido a taponamientos en el tubing y bloqueos por emulsión o asfaltenos en la cara de la arena. Esto ha aumentado el número de intervenciones a los pozos para lo cual ya se están aplicando nuevas estrategias estrategias (Ver Gráfico N°4). La inyección en fondo de químicas antiasfalténicas es una de las soluciones puestas en práctica para disminuir la frecuencia de intervención en los próximos años, mejorando así la disponibilidad de producción de estos pozos así como su rentabilidad. rentabilidad.

 

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Historia de Trabajos a Pozos Yacimiento K FUC 1 70 60   a    d   a    l   u   m   u   c    A    d   a    d    i    t   n   a    C

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Gráfico N° 4: Historia de Limpiezas y Estimulaciones a Pozos Yacimiento K FUC 1.

Pronósticos de Producción El comportamiento futuro del yacimiento sometido a inyección de agua ha sido evaluado mediante simulación numérica, mostrando un recobro final que se encuentra entre 257-277 MMBN, asumiendo un límite económico de un corte de agua del 95 %. Otras técnicas de extrapolación para predecir la producción futura, como las curvas de declinación de producción, no se han podido utilizar debido a que el proceso de inyección de agua es relativamente reciente y el yacimiento todavía se encuentra en la fase de incremento de presión. La técnica de graficar en papel semi-log la relación agua-petróleo versus la producción acumulada tampoco se ha podido utilizar ya que la mayoría de los pozos no tienen corte de agua significativo por el mismo esquema de inyección periférica.

Retos y Problemas a Superar El proceso de inyección de agua en el yacimiento K FUC 1 tiene que ser continuamente evaluado con la visión de lograr el óptimo alineamiento entre pozos inyectores y productores. El programa de evaluación de la inyección debe ser constantemente revisado revisa do para detectar si existen áreas donde la inyección inyecci ón no este llegando. Esto requiere un proactivo acercamiento y comunicación entre las áreas involucradas y por consiguiente, un activo programa de trabajo a pozos en marcha. Esto implica un continuo monitoreo, y un aumento en los requerimientos de captura de información. El reciente reciente reprocesamiento reprocesamiento sísmico permitirá una mejor definición definición del yacimiento yacimiento y direccionar direccionar e intensificar esfuerzos para probar la exactitud del modelo geológico actual, el cual generará una optimización de la ubicación de los futuros puntos de drenaje. Para alcanzar las expectativas de recobro por inyección de agua es necesario estudiar la factibilidad de perforar nuevos pozos inyectores para aumentar la eficiencia de barrido. Es necesario estudiar, diseñar e implementar un sistema de levantamiento ya que aún, con las altas presiones del yacimiento cuando el agua irrumpe, no es posible la producción.

Conclusiones La aplicación de la visión de “gerencia de un yacimiento” permite llevar modelos teóricos al seguimiento diario de las variables operacionales para tomar decisiones objetivas y oportunas que con la tecnología actual disponible, incrementan la rentabilidad del reservorio. El monitoreo y control estadístico de los parámetros de operaciones de producción y de registros de producción/presión/temperatura mejora el seguimiento al plan de explotación del reservorio, identificando desviaciones y correcciones oportunas.

 

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Los factores guías en la recolección y análisis de la data deben tener un claro entendimiento de los propósitos y aplicación de la información que es necesaria (definición del por qué y cómo ésta será utilizada), tomando en cuenta los objetivos cronológicos en la etapa de desarrollo de la explotación del reservorio. La automatización de captura de información subsuelo - superficie, deriva en respuestas de diagnóstico que disminuyen los costos, los riesgos y el diferimiento de producción.

Contribuciones Técnicas y Económicas 1. La metodología metodología de seguimiento seguimiento estadístico de los datos de los los pozos automatizados automatizados (medición (medición de 2. 3. 4. 5.

presión y de temperatura de de cabezal) permiten describir y disminuir el tiempo de diagnóstico y corrección los problemas producción e inyección. La implementación implementaci ón del cañoneo restringido restringi do y mejoramientos mejoramient os de perfil han significado signific ado una mejora importante en la eficiencia de barrido. El monitoreo y mejoramiento mejoramiento de los perfiles perfiles de producción producción de los pozos pozos del proyecto proyecto de inyección inyección de agua ha permitido mantener altas tasas de producción. La prevención prevención de la precipitación precipitación de los los asfaltenos con regulares e identificados identificados ciclos ciclos de limpiezas limpiezas y estimulaciones ha logrado disminuir la producción diferida de petróleo por taponamientos en la tubería y daños en la formación. Elaborar portafolio de negocios basados en los planes óptimos de explotación explotació n del yacimiento.

Bibliografía Marchan G. Evaluación de la Eficiencia Volumétrica de barrido del Campo El Furrial utilizando datos de producción. Tesis de Grado Universidad de Oriente, Núcleo de Monagas Maturin. Mengual R.D., And A.D. Rattia, Challenges Opportunities and Reservoir Management, of a giant Field in Venezuela.. PDVSA E&P. SPE 65174. Venezuela Uroza C., Arostegui G, Machillanda C., Mauregui J., Estudio sedimentológico integrado del Campo El Furrial. Informe Interno PDVSA Producción, Pto. La Cruz. William M. Cobb y Associates. Review of Cretaceo Reservoir, El Furrial Field, Maturin, 2002.

Nomenclatura PLT Production Logging Tool DST Drill Steam Test BUP Build Up Test BHP-BHT Bottom Hole Pressure-Bottom Hole Temperature Temperature PVT Presión-Volumen-Temperatura MBNPD Miles de Barriles Normales por Día MMBN Millones de Barriles Normales MMMPC Millares de Pies Cúbicos Lpc Libras por Pulgada al Cuadrado pbnm Pies Bajo el Nivel del Mar