Tesis Pdvsa PDF

 

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL DE LOS LLANOS OCCIDENTALES “EZEQUIEL ZAMORA” 

VICERRECTORADO DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO SOCIAL PROGRAMA INGENIERÍA, ARQUITECTURA Y TECNOLOGÍA

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO PDVSA División Boyacá. Departamento de Yacimientos Apure

Autor: Br. Soto C, Horacio S.  Tutor Académico: Profa. Rushbela Colmenares Tutor Industrial: Ing. Rosady García

Barinas, Febrero de 2015

 

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL DE LOS LLANOS OCCIDENTALES “EZEQUIEL ZAMORA” 

VICERRECTORADO DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO SOCIAL PROGRAMA INGENIERÍA, ARQUITECTURA Y TECNOLOGÍA

DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DE LOS YACIMIENTOS QUEVEDO DEL CAMPO GUAFITA SUR Trabajo Especial de Grado presentado como requisito parcial para optar al Título de Ingeniero de Petróleo

Autor: Br. Soto C, Horacio S.  Tutor Académico: Profa. Rushbela Colmenares Tutor Industrial: Ing. Rosady García

Barinas, Febrero de 2015

 

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL DE LOS LLANOS OCCIDENTALES “EZEQUIEL ZAMORA” 

VICERRECTORADO DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO SOCIAL PROGRAMA INGENIERÍA, ARQUITECTURA Y TECNOLOGÍA

DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DE LOS YACIMIENTOS QUEVEDO DEL CAMPO GUAFITA SUR

Autor: Soto C, Horacio S. C.I. 20.099.562

Trabajo Especial de Grado APROBADO en

nombre de la Universidad Universidad

 Nacional Experimental de los Llanos Occidentales “Ezequiel Zamora”  por el siguiente jurado, a los______días del mes de __________ de _______.

 ___________________  ______________ _____

___________ ___________________ ________

Prof. Rafael Rojas

Profa. Sharon Escalante

Jurado

Jurado  ___________________  ______________ _____

Profa. Rushbela Colmenares Tutor Académico

 

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL DE LOS LLANOS OCCIDENTALES “EZEQUIEL ZAMORA” 

VICERRECTORADO DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO SOCIAL PROGRAMA INGENIERÍA, ARQUITECTURA Y TECNOLOGÍA

APROBACIÓN DEL TUTOR ACADÉMICO

En mi carácter de Tutor Académico del Trabajo Especial de Grado titulado: DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DE LOS YACIMIENTOS QUEVEDO DEL CAMPO GUAFITA SUR, presentado por el ciudadano Soto C, Horacio S,

C.I. 20.099.562, para optar al Título de Ingeniero de Petróleo, considero que éste reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a presentación pública y evaluación por parte del jurado examinador que se designe. En la ciudad de Barinas, a los______días del mes de __________ de _______.

 ___________________________  _______________ ______________

Profa. Rushbela Colmenares C.I. 14.332.632 Tutor Académico

 

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL DE LOS LLANOS OCCIDENTALES “EZEQUIEL ZAMORA” 

VICERRECTORADO DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO SOCIAL PROGRAMA INGENIERÍA, ARQUITECTURA Y TECNOLOGÍA

APROBACIÓN DEL TUTOR INDUSTRIAL

En mi carácter de Tutor Industrial del Trabajo Especial de Grado titulado: DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DE LOS YACIMIENTOS QUEVEDO DEL CAMPO GUAFITA SUR, presentado por el ciudadano Soto C, Horacio S,

C.I. 20.099.562, para optar al Título de Ingeniero de Petróleo, considero que éste reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a presentación pública y evaluación por parte del jurado examinador que se designe. En la ciudad de Barinas, a los______días del mes de __________ de _______.

 ___________________________  _______________ ______________

Ing. Rosady García C.I. 16.372.567 Tutor Industrial

 

 

 Dedicatoria

DEDICATORIA

 A mis padres  A mis hermanos  A mi tía Rosa  A mi sobrina Luzdary.

 Horacio Soto

 

 

 Agradecimientos

AGRADECIMIENTOS  A Dios, quien en todo momento me ha guiado por el camino correcto y me ha  proveído salud y sabiduría para poder pod er alcanzar todas mis metas.  A mis padres, por brindarme su inconmensurable apoyo diario y ser fuente de inspiración y perseverancia a lo largo de mi carrera.  A mi comandante supremo Hugo Rafael Chávez Frías, por hacer realidad el sueño sueñ o de nosotros los jóvenes venezolanos de contar con una educación gratuita y de calidad, además de rescatar nuestra industria petrolera PDVSA, hoy en día pilar fundamental  para el desarrollo de nuestra patria. p atria.  A la Universidad Nacional Experimental de Los Llanos Occidentales “Ezequiel  Zamora”,  por impartir los conocimientos necesarios para mi formación como  profesional.  Al profesor Freddy Álvarez, por su confianza, apoyo y motivación para el desarrollo de este trabajo especial de grado.  A la profesora Rushbela Colmenares, por contribuir en la realización de este trabajo de investigación aportando su tiempo y valioso asesoramiento.  A la Ingeniera Rosady García, por su paciencia, disponibilidad y confianza durante el desarrollo del presente, lo cual fue clave para su culminación de manera exitosa.  A PDVSA División Boyacá, especialmente a la gerencia de yacimientos Apure, por brindarme la oportunidad de llevar a cabo este proyecto y así poder hacer mi humilde aporte a cuan valiosa tarea que esta gerencia desempeña. De igual manera agradezco a las ingenieras Wilcy Zambrano, Jennifer Cegarra, Jeimmy Sánchez,  Mayra Yusbeli y Marlin Guedez ppor or su constante colabor colaboración ación duranteMendoza, la realización de Hernández este proyecto, también al ingeniero Carlos Aponte por sus importantes tips y pedagógicas asesorías.  A los Ingenieros que forman parte de la gerencia de estudios integrados de  yacimientos EEIIYY PDVSA División Boyacá: Fránklin Ángel, Marcos Perdomo,  Martín Jordan, Jordan , Victor Fernández y David Salas, po porr sus conocimientos impartidos y nutridos asesoramientos durante la realización de este trabajo y en especial al ingeniero José Damas quien dedicó parte importante de su tiempo para hacer posible el logro de uno de los objetivos de esta investigación.  A mis compañeros de tesis Diego Zarate, Dayre Carreño, Hemilys Jiménez, Miguel  Laura, Alex Girón, Richard Rosario, Alberto Torres, Pedro Alvarado y en especial a  Ariel Chigua por su apoyo brindado dirigido a elevar la calidad de este proyecto.  proyecto.  

 

 

 Índice general

ÍNDICE GENERAL LISTA DE TABLAS ...................................................... ............................................................................................ ...................................... LISTA DE DE FIGU FIGURAS RAS ..................................................... ........................................................................................... ...................................... RESUMEN.......................................................................................................... ................................................... ........................................................... INTRODUCCIÓN ................................................. ................................................................................................ ............................................... CAPÍTULO I: EL PROBLEMA .................................................. ....................................................................... ..................... PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ...................................................... .................................................... .. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN...................................................... INVESTIGACIÓN.......................................... ............ Objetivo General ...................................................... ............................................................................................ ...................................... Objetivos Específicos ..................................................................................... .............................................. ....................................... JUSTIFICACIÓN .................................................... .......................................................................................... ...................................... ALCANCE Y LIMITACIONES .............................................. ................................................................... ..................... CAPÍTULO II: MARCO CONTEXTUAL .................................................... ........................................................ ANTECEDENTES......................................................................................... DESCRIPCIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO ................................................ Cuenca Barinas-Apure ................................................................................... ..................................................... .............................. Campo Guafita ................................................ ............................................................................................... ............................................... Campo Guafita Sur....................................................................................... Sur................................ ........................................................... Yacimientos Quevedo .................................................................................... ...................................................... .............................. BASES TEÓRICAS....................................................................................... ................................................ ....................................... Declinación de la producción .................................................... ......................................................................... ..................... Mecanismos de producción primarios ............................................... ........................................................... ............ Análisis PVT ................................................... .................................................................................................. ............................................... Balance de materiales..................................................................................... materiales..................................................................................... Producción de agua ........................................................................................ .................................................. ...................................... Estimulación mecánica o suabeo .............................................. ................................................................... ..................... Métodos de levantamiento artificial ................................................... ............................................................... ............ Capacidad de producción del sistema ................................................ ............................................................ ............ Análisis de las curvas de declinación de producción ..................................... Principios generales ................................................................................ .................................................. .............................. Conceptos fundamentales ....................................................................... .................................................. ..................... Tipos de curvas de declinación de producción ....................................... Calidad de ajuste de la curva de declinación de producción .................. Método de la curva tipo .......................................................................... ..................................................... ..................... Curva de Blasingame (Fw vs Np) .................................................................. ...................................................... ............ Simulación numérica de yacimientos ................................................ ............................................................ ............ Producción conjunta de yacimientos.............................................................. .................................................. ............ viii 

Pág. xi xiii  xiii  xx 1 3  3 4 4 4 4 5 7  7 8 8 11 15 17 20 20 22 24 30 37 44 46 50 60 60 61 64 76 77 80 80 81

 

 

 Índice general Reservas de hidrocarburos ............................................... ............................................................................. .............................. Factor de recobro ..................................................... ........................................................................................... ...................................... Descripción de las herramientas utilizadas .................................................. ...................................................... SISTEMA DE VARIABLES .................................................... ......................................................................... ..................... CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO  ..............................................

85 89 91 94 95 

 NIVEL DE LA INVESTIGACIÓN ............................................................... ................................................... ............ DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN ................................................ ............................................................ ............ POBLACIÓN Y MUESTRA ......................................................................... .................................................... ..................... TÉCNICAS E INSTRUMENTOS DE RECOL RECOLECCIÓN ECCIÓN DE DATOS......... IDENTIFICACIÓN DE LA CAUSA NATURAL DE DECLINACIÓNDE LOS YACIMIENTOS .................................................. ................................................ .. Análisis convencional de yacimiento................................................. ............................................................. ............ Definición del m mecanismo ecanismo de producción de los yacimientos ...................... DETERMINACIÓN DEL MODELO DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN DE LOS YA YACIMIENTOS CIMIENTOS ............................................ Selección de los pozos para el análisis de las curvas de declinación de

95 95 96 97 98 98 101 103

 producción .................................................................................................. ............................................. ......................................................... .... Análisis de las curvas de declinación de producción por pozo ...................... EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DE PREDICCIÓN DEL MODELO DE DECLINACIÓN DETERMINADO PARA LOS YACIMIENTOS ................................................... ........................................................................ ..................... Predicción de las reservas de petróleo de los pozos activos a través de diferentes modelos modelos de estimación y comparación de resultados.................... ESTIMACIÓN DE LAS RESERVAS REMANENTES Y TIEMPO DE VIDA VIDA PRODUCTIVO REMANENTE DE LOS YACIMIENTOS ....... Definición del escenario de explotación ...................................................... .......................................................... Estimación de las reservas de crudo de los pozos contemplados en el

103 110

escenario de explotación .................................................. ................................................................................ Cuantificación de las reservas remanentes desarrolladas .............................. por yacimiento ..... Cálculo de las reservas remanentes no desarrolladas por yacimiento ........... CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................ MODELO DE DATOS .................................................... .................................................................................. .............................. ANÁLISIS CONVENCIONAL DE YACIMIENTO .................................... Análisis del comportamiento histórico de presión ......................................... Análisis del comportamiento histórico de producción................................... DEFINICIÓN DEL MECANÍSMO DE PRODUCCIÓN DE LOS YACIMIENTOS ...................................................... ............................................................................................ ...................................... Establecimiento del balance de materiales................................................... .......................................................

120 123 126 127  127 128 128 133

ix 

112 113 120 120

136 136

 

 

 Índice general SELECCIÓN DE LOS POZOS PARA EL ANÁLISIS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN ................................... 142 Revisión del esquema de completación ....................................................... ........................................................... 142 Análisis del comportamiento histórico de producción y verificación de las condiciones del equipo de levantamiento ........................................... .... ....................................... 144 ANÁLISIS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POR POZO .................................................... ......................................................................... ..................... PREDICCIÓN DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO DE LOS POZOS ACTIVOS A TRAVÉS DE DIFERENTES MODELOS DE ESTIMACIÓN Y COMPARACIÓN DE RESULTADOS RESULTADOS ..................... Predicción mediante la curva de declinación de producción tasa vs tiempo ................................................................................................. .................................................. ............................................... Predicción mediante la curva de Blasingame (Fw vs Np) Np) ............................. Predicción mediante la ecuación de balance de materiales............................ Predicción mediante simulación numérica de yacimientos ........................... ESTIMACIÓN DE LAS RESERVAS REMANENTES Y TIEMPO DE VIDA VIDA PRODUCTIVO REMANENTE DE LOS YACIMIENTOS ....... Definición del escenario de explotación ...................................................... .......................................................... Estimación de las reservas de crudo de los pozos contemplados en el escenario de explotación definido para los yacimientos ................................ Cuantificación de las reservas remanentes desarrolladas por yacimiento ..... Cálculo de las reservas remanentes no desarrolladas por yyacimiento acimiento ........... CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................... CONCLUSIONES ................................................... ......................................................................................... ...................................... RECOMENDACIONES .................................................. ................................................................................ .............................. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................... .................................................................. ............

x 

152

161 161 164 167 169 175 175 176 179 185 191  191 192 194

 

 

 Lista de tablas

LISTA DE TABLAS Tabla 1. Datos Oficiales de Los Yacimientos Quevedo ....................................... Tabla 2. Procedimiento para L Laa Construcción de Las Curvas de Chan ................ Tabla 3. Clasificación de Las Reservas de Hidrocarburos .................................... Tabla 4. Sistema de Variables ............................................................................... ................................................. .............................. Tabla 5. Historia Historia de Presión de Los Yacimientos Yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3) ......... Tabla 6. Validación de Consistencia de Los Análisis PVT Disponibles de Los Yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3)..................................................... Q3)................................ ..................... Tabla 7. Parámetros de Los Yacimientos Quevedo y del Acuífero Utilizados  para El Establecimiento del Balance de Materiales ................................ Tabla 8. Clasificación de Los Pozos Completados en Los Yacimientos Quevedo Según su Esquema de Completación ..................................................... ................................................... .. Tabla 9. Período de La Producción por Pozo que Cumple con Las Condiciones  para el Análisis de Las Curvas de Declinación ....................................... Tabla 10. Resultados del Análisis Nodal Realizado Para El Período de La Producción Identificado Por Pozo y Características de La Bomba Electrosumergible Operativa Durante Dicho Período. ......................... Tabla 11. Diagnóstico de La Procedencia del Agua del Período de Producción Identificado Por Pozo ........................................................................... ...................................................... ..................... Tabla 12. Resultados Obtenidos del Análisis de Las Curvas de Declinación Tasa vs Tiempo y Tasa vs Np Para El Período de Producción Identificado Por Pozo .......................................................................... ..................................................... ..................... Tabla 13. Resultados Obtenidos del Análisis de La Curva Tipo Fetkovich Para El Período de Producción Identificado Por Pozo ......................... Tabla 14. Resultados Obtenidos del Análisis de Las Curvas de Declinación Tasa vs Tiempo, Tasa vs Np y Tipo Fetkovich Para El Período de la Producción Comprendido Entre Enero de 2012 y Junio de 2013 de Los Pozos Activos a Nivel de Los Yacimientos Quevedo ..... Tabla 15. Resultados de La Predicción de Reservas de Petróleo Realizada a Los Pozos Activos Para La Fecha Junio de 2013 a Nivel de Los Yacimientos Quevedo Mediante La Curva de Declinación Tasa vs Tiempo..................................................................................... .............................................. ....................................... Tabla 16. Resultados de La Predicción de Reservas de Petróleo Realizada a Los Pozos Activos Para La Fecha Junio de 2013 a Nivel de Los Yacimientos Quevedo Mediante La Curva de Blasingame (Fw vs Np) ............................................................................................ ...................................................... ......................................

xi 

19 42 85 94 128 137 139 142 144

150 151

152 153

159

164

167

 

 

 Lista de tablas Tabla 17. Resultados de La Predicción de Reservas de Petróleo Realizada a Los Pozos Activos Para La Fecha Junio de 2013 a Nivel de Los Yacimientos Quevedo Mediante La Aplicación de La Ecuación de Balance de Materiales ...................................................... ........................................................................... ..................... 168 Tabla 18. Resultados de La Predicción de Las Reservas de Los Pozos GF-70, GF-68 y GF-26 Mediante El Modelo Dinámico de Simulación de Los Yacimientos Quevedo ........................................... Tabla 19. Escenario de Explotación Definido Para La Estimación de Las Reservas Remanentes de Los Yacimientos Quevedo a Partir de Junio de 2013 ....................................................................................... ................................................ ....................................... Tabla 20. Resultados de la estimación de Las Reservas de Crudo de Los Pozos Activos Contemplados en El Escenario de Explotación Definido Para Los Yacimientos Quevedo ............................................ Tabla 21. Resultados de la estimación de Las Reservas de Crudo de Los Pozos Futuros Ra/Rc Contemplados en El Escenario de Explotación Definido Para L Los os Yacimi Yacimientos entos Quevedo ........................ Tabla 22. Reservas Remanentes Desarrolladas de Los yacimientos Q1 GF-5 y Q2 GF-5 Según El Escenario de Explotación Definido ................................................................................................ ................................................. ............................................... Tabla 23. Reservas Remanentes Desarrolladas del Yacimiento Q3 GF-13 Según El Escenario de Explotación Definido ...................................... Tabla 24. Resultados del Cálculo del Porcentaje de Aporte Por Yacimiento Para El Pozo GF-64 Mediante el Método Convencional (kh) .............. Tabla 25. Resultados del Cálculo del Porcentaje de Aporte Por Yacimiento Para el Pozo GF-70 Mediante el Método No Convencional (Simulación Numérica de Yacimientos)............................................... Yacimientos)............................................. .. Tabla 26. Resultados del Cálculo de Las Reservas Remanentes Desarrolladas de LosdeYacimientos (Q 1, Q2 y Q3).......... (Q1, Tabla 27.  No Resultados del Cálculo Las ReservasQuevedo Remanentes  No Desarrolladas del Yacimiento Q1 GF-5 ......................................... ..................................... .... Tabla 28. Resultados del Cálculo de Las Reservas Remanentes  No Desarrolladas del Yacimiento Q2 GF-5 ......................................... ..................................... .... Tabla 29. Resultados del Cálculo de Las Reservas Remanentes  No Desarrolladas del Yacimiento Q3 GF-13 ....................................... ................................... ....

xii 

172

175

176

177

179 180 182

182 185 187 188 189

 

 

 Lista de figuras

LISTA DE FIGURAS Figura 1. Ubicación Geográfica de la Cuenca Barinas-Apure .............................. Figura 2. Sección NO-SE de La Cuenca Barinas-Apure ...................................... Figura 3. Ubicación Geográfica del Campo Guafita ............................................. Figura 4. Subdivisión del Campo Guafita ............................................................. ................................................. ............ Figura 5. Correlación Estratigráfica del Campo Guafita ...................................... Figura 6. Columna Estratigráfica del Campo Guafita Sur .................................... Figura 7. Horizontes Estratigráficos de Las Unidades Informales del Miembro Quevedo .................................................. ................................................................................ .............................. Figura 8. Historia Presión Producción para Diferentes Tipos de Empuje ............ Figura 9. Proceso de Liberación Diferencial............................ Diferencial......................................................... ............................. Figura 10. Proceso de Liberación Instantánea .................................................... ........................................................ Figura 11. Representación Lineal de La Ecuación de Balance de Materiales  para un Yacimiento Subsaturado y con Influjo de Agua ..................... Figura 12. Patrón de Conificación según K. S.Chan........................ S.Chan............................................. ..................... Figura 13. Patrón de Comunicación Mecánica según K. S.Chan ......................... Figura 14. Patrón de Canalización según K. S. Chan ........................................... Figura 15. Patrón de Avance Normal según K. S. Chan ....................................... Figura 16. Representación Esquemática de La Operación de Suabeo .................. Figura 17. Ejemplo de Una Curva de Rendimiento Para Una Bomba a 60Hz Con Una Etapa ...................................................................................... ............................................... ....................................... Figura 18. Curva de Oferta y Demanda de Energía en El Fondo del Pozo........... Figura 19. Análisis de Sensibilidad en La Frecuencia de La Bomba con Nodo en El Fondo del Pozo ........................................................... ............................................... ............ Figura 20. Representación de las Curvas de Declinación ..................................... Figura 21. Determinación de la Tasa de Declinación Para un Tipo de Declinación Exponencial Utilizando Como Variables Tasa de Petróleo y Tiempo .................................................. ................................................................................ .............................. Figura 22. Determinación de la Tasa de Declinación Para un Tipo de Declinación Exponencial Utilizando Como Variables Tasa de Petróleo y Tiempo .................................................. ................................................................................ .............................. Figura 23. Determinación de la Tasa de Declinación Para un Tipo de Declinación Exponencial Utilizando Como Variables Tasa de Petróleo y Producción Acumulada de Petróleo .................................... Figura 24. Determinación de la Tasa de Declinación Para un Tipo de Declinación Exponencial Utilizando Como Variables Tasa de Petróleo y Producción Acumulada de Petróleo ............................... xiii 

9 10 11 12 13 17 20 23 25 25 33 39 39 40 40 45 49 52 59 65

67

68

69

69

 

 

 Lista de figuras Figura 25. Determinación de la Tasa de Declinación Para un Tipo de Declinación Armónica Utilizando Como Variables Tasa de Petróleo y Tiempo............................................................................ .............................................. .............................. Figura 26. Determinación de la Tasa de Declinación Para un Tipo de Declinación Armónica Utilizando Como Variables Tasa de Petróleo y Producción Acumulada de Petróleo ............................... Figura 27. Curvas Tipo Adimensionales Para El Análisis de Las Curvas de Declinación .......................................................................... ..................................................... ..................... Figura 28. Uso de Las Curva-Tipo En El Análisis de Las Curvas de Declinación para n = 0.25 y Di y Di = 0,29 / años ...................................... Figura 29. Fracción de Agua Contra Producción Acumulada de Petróleo Pozo NRU 3106 .................................................................................... ...................................................... .............................. Figura 30. Diagrama de completación de un pozo en Producción Conjunta ....... Figura 31. Clasificación de Las Reservas Según el Grado de Incertidumbre ....... Figura 32. Representación Gráfica de Las Reservas Desarrolladas y  No Desarrolladas .................................................................................. ...................................................................... ............

72

72 77 78 80 83 87 88

Figura 33. Creación de Los Gráficos de Producción Haciendo Uso de La Sección “Plots” de La Herramienta OFM .................................. 100 Figura 34. Visualización del Comportamiento de Producción de Los Yacimientos Haciendo Uso de La Sección “Plots”

Herramienta OFM.......................................... OFM................................................................................. ....................................... Figura 35. Módulo de Entrada de Datos para El Balance de Materiales (Sección “Material Balance” de La Herramienta MBAL)  ................... Figura 36. Ejemplo de Un Análisis de Sensibilidad En El ángulo de Encrochamiento Acuífero-Yacimiento Para El Cálculo del POES ...... Figura 37. Diagrama de Completación de Un Pozo con Bombeo Electrosumergible y Productor en Commingled de Dos Arenas ..........

100 102 102 104

Figura 38.del Gráfico Combinado de Producción y Parámetros Operacionales ...... 105 pozo Haciendo Uso de La Herramienta OFM Sección “Plots”  ...... Figura 39. Módulo Inicial de La Herramienta WELLFLO ................................... 106 Figura 40. Módulo de Carga de Información de Yacimiento al Simulador WELLFLO ..................................................... ........................................................................................... ...................................... 107 Figura 41. Módulo de Carga de Los Parámetros de Los Fluidos al Simulador WELLFLO WELLFLO para La Generación del PVT Sintético ............ 107 Figura 42. Módulos de Carga de Datos de Tubería de Producción y Revestimiento así Como de La Trayectoria del Pozo al Simulador WELLFLO ..................................................... .......................................................................... ..................... 108 Figura 43. Módulo de Carga de Los Datos de La Bomba Electrosumergible al Simulador WELLFLO ........................................ 108 xiv 

 

 

 Lista de figuras Figura 44. Visualización del Análisis Nodal y Rango de Operación de La Bomba Mediante el Simulador WELLFLO ......................................... 109 Figura 45. Construcción de Las Curvas de Chan Haciendo Uso de La Sección “Plots” de La Herramienta OFM ....................................... 110 Figura 46. Análisis de La Curva de Declinación (q vs t) Mediante La Sección “Forecast” de La Herramienta OFM.................................. 111

Figura 47. Análisis de La Curva Tipo Fetkovich Mediante La Sección ...................................................... 112 “Forecast” de La Herramienta OFM  .................................................. Figura 48. Módulo de Carga de Datos de La Sección “Forecast” Herramienta  OFM Para La Generación de La Predicción Mediante Las Curvas de Declinación .............................................. ................................................................... ..................... 113 Figura 49. Predicción de Las Reservas de Petróleo Mediante La Curva de Declinación (q vs t) Haciendo Uso de La Sección “Forecast”   de La Herramienta OFM.................................................. OFM....................................................................... ..................... 114 Figura 50. Predicción de Las Reservas de Petróleo Mediante de La Curva de Blasingame (Fw vs Np) Haciendo Uso La Sección “Forecast” de La Herramienta OFM  .................................................. ...................................................... Figura 51. Sección “Production Prediction” del Software MBAL ....................... Figura 52. Reporte de Resultados de La Sección “Production Prediction” del Software MBAL ............................................................................. ............................................... .............................. Figura 53. Módulo de Inicio del Sofware PETREL PETRE L “Reservoir Engineering  Core” ...................................................................................................... ..................................................... ............................................... Figura 54. Revisión del Cotejo Histórico de Producción por Pozo en El Modelo De Simulación Haciendo Uso de La Herramienta PETREL “Reservoir Engineering Core”  .............................................. Figura 55. Ventana de ECLIPSE100 al Momento de Realizar la Corrida de Simulación ................................................ ....................................................................................... .......................................

115 116 117 118

118 119

Sección “Decline Curve Analysis” del Software MBAL .................... 121 Figura 57. 56. Reporte Figura de Los Resultados de La Predicción Realizada Mediante La Sección “Decline Curve Analysis” del Software

MBAL.................................................... ................................................................................................... ............................................... Figura 58. Visualización 3D de Las Capas Conectadas al Intervalo Productor del Pozo Haciendo Uso de La Herramienta PETREL “Reservoir Engineering Core” ............................................................... ................................................. ............ Figura 59. Información Disponible, Yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3), Campo Guafita Sur ................................................. ............................................................................... .............................. Figura 60. Comportamiento Histórico de Presión de Los Yacimientos Quevedo ................................................. ................................................................................................ ...............................................

xv 

122

124 127 129

 

 

 Lista de figuras Figura 61. Mapa de Burbujas de Producción Acumulada de Fluido de Los Pozos Productores de Los Yacimientos Quevedo ................................ 130 Figura 62. Regiones de Presión Establecidas para Los Yacimientos Quevedo en El Modelo de Simulación Dinámico................................................ 131 Figura 63. Cotejo Histórico de Presión de Los Yacimientos Quevedo en El Modelo de Simulación Dinámico ......................................................... ....................................................... .. Figura 64. Comportamiento Histórico de Producción de Los Yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3) ....................................................................... .................................................. ..................... Figura 65. Distribución Inicial de Los Fluidos de Los Yacimientos Quevedo en El Modelo de Simulación Dinámico ................................ Figura 66. Prueba de Linealidad de La Función “Y” de Los Análisis PVT Disponibles Para Los Yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3) ............... Figura 67. Cálculo del POES de Los Yacimientos Quevedo Mediante La Ecuación de Bal Balance ance de Materiales .................................................... ........................................................ Figura 68. Cotejo Histórico de Presión de Los Yacimientos Quevedo Obtenido del Balance de Mate Materiales riales ..................................................... ................................................... .. Figura 69. Índice de Empuje de Los yacimientos Quevedo Obtenido Mediante el Establecimiento de Balance de Materiales ....................... Figura 70. Distribución de Los Pozos Completados en Los Yacimientos Quevedo Según Su Esquema de Completación.................................... Figura 71. Período de La Producción del Pozo GF-70 que Cumple Con Las Condiciones Para El Análisis de Declinación ........................ Figura 72. Curvas de Comportamiento de La Bomba Electrosumergible Operativa en El Pozo GF-70 Durante El Período de La Producción Comprendido Entre Junio de 2005 y Marzo de 2009 ................................................................................................. .................................................. ............................................... Figura 73. Análisis Nodal del Pozo GF-70 Para El Período de La

132 133 135 137 139 140 141 143 145

146

Producción Comprendido entre Junio de 2005 y Marzo de 2009 ................................................................................................. .................................................. ............................................... 147 Figura 74. Diagnóstico de La Procedencia del Agua del Pozo GF-70 Para El Período de la Producción Comprendido Entre Junio de 2005 y Marzo de 2009 Utilizando El Método de Chan ................................. 148 Figura 75. Diagnóstico de La Procedencia del Agua del Pozo GF-70 Para El Período de la Producción Comprendido Entre Junio de 2005 y Marzo de 2009 Utilizando El Método de Ramos .............................. 149

xvi 

 

 

 Lista de figuras Figura 76. Comparación Entre La Tasa Óptima de Operación de La Bomba Operativa Durante El Período de Producción Identificado Por Pozo, La Tasa Real promedio de Fluido Aportada Por El Pozo Durante El Mismo Período y Su Capacidad de Producción Determinada Mediante Análisis Nodal............................................... Nodal................................................... 151 Figura 77. Número de Pozos Según El Tipo de Declinación Obtenido Mediante El Análisis de Las Curvas de Declinación q vs t, q vs Np y Tipo Fetkovich ..................................................................... ................................................ ..................... 154 Figura 78. Tasa de Declinación Obtenida Mediante El Análisis de Las Curvas de Declinación q vs t, q vs Np y Tipo Fetkovich Para El Tipo de Declinación Exponencial ................. ................................... .................................... .................. 154 Figura 79. Coeficiente de determinación del modelo de declinación

Exponencial Determinado Por Pozo Para El Período de Producción Identificado................................................... ........................................................................ ..................... 155 Figura 80. Análisis de Las Curvas de Declinación de Producción q vs t y q vs Np, del Período de Producción Identificado Para El GF-70 ..................................................... ........................................................................................... ...................................... Figura 81. Pozo Análisis de La Curva Tipo Fetkovich del Período de Producción Identificado Identificado Para El Pozo GF-70 ...................................... Figura 82. Comportamiento Histórico de Producción de Los Pozos Activos Para La Fecha Junio 2013 a Nivel de Los Yacimientos Quevedo........................................................................... Quevedo.................................... ....................................... Figura 83. Tasa de Declinación del Período de La Producción Comprendido Entre Enero de 2012 y Junio de 2013 de Los Pozos Activos a Ni Nivel vel de Los Yac Yacimientos imientos Quevedo ......................... Figura 84. Coeficiente de determinación del modelo de declinación Exponencial Determinado Por Pozo a Condiciones actuales

156

Producción (Enero 2012-Junio 2013) .............................................. Figura 85. de Predicción de Las Reservas de Petróleo del Pozo GF-26 a  Nivel de Los Yacimiento Quevedo Mediante La Curva de Declinación Tasa vs Tiempo .................................................... ................................................................ ............ Figura 86. Predicción de Las Reservas de Petróleo de Los Pozos GF-64 y GF-68 a Nivel de Los Yacimientos Quevedo Mediante La Curva de Declinación Tasa vs Tiempo.......................................... Tiempo.............................................. Figura 87. Predicción de Las Reservas de Petróleo de Los Pozos GF-70 y GF-89 a Nivel de Los Yacimientos Quevedo Mediante La Curva de Declinación Tasa vs Tiempo................................ Tiempo............................................ ............

160

xvii 

157

158

159

161

162

163

 

 

 Lista de figuras Figura 88. Predicción de Las Reservas de Petróleo del Pozo GF-26 a Nivel de Los Yacimiento Quevedo Mediante La Curva de Blasingame (Fw vs Np) .............................................. ................................................................... ..................... 164 Figura 89. Predicción de Las Reservas de Petróleo de Los Pozos GF-64 y GF-68 a Nivel de Los Yacimiento Quevedo Mediante La Curva de Blasingame (Fw vs Np) ...................................................... .......................................................... Figura 90. Predicción de Las Reservas de Petróleo de Los Pozos GF-70 y GF-89 a Nivel de Los Yacimiento Quevedo Mediante La Curva de Blasingame (Fw vs Np) ................................................. ..................................................... Figura 91. Predicción de Las Reservas de Petróleo de Los Pozos Activos a Nivel de Los Yacimientos Quevedo Mediante La Aplicación de La Ecuación de Balance de Materiales ............................................ Figura 92. Cotejo histórico de Producción del Pozo GF-70 en El Modelo Dinámico de Simulación de Los Yacimientos Quevedo ...................... Figura 93. Cotejo Histórico de Producción del Pozo GF-68 en El Modelo Dinámico de Simulación de Los Yaci Yacimientos mientos Quevedo ...................... Figura 94. Cotejo Histórico de Producción del Pozo GF-26 en El Modelo Dinámico de Simulación de Los Y Yacimientos acimientos Quevedo ...................... Figura 95. Predicción de Las Reservas de Petróleo de Los Pozos GF-70, GF-68 y GF-26 Mediante El Modelo Dinámico de Simulación de Los Yacimientos Quevedo ................................................... ............................................................... ............ Figura 96. Comparación de Las Reservas de Crudo Estimadas Por Pozo Mediante Diferentes Modelos de Estimación de Perfiles de Producción ..................................................... .......................................................................... ..................... Figura 97. Comparación de Las Reservas de Crudo Estimadas Para Los Yacimientos Quevedo Mediante Diferentes Modelos de Estimación de Perfiles de Producción ................................................ .................................................... Figura 98. Comportamiento Futuro de Producción de Los Yacimientos Quevedo Según el Escenario de Explotación Definido ........................ Figura 99. Distribución de Las Reservas Remanentes Desarrolladas de Los Yacimientos Quevedo ................................................... ............................................................... ............ Figura 100. Evaluación Petrofísica del Pozo GF-64 a Nivel de Los Yacimientos Quevedo ................................................... ........................................................................ ..................... Figura 101. Aporte de Fluido de Los Intervalos Productores del Pozo GF-70 Según El Modelo Dinámico de Simulación de Los Yacimientos Quevedo ........................................................................ ................................................... ..................... Figura 102. Aporte de Agua de Los Intervalos Productores del Pozo GF-70 Según El Modelo Dinámico de Simulación de Los

165 166

167 169 170 170

171

173

174 178 180 181

183

Yacimientos Quevedo ................................................... ........................................................................ ..................... 183 xviii 

 

 

 Lista de figuras Figura 103. Aporte de Petróleo de Los Intervalos Productores del Pozo GF-70 Según El Modelo Dinámico de Simulación de Los Yacimientos Quevedo ................................................... ........................................................................ ..................... 184 Figura 104. Distribución de Las Reservas de Crudo de Los Yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3) Para La Fecha Junio de 2013...................... 186 Figura 105. Distribución de Las Reservas de Crudo del Yacimiento Q1 GF-5 GF-5 Para La Fecha Junio de 2013 .............................................. 187 Figura 106. Distribución de Las reservas de Crudo del Yacimiento Q2 GF-5 Para La Fecha Junio de 2013.............................................................. 2013......................................... ..................... 188 Figura 107. Distribución de Las reservas de Crudo del Yacimiento Q3 GF-13 Para La Fecha Junio de 2013.............................................................. 2013......................................... ..................... 189

xix 

 

 

 Resumen

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL DE LOS LLANOS OCCIDENTALES “EZEQUIEL ZAMORA” 

VICERRECTORADO DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO SOCIAL SUBPROGRAMA INGENIERÍA DE PETRÓLEO DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DE LOS YACIMIENTOS QUEVEDO DEL CAMPO GUAFITA SUR Autor: Br. Horacio Soto Tutor Académico: Profa. Rushbela Colmenares Tutor Industrial: Ing. Rosady García 

RESUMEN

El comportamiento de producción de los yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3) del campo Guafita área sur, ha sido afectado desde hace algunos años por la disminución del número de pozos activos y la alta producción de agua, lo cual ha generado incertidumbre en el comportamiento futuro de declinación de la producción, siendo entonces el objeto de la investigación, realizar un análisis de la declinación de producción de dichos yacimientos. La finalidad es aportar un modelo matemático basado en el análisis de curvas de declinación, dirigido a predecir el comportamiento futuro de producción. En primer lugar, fueron seleccionados los pozos con períodos de producción que garantizaran la confiabilidad del estudio, realizando entonces un diagnóstico por pozo del comportamiento de producción y de las condiciones del equipo de levantamiento. Seguidamente se determinó el modelo de declinación mediante el análisis de tres modelos de curvas de declinación (q vs t, q vs Np y tipo Fetkovich), las cuales revelaron un modelo tipo exponencial con una tasa de declinación actual de 0,11154 anual nominal y un coeficiente de determinación (R 2) de 0.83 mostrando una excelente calidad de ajuste. Consecutivamente el modelo de declinación determinado fue validado al realizar la predicción de las reservas de crudo de los pozos activos y comparar dichos resultados con los arrojados por otros modelos de estimación como curva de Blasingame, balance de materiales y simulación numérica de yacimientos. Finalmente se estimaron las reservas remanentes de los yacimientos utilizando el modelo determinado  basado en un escenario de explotación conformado por cinco pozos activos y 12 propuestas de reacondicionamiento, reflejando que de los yacimientos Quevedo se podría recuperar 6,69 MMbls en un tiempo aproximado de 21,6 años, dichas reservas gozan de certidumbre aunque deberían ser actualizadas en caso de que los pozos propuestos a reacondicionamiento no cumplan con el potencial comprometido.

Palabras claves: Curvas de declinación, Simulación, Predicción, Reservas.  E-mail: [email protected] xx 

 

 

 Introducción

INTRODUCCIÓN La declinación de producción es la disminución de la capacidad de aporte de  petróleo de un pozo o grupo de pozos en el tiempo, la cu cual al puede estar asociada a las condiciones cambiantes del yacimiento como consecuencia de la explotación del recurso, y/o a problemas mecánicos inherentes a la operación. Desde el punto de vista del yacimiento, la declinación de producción es un fenómeno inevitable debido a la naturaleza del comportamiento en función del tiempo de las variables involucradas en el aporte de crudo desde el reservorio al pozo. Por lo tanto, durante la explotación de un yacimiento, es necesario generar cada cierto tiempo un plan de desarrollo para restablecer la producción de crudo, por supuesto, en función de las reservas remanentes del reservorio. Es allí donde los modelos de estimación (curvas de declinación, balance de materiales, simulación numérica de yacimientos, entre otros) juegan un papel importante, ya que estos  permiten simular el comportamiento de producción del yacimiento y estimar las reservas remanentes del mismo, permitiendo de esta manera realizar las evaluaciones económicas correspondientes y justificar la inversión que pueda realizarse para llevar a cabo dicho plan. El objetivo principal del presente Trabajo Especial de Grado, es realizar un análisis de la declinación de producción de los yacimientos Quevedo, ubicados en el campo Guafita, área sur, con la finalidad de aportar un modelo matemático basado en el análisis de las curvas de declinación, el cual simule con la mayor exactitud posible el comportamiento de producción de estos yacimientos, dirigido a estimar las reservas remanentes de crudo de los mismos. El TEG está estructurado en cinco capítulos, en el capítulo uno se realiza el  planteamiento del problema, donde se exponen los objetivos, justificación y alcance del proyecto. El capítulo dos, corresponde al marco contextual, en este se plasman inicialmente los antecedentes del proyecto, luego se realiza una descripción del área de estudio, seguido de las bases o fundamentos teóricos empleados durante la investigación y finalmente se muestra el sistema de variables. El capítulo tres consiste 1 

 

 

 Introducción en la explicación de la metodología utilizada para llevar a cabo el proyecto, en el capítulo cuatro se realiza el análisis de resultados obtenidos por medio de la investigación, y por último, en el capítulo cinco se plasman las conclusiones y recomendaciones en base en los objetivos planteados.

2 

 

 

CAPITULO I EL PROBLEMA

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA El comportamiento de la producción de los yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3) del campo Guafita Sur, cuenca Barinas-Apure, ha sido afectado considerablemente desde hace algunos años por la disminución del número de pozos activos completados en estas arenas, tal impacto en la producción; aunado a la alta  producción de agua, han generado cierta incertidumbre en el comportamiento futuro de la producción de dichos reservorios. Desde el año 2010 hasta la actualidad, la disminución del número de pozos activos ha sido de un 44.4% lo que se traduce en un cambio de la tasa de petróleo de los yacimientos de 1200 BNPD a 345 BNPD según los reportes del sumario de  producción. En cuanto a la tasa de crudo promedio por pozo, ésta se encuentra alrededor de 70 BNPD con un corte de agua y sedimentos de 95.2%, tales cifras reflejan el alto manejo de afluentes durante la producción. Cabe destacar que cuando estos pozos alcancen un corte de agua y sedimentos de 98%, posiblemente sean considerados económicamente no rentables, lo que genera preocupación ya que ésta cifra está próxima a alcanzarse y de los yacimientos en estudio tan solo se ha extraído el 50,36% de sus reservas recuperables. Desde el punto de vista económico, la atención se centra en el comportamiento actual de producción, ya que como se mencionó anteriormente existe un alto manejo de afluentes que ha elevado los costos operacionales debido al incremento en la demanda de energía eléctrica e incremento en los volúmenes de química para el acondicionamiento del agua. Específicamente, este proyecto se concentrará en la predicción del comportamiento futuro de producción y con su realización se pretende responder la siguiente pregunta: ¿Cuál será el comportamiento futuro de declinación de  producción de los yacimientos Quevedo? Intrínseco en la respuesta de la interrogante 3 

 

 

Capítulo I: El Problema anteriormente formulada se responderán específicamente las siguientes preguntas: ¿Cuál es el modelo de declinación de producción de los yacimientos? ¿En cuánto se estiman las reservas remanentes y tiempo de vida productivo remanente de los yacimientos?

OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN OBJETIVO GENERAL Analizar la declinación de producción de los yacimientos Quevedo del campo Guafita sur.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1.  Identificar la causa natural de la declinación de producción de los yacimientos. 2.  Determinar el modelo de declinación de producción de los yacimientos. 3.  Evaluar la calidad de predicción del modelo de declinación determinado para los yacimientos. 4.  Estimar las reservas remanentes y tiempo de vida productivo remanente de los yacimientos.

JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN El porqué de este proyecto responde a la necesidad de conocer el comportamiento futuro de producción de los yacimientos Quevedo, campo Guafita, área Sur, cuenca Barinas-Apure, por cuanto solo a partir del conocimiento de las reservas remanentes de un yacimiento, se puede justificar la inversión que pueda realizarse para llevar a cabo la extracción de las mismas.

4 

 

 

Capítulo I: El Problema En cuanto al para qué del estudio, éste se realizará con la finalidad de aportar un modelo matemático basado en el análisis de curvas de declinación que simule con la mayor exactitud posible las condiciones cambiantes de los yacimientos; dirigido a  predecir su comportamiento futuro de declinación de producción, lo cual será una herramienta fundamental para la gerencia de yacimientos. Otra razón que justifica la realización del estudio propuesto, radica en que la Gerencia de Yacimientos, Distrito Apure, no cuenta con una metodología que permita determinar con la mayor certidumbre posible el modelo de declinación de producción de sus yacimientos, por lo que éste trabajo servirá de guía para futuros estudios sobre análisis de declinación de producción.

ALCANCE Y LIMITACIONES Alcance Describir el comportamiento futuro de la declinación de producción de los yacimientos Quevedo (Q1, Q2  y Q3) pertenecientes al campo Guafita Sur de la Subcuenca Apure, a partir de la Fecha Junio 2013 a través de un modelo matemático  basado en el análisis de las Curvas de Declinación. Declinación .

Limitaciones  

La no disposición de análisis PVT de uno de los yacimientos Quevedo, específicamente Q3. No obstante, Damas, J. (2011) mediante un estudio de simulación numérica denominado “Assessment

of production enhancement

through numerical simulation in Quevedo reservoirs, Guafita Sur oilfield”  realizó un hallazgo importante durante su desarrollo, y es que el modelo numérico confirma la comunicación existente entre los yacimientos Q1, Q2 y Q3 a través de sus fallas (fenómeno de yuxtaposición) razón por la cual se propuso que estos yacimientos sean tratados como un solo reservorio. 5 

 

 

Capítulo I: El Problema La propuesta de Damas, J. (2011) aunado a la similitud de las propiedades físicas del crudo de los yacimientos Quevedo (obtenidas éstas de los análisis de los fluidos de producción) hizo no indispensable la falta de análisis PVT a nivel del yacimiento Q3 para el logro de los objetivos de la investigación donde fue necesario la utilización de dichos datos.  

El deficiente cotejo histórico de producción de los pozos GF-64 y GF-89 en el modelo de simulación dinámico de los yacimientos Quevedo, ya que debido a la incertidumbre que representa realizar predicciones con el modelo de simulación en dichas condiciones cotejo, imposibilitó la comparación de las reservas de crudo de los pozos mencionados con respecto a las obtenidas mediante la curva de declinación (q vs t) a fin de evaluar la calidad de  predicción del modelo de declinación utilizado.

6 

 

 

CAPITULO II MARCO CONTEXTUAL

ANTECEDENTES DEL ESTUDIO Damas J. (2011), Título: “Assessment of production enhancement through numerical simulation in Quevedo reservoirs, Guafita Sur oilfield”,   el

objetivo

 principal fue generar el esquema óptimo de explotación de los yacimientos Quevedo,  basado en las oportunidades estimadas en el modelo. Un hallazgo importante durante su desarrollo, es que el modelo numérico confirma la comunicación existente entre los yacimientos Q1, Q2 y Q3 a través de las fallas, lo que se conoce como fenómeno de yuxtaposición y razón por la cual se propuso que estos yacimientos, sean tratados como un solo reservorio. Tal aporte es punto de partida para el análisis de declinación de producción de estos yacimientos, ya que al tratarlos como un solo reservorio, se simplifican los cálculos para el análisis de declinación, al igual que permite una mejor comprensión del comportamiento de los yacimientos.

Cuba C. (2012), Título: “Análisis de los modelos de estimación de producción utilizados en los yacimientos petroleros de México” ,

el objeto

 principal fue el de generar recomendaciones para lograr una mejor aplicación de los mismos, permitiendo reducir la incertidumbre en la predicción de perfiles de  producción. Una de las recomendaciones es que, en cuanto exista la posibilidad, se debe realizar mediante varios modelos de estimación las predicciones de producción de los yacimientos, realizando ajustes al modelo requerido y si es del caso, utilizar el conveniente en diferentes períodos de explotación. El aporte es considerable ya que  brinda una visión más amplia en cuanto a la aplicación ap licación de los diferentes modelos de estimación y su uso necesario para la reducción de la incertidumbre en el comportamiento futuro de la producción de los yacimientos. Específicamente a partir de esta idea, fueron realizadas las predicciones de producción de los yacimientos

7 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual Quevedo, mediante cuatro modelos de estimación distintos (curvas de declinación, curva de blasingame (Fw vs Np), balance de materiales y simulación numérica de yacimientos), verificando así la confiabilidad del tipo de declinación y tasa de declinación establecida establecida mediante el

análisis de las curvas de declinación de

 producción.

Díaz G. (2013), Título: “Declinación de producción de los yacimientos G-8 y G-10 del campo Guafita, área sur del Distrito Apure” realizó un análisis de la declinación de producción de los yacimientos mencionados mediante el uso de curvas de declinación de producción. Para ello fue indispensable la utilización del software Oil Field Manager (OFM) como herramienta integral de análisis de yacimientos. Los resultados arrojaron un tipo de declinación exponencial con unas reservas desarrolladas de 7886 Mbls. La contribución de este trabajo es significativa ya que  brinda una metodología bastante completa para la realización de este tipo de investigaciones en yacimientos con alta producción de agua, lo cual también, es una característica de los yacimientos Quevedo.

DESCRIPCIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO CUENCA BARINAS-APURE La Cuenca Barinas-Apure, es la tercera cuenca petrolífera de Venezuela en cuanto a volumen de recursos petrolíferos, con una superficie aproximada de 95000 Km2, es una depresión estructural situada en la región suroccidental del país. Está limitada al noreste por el Arco de El Baúl, al sureste y este por el Escudo de Guayana, al oeste y noroeste por Los Andes merideños, y al sur está separada de la Cuenca de Los Llanos Orientales de Colombia por el Arco de Arauca, entre los ríos Apure y Arauca (González de Juana et al., 1980).

8 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Figura 1. Ubicación Geográfica de la Cuenca Barinas-Apure.

Fuente: //www.pdvsa.com //www.pdvsa.com/PESP/Pages_pesp/aspectos /PESP/Pages_pesp/aspectostecnicos/index.htm tecnicos/index.html,l, (2014)

El Arco de El Baúl separa la Cuenca Barinas-Apure de la Cuenca Oriental de Venezuela y la Cordillera Andina la separa de la Cuenca de Maracaibo. La cuenca en su estado actual es pronunciadamente asimétrica, con un flanco meridional suavemente inclinado hacia el noroeste y un flanco septentrional marcado por afloramientos de rocas pre-cretácicas y cretácicas muy deformadas (González de Juana et al., 1980).Desde el punto de vista de generación y migración de hidrocarburos, se propone dividir la Cuenca Barinas-Apure en dos subcuencas independientes: Subcuenca de Barinas y Subcuenca de Apure, esta última representa  prácticamente la extensión septentrional de la Cuenca de Los Llanos de Colombia (González de Juana et al., 1980).

9 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual Dentro del esquema sedimentario, la región de Barinas y Apure se comportó como una única cuenca durante el Cretácico, mientras que, durante el Paleógeno se separa en dos subcuencas. Estas subcuencas pueden ser clasificadas durante su evolución como cuencas con diferentes historias tectono-sedimentarias A continuación se muestra una sección NO-SE de la cuenca Barinas-Apure en donde se  puede observas sus distintas formaciones: fo rmaciones:

Figura 2. Sección NO-SE de La Cuenca Barinas-Apure.

Fuente: Espinoza, R. (2005)

Dentro de esta cuenca se han descubierto 16 campos petroleros, de los cuales 14 (Páez Mingo, Hato viejo, Sinco, Silvestre, Estero, Palmita, Silván, Maporal, Caipe Torunos, las Lomas, Borburata, Bejucal y Obispos)   están ubicados al sureste del estado Barinas. Los restantes dos campos, Guafita y La Victoria, están ubicados en la zona de Apure, en el borde sur de la cuenca, cerca de la frontera colombo-venezolana. 

10 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

CAMPO GUAFITA 1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO GUAFITA Está ubicado al sur del estado Apure, en el municipio Páez, a unos 43 Km hacia el suroeste del poblado de Guasdualito y 3 Km. al norte del río Arauca, en el límite con Colombia, hacia donde continúan los yacimientos del campo Guafita, en el campo Caño Limón. El campo Guafita está localizado entre las coordenadas UTM:  N: 772000-776000; E: 271000-278000.

Figura 3. Ubicación Geográfica del Campo Guafita.  

Estado Apure

Campo Guafita

Soto, H. (2014)

11 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

2. GENERALIDADES DEL CAMPO GUAFITA Como se aprecia en la figura 4, el campo Guafita está divido por una falla transcurrente dextral de carácter regional denominada Guafita-Caño Limón, con orientación N 60° E, que divide el campo en dos bloques: Norte y Sur, en el bloque  Norte, de mayor área (28 Km2) se pueden encontrar dos arenas productoras G-9 y G-10; la primera posee mayor cantidad de reservas de hidrocarburos. El Área Sur de Guafita comprende una extensión de aproximadamente 10 Km2, éste bloque ha sido afectado por varios regímenes tectónicos compresivos, de los cuales el más importante fue la compresión Oligo-Mioceno relacionada con el levantamiento de Los Andes, que originó el sistema de fallas inversas de rumbo Noreste-Suroeste. 

Figura 4. Subdivisión del Campo Guafita.

Guafita Norte Guafita Sur N

Fuente: EEIIYY PDVSA División Boyacá. (2014)

12 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual En esta zona del campo están identificadas seis unidades de origen fluviodeltáico (G7 2, G7-¾, G-8, G9-½, G9-¾ y G-10) posiblemente con influencia de mareas de la formación Guafita y los yacimientos Q-1, Q-2 y Q-3 de la formación Quevedo. En la figura 5 se puede observar la correlación estratigráfica entre los campos Guafita Norte y Sur con las arenas productoras respectivamente.

Figura 5. Correlación Estratigráfica del Campo Guafita.

Fuente: Espinoza, R. (2005)

13 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

3. ANTECEDENTES DEL CAMPO GUAFITA El primer pozo exploratorio a perforar del campo fué el GF-1X en el año 1984 en el bloque norte, este pozo se inició con una producción de 2000 BNPD de 29,8 °API, su explotación surge debido a los descubrimientos de crudo liviano por la empresa occidental de Colombia en el complejo La Yuca-Caño Limón, el poco éxito de la perforación de avanzada en el campo Alpuf (Costa Occidental Del Lago de Maracaibo), y los buenos resultados de la sísmica de reconocimiento de Apure y la  presencia de menes en el área de Guafita. Gua fita. Los primeros cuatro pozos exploratorios de CORPOVEN, S.A. (actualmente PDVSA) fueron perforados en el bloque norte del campo Guafita, del lado levantado de la falla Guafita-Caño Limón, con resultados exitosos pero solamente atravesando una columna petrolífera delgada de aproximadamente 40 pies. El pozo GF-5X, orientado en rumbo con los pozos del Campo La Yuca (Colombia), fue el primero que se perforó en el bloque sur o lado deprimido de la falla, penetrando una columna de petróleo mayor que la columna descubierta en el norte y similar a la de los pozos colombianos de aproximadamente 150 pies. La producción comenzó oficialmente en el año 1986 después de la instalación de oleoductos y bombas centrífugas en la mayoría de los pozos. Para abril de 1997 se habían perforado 92 pozos en el Campo Guafita con 40 pozos activos en el bloque sur. Los yacimientos de este campo se caracterizan por tener una baja relación gas petróleo. El mecanismo de empuje de los yacimientos es hidráulico, producto de un acuífero que se alimenta continuamente en los afloramientos de los andes venezolanos, manteniendo así su energía, con una agua de poca salinidad. Inicialmente los yacimientos del Campo Guafita fueron explotados por flujo natural, sin embargo dos años después de iniciada su explotación, se implementó como proceso suplementario de producción el bombeo electrosumergible, en todas las arenas productoras. Con el desarrollo y crecimiento del campo, se fueron incrementando los problemas de arenamiento y producción prematura de agua. En la actualidad (Junio 2013) el campo Guafita produce mensualmente alrededor de 512 14 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual Mbls de crudo mediano, lo cual representa el 42% de la producción total de los campos de la cuenca Barinas-Apure.

CAMPO GUAFITA SUR 1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO GUAFITA SUR El área sur del campo Guafita posee una extensión aproximada de 10 km 2, localizada al sur del estado Apure, en el cual se encuentran ubicados los yacimientos G7-2, G7-¾, G-8, G9-½, G9-¾, G-10, Q-1, Q-2 y Q-3. Estas arenas poseen buenas  propiedades petrofísicas, entre ellas, porosidades en el orden de 28% y  permeabilidades que oscilan entre 1500 md y 3500 md. En las mismas se encuentran encu entran almacenados crudos con gravedades API entre 27° y 30°, clasificándose como crudos medianos. Este campo produce actualmente (Junio 2013) alrededor de 329 Mbls de crudo mensual, con una relación agua petróleo promedio de 15 y un porcentaje de agua y sedimentos promedio de 94, lo que refleja el alto manejo de afluentes durante la producción, esto debido a que los yacimientos poseen un mecanismo de  producción hidráulico, cabe destacar que estos reservorios poseen presiones de yacimiento entre 2000 psi y 3200 psi con presiones de burbuja entre los 50 y 200 psi, clasificándolos como sub-saturados y permitiendo que la relación gas- petróleo se mantenga muy baja, alrededor de 25 PCN/BN. El método de producción empleado mayormente en este campo es el bombeo electrosumergible (BES).

2. DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO GUAFITA SUR La estratigrafía atravesada por los pozos del área consiste en sedimentos Oligoceno-Mioceno (Formación Guafita) que descansan discordantemente sobre los sedimentos Cretáceos del Miembro Quevedo de la Formación Navay. Dentro de la Formación Guafita se diferencian cuatro unidades informales denominadas G-7, 15 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual G-8, G-9 y G-10. En Guafita Norte, solamente las dos últimas tienen interés comercial y corresponden a Yacimientos con el mismo nombre (G-9 y G-10). Mientras que en Guafita Sur, dependiendo del área, todas las unidades pueden ser  productoras. Las arenas a renas G-7 y G-9 se dividen en dos sub-unidades, de d e esta forma, las unidades/yacimiento en Guafita Sur se denominan G-7-2, G-7-3, G-8, G-9-1/2, G9-3/4 y G-10. Con relación a los yacimientos del miembro Quevedo del Cretáceo se definieron 3 arenas en lugar de cuatro según la correlación anterior (Q-2, Q-3, Q-3B y Q-5). Estas arenas son: Q-1, Q-2 y Q-3. El cambio de los yacimientos del Miembro Quevedo de la Formación Navay se debe a la nueva interpretación de la discordancia Cretáceo-Terciario. Esta nueva distribución esta soportada por la interpretación de dicha discordancia en la sísmica 3D, con su distintivo carácter sísmico, y su calibración con la información proveniente de los pozos recientemente perforados donde se tomaron registros especiales de GR espectral que lo corrobora. Estos yacimientos, los cuales son objeto de estudio en la presente investigación, están ubicados en la formación Navay. Dicha formación se ubica en la edad coniaciense, se consideraron en conjunto a las formaciones Escandalosa y  Navay, afirmando que ambas se incluyen dentro de la superzona palinológica V y VI (Turoniense-Maastrichtiense), en los pozos de Guafita y la Victoria. La flora y fauna en el área del río Caparo, ubican al miembro en el Coniaciense-Maastrichtiense y al miembro Quevedo en el Maastrichtiense. La localidad tipo de esta formación está ubicada en el Río Navay, afluente del río Daradas, en la vertiente sureste de la sierra Cuchilla de Navay, al norte de la  población de San Joaquín de Nava Navay, y, distrito Libertador del d el estado Táchira, la misma está compuesta de lutitas silíceas, friables a no friables blandas duras, quebradizas, amarillo claro a crema y a blanco; como constituyentes menores de la formación, se  presentan areniscas lenticulares de grano angular, calcáreas a silíceas, color pardo claro a gris claro. 

16 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Figura 6. Columna Estratigráfica del Campo Guafita Sur.  

Fuente: Arteaga, L. (2009) 

YACIMIENTOS QUEVEDO 1. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS YACIMIENTOS QUEVEDO En términos petrofísicos, estos yacimientos se caracterizan por presentar excelentes propiedades de yacimiento, incluyendo una alta transmisibilidad, tanto horizontal como vertical, con rangos de permeabilidad de 0,8 a 6 Darcy y porosidades 17 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual alrededor del 25%. Por otra parte, el espesor neto productivo está entre 50 y 250 pies, las rocas están formadas principalmente de canales de arena y depósitos de barras. (PDVSA 2010). Los yacimientos Q1 GF-5, Q2 GF-5 y Q3 GF-13 fueron descubiertos entre 1985 y 1986 con la perforación de los pozos GF-5X y GF-13X, respectivamente. El hidrocarburo contenido es estos reservorios es de 29 °API (petróleo mediano), la la  presión de burbuja es bastante baja, en el orden de 105 psi, lo que permite clasificarlos como yacimientos sub-saturados, a sabiendas de que las las presiones iniciales poseen valores entre 3000 y 3300 psi. Además, presentan valores muy bajos de gas disuelto, alrededor de 10 PCN /BN. El mecanismo de producción principal es el empuje hidráulico, hidráulico, que de acuerdo con (Farrera, 2005) es dominado por el efecto hidrodinámico de un acuífero que se alimenta continuamente en los afloramientos de los Andes venezolanos, lo cual permite que la presión de estos yacimientos decline muy poco. La baja salinidad del agua indica una recarga constante de la flujo de agua subterránea (meteórico), similar a la situación de los reservorios del Eoceno Medio de los campos cretácicos de la sub-cuenca de Barinas. La producción de los yacimientos Quevedo comenzó oficialmente en el año 1986 después de la instalación de oleoductos y bombas centrífugas en la mayoría de los pozos, hasta la actualidad 65 pozos han sido perforados en estos reservorios de los cuales 18 han producido, alcanzando un volumen de petróleo acumulado a Junio de 2013 de 27,4 MMBN lo que representa un recobro alrededor del 34%. Hoy en día, hay 6 pozos activos los cuales producen alrededor de 350 BNPD con un corte de agua y sedimentos de 95%. De acuerdo con (PDVSA, 2013) estos yacimientos poseen un POES de 80 MMBN con un acumulado total de producción de  petróleo de 27,4 MMBN, y un factor de recuperación total de 64%, lo que significa que existen 24,03 MMBN de reservas remanentes en estos yacimientos. En la siguiente tabla, se muestran los datos oficiales de los yacimientos Quevedo por separado:

18 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Tabla 1. Datos Oficiales de los Yacimientos Quevedo. Q1 GF-5 

YACIMIENTOS  Q2 GF-5  Q3 GF-13  Mediano (29 °API) 

Tipo de Crudo Volumen (Acres-pies)

12,645

24,334

18,677

Porosidad (%)

25

25

28

Saturación de Petróleo (%)

80

80

65

Factor Volumétrico (BY/BN)

1.049

1.049

1,049

POES (MMBN)

18.7

35.98

25.13

Factor de Recobro (%)

58

75

54

10.846

26.985

13.57

5.396

16.094

4.427

5.450

10.891

9.143

Reservas Recuperables (MMBN) Producción Acumulada de Petróleo (MMBN) Reservas Remanentes (MMBN)

Fuente: Libro de Reservas del Distrito Apure, PDVSA División Boyacá. (2012)

Los yacimientos Quevedo, estratigráficamente se encuentran situados en la formación Navay de edad Cretáceo Tardío, su origen se atribuye a la acumulación de sedimentos marinos someros con posible influencia de mareas (L.E.V, 2005). La estructura que acumula los hidrocarburos es una especie de anticlinal con orientación  NE - SW, la base del yacimiento es una lutita continua correspondiente al Miembro La Morita de la Formación Navay y hacia el tope se presenta una superficie discordante que representa el Límite Cretácico- Terciario (Límite K/T).

19 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Figura 7. Horizontes Estratigráficos de Las Unidades Informales del Miembro Quevedo.

Fuente: Arteaga, L. (2009) 

BASES TEÓRICAS

DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN Es la disminución de la capacidad de producción de un pozo o grupo de pozos en el tiempo, la cual puede estar asociada a las condiciones cambiantes del yacimiento debido a la explotación del recurso y/o a condiciones mecánicas inherentes a la operación. La declinación de producción asociada a las condiciones cambiantes de los yacimientos es causada principalmente por dos factores, los cuales, están inmersos en la ecuación de Darcy, uno de ellos es el factor energía, es decir, la disminución de la

20 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual  presión del reservorio en función del tiempo debido a su explotación, que según Darcy, tiene un impacto considerable en la tasa de producción total y por ende en la tasa de crudo. Por supuesto, el grado de impacto dependerá del mecanismo de  producción del yacimiento, por ejemplo, para un yacimiento con fuerte empuje hidráulico, la declinación de presión en función del tiempo será leve y entonces, éste no será el principal factor responsable de la declinación de la producción, para tal caso el fenómeno roca-fluido será quien juegue el papel más importante, y por ende, es el otro factor con mayor influencia en la declinación de la producción. Cuando se habla del fenómeno roca-fluido en la disminución de la producción de crudo, específicamente se refiere a la progresiva disminución de la permeabilidad relativa del crudo debido al aumento de la saturación de agua, causado por la actividad del acuífero y su progresivo avance. En tanto, la declinación de producción asociada a condiciones mecánicas, es ocasionada por las condiciones del equipo de levantamiento, las condiciones del hoyo y cuando realiza un análisis de declinación por yacimiento, el cambio en el número de  pozos activos, puede considerarse también una causa de este tipo de declinación. Para conocer el impacto en la producción de crudo en lo que respecta a las condiciones del equipo de levantamiento, debe tenerse claro, cuales son las variables operacionales que guardan relación con la tasa de producción, por ejemplo, para un pozo que  produzca con la ayuda de un equipo BES (bomba electrosumergible), el tipo de  bomba, la frecuencia de trabajo y el nivel dinámico del fluido en el pozo, son variables muy importantes que permiten al ingeniero durante un análisis de declinación, conocer en que período de la historia de producción, el pozo sufrió una declinación mecánica. En relación a las condiciones del hoyo, la migración de finos y la comunicación mecánica son quienes causan mayor impacto, este último puede ser por el aumento de la relación agua petróleo o RGP debido al ingreso de fluido indeseable al pozo, existiendo esta comunicación entre el revestidor y la formación o entre dos zonas aisladas por una empacadura, tales situaciones pueden ser diagnosticadas con la

21 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual finalidad de corregirlas y restablecer la tasa de producción o previo a un análisis de declinación para evitar de que estas influyan en los resultados.

MECANÍSMOS DE PRODUCCIÓN PRIMARIOS Desde el punto de vista de la dinámica de un yacimiento, la sola existencia de hidrocarburos no implica que éstos sean producibles. Además de su presencia también es indispensable que ese sistema cuente con un nivel de energía suficiente  para que los hidrocarburos sean expulsados desde el medio poroso hacia el pozo o hasta la superficie. Para que el agente desplazante pueda cumplir su función es necesario disponer de una fuente de energía suficiente que se encargue del trabajo de desplazamiento. Esta energía natural presente en las acumulaciones de hidrocarburos es suplida por una serie de mecanismos de empuje. Estos mecanismos son los siguientes: empuje hidráulico, expansión de la roca y de los fluidos, capa de gas, gas en solución y combinado. Para efectos de este proyecto se definirán solamente el empuje hidráulico y el de expansión de la roca y los fluidos.  

1. EMPUJE HIDRÁULICO Es el mecanismo que se activa cuando la disminución de presión del yacimiento origina la expansión de un acuífero adyacente al mismo. El desplazamiento puede ser activo o parcial, según el reemplazo volumétrico de fluido del acuífero al yacimiento; y dependiendo de la situación con respecto a la zona de  petróleo, se les denomina de dos formas, acuífero de fondo cuando están situados por debajo de la formación productora y acuíferos laterales o de flanco cuando se encuentran en la periferia de la zona productora. Una de las diferencias entre estos tipos de acuíferos es la relacionada con el área de la superficie de contacto entre el acuífero y la zona de petróleo, a la que se le denomina simplemente, contacto agua petróleo (CAP). En los acuíferos laterales solo una parte del área de la zona

22 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual  productora se encuentra en contacto con el acuífero. El factor de recobro varía entre un 35% y 50 % del POES.

2. EMPUJE POR EXPANSIÓN DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS Este tipo de mecanismo de producción tiene mayor relevancia en yacimientos subsaturados, en los cuales el gas en solución no es liberado hasta que la presión del yacimiento decline por debajo de la presión de burbujeo; sin embargo, está presente en todos los yacimientos. Cuando el petróleo es altamente subsaturado, mucha de la energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y de los fluidos; como consecuencia, la presión declina rápidamente a medida que se extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbujeo. Mientras ocurre esta reducción, y no exista en el yacimiento otro mecanismo de impulsión, la producción de hidrocarburos será debida a la expansión del petróleo líquido.

Figura 8. Historia Presión Producción para Diferentes Tipos de Empuje.

Fuente: Ferrer, P. (2001) 23 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

ANÁLISIS PVT Tres parámetros básicos: Presión, Volumen y Temperatura (PVT) son los que gobiernan en gran parte el comportamiento de producción de un yacimiento de  petróleo. Se llama análisis PVT al conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio l aboratorio  para determinar las propiedades, y su variación con presión de los fluidos del yacimiento.

1. TIPOS DE LIBERACIÓN DE GAS Las pruebas de laboratorio usadas para obtener el comportamiento PVT deben simular los tipos de liberación gas- petróleo que ocurren durante el flujo de petróleo desde el yacimiento hasta los separadores en superficie. Dos tipos de liberación ocurren: DIFERENCIAL E INSTANTANEA.

Liberación Diferencial  Es aquella en la cual la composición total del sistema (gas + líquido) varía durante el agotamiento de presión. En este caso el gas liberado durante una reducción de presión es removido parcial o totalmente del contacto con el petróleo. La Figura 9, ilustra un proceso de liberación diferencial isotérmica. Inicialmente la celda contiene cierta cantidad de petróleo a una presión mayor o igual a la presión de burbujeo (P1   Pb) y a una temperatura T. Posteriormente la presión es disminuida aumentando el espacio disponible en la celda para el fluido. Al crear la presión (P2) por debajo de la  presión de bu burbujeo, rbujeo, ocurre la liberación de gas. Luego se s e rretira etira todo el gas g as liberado manteniendo la presión constante. Así, la composición del petróleo remanente es diferente a la original. Este procedimiento se repite hasta alcanzar la presión atmosférica (CIED, 1997).

24 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Figura 9. Proceso de Liberación Diferencial.  

Salida de Gas

      1      o       V

      O       E       L        Ó       R       T       E       P

P1

GAS

GAS       2       T       V       2      o       V

      O       E       L        Ó       R       T       E       P

     <

      2      o       V

      O       E       L        Ó       R       T       E       P

      O       E       L        Ó       R       T       E       P

      3      o       V       3       T       V

GAS

   O     E     L    Ó     R     T     E     P

   O     E     L    Ó     R     T     E     P

P2

P2

P2

     <

P3

P3

Fuente: Fernández, V. (2005)

Liberación Instantánea

Figura 10. Proceso de Liberación Instantánea.    1   o    V

   O    E    L    Ó    R    T    E    P

   2   o    V

   O    E    L    Ó    R    T    E    P

   3   o    V

     O      E      L        Ó      R      T      E      P

GAS    4   o    V

     O      E      L        Ó      R      T      E      P

GAS    5    T    V

     O      E      L        Ó      R      T      E      P

GAS

   6    T    V

     O      E      L        Ó      R      T      E      P

P1

     <

P2

     <

P3=Pb

P4

     <

P5

     <

P6

Fuente: Fernández, V. (2005) 

En este caso todo el gas permanece en contacto con el líquido, lo que significa que la composición total del sistema permanece constante durante el proceso de declinación de presión. La Figura 10, ilustra un proceso de liberación instantánea

25 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual isotérmica. Inicialmente la presión del petróleo es mayor que la de burbujeo (P1 Pb). Luego, el petróleo se expande a través de varias etapas. En este proceso se observa la variación de presión (P1P2P3…) y volumen (V1V2V3…) sin cambio de masa (no se retira gas de la celda).

2. CONSISTENCIA DE LOS RESULTADOS DE UN ANÁLISIS PVT Los datos reportados en un análisis PVT pueden estar sujetos a errores de medida en el laboratorio, y por esto es necesario chequear su consistencia antes de usarlo es estudios de yacimiento. El chequeo de consistencia se hace a través de las siguientes pruebas: Prueba de linealidad de la función “Y”.  

Prueba de densidad. Prueba de desigualdad. Prueba de balance de materiales. Prueba de La Linealidad de La Función “Y”  

Regularmente el informe de la prueba PVT incluye una tabla con la función “Y” calculada de los datos de expansión a composición constante. Los valores de la

función se grafican contra la presión y se debe obtener una línea recta cuando el crudo tiene poca cantidad de componentes no hidrocarburos y las mediciones en el laboratorio fueron hechas con precisión.  El comportamiento de la función “Y” cerca del punto de burbujeo permite conocer si la presión de burbujeo ha sido sobre o subestimada con relación a la presión de burbujeo real del crudo del yacimiento. Si la  presión de burbujeo señalada en el informe es superior a la real, los puntos de la función “Y” cerca de la presión de burbujeo se alejan por encima de la línea recta. En

cambio, si la presión de burbujeo del informe es inferior a la real, estos puntos se alejan por debajo de la línea recta.  A continuación se muestra la ecuación para el cálculo de la función “Y”. 

26 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

    

 

Donde,  Presión de burbujeo, lpca.  Presión inferior a  , lpca.   Volumen relativo,  

Prueba de Densidad Se debe cumplir que la densidad del petróleo saturado con gas a la presión de  burbujeo de la prueb pruebaa de liberación diferencial sea igual a la calculada a partir de los datos de las pruebas de separadores. Esta prueba se considera válida si la diferencia no es mayor de 5%. La densidad recombinada matemáticamente a partir de las pruebas de separadores se calcula en la forma siguiente:

                        

   

Si se tienen varias pruebas de separador se usa el valor de



correspondiente a la presión óptima. Donde:

  densidad recombinada a partir de las pruebas de separadores, gm/cc.   gravedad específica del crudo de tanque.   gravedad específica del gas separado.   densidad del agua, lb/BN.  relación gas-petróleo en solución, PCN/BN.

  27 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Prueba de Balance de Materiales Esta prueba consiste en chequear si la

  experimental de la prueba de

  calculada por balance de materiales. La

liberación diferencial es igual a la

  de la liberación diferencial se necesita la siguiente información obtenida de la prueba diferencia entre los dos valores no debe exceder 5%. Para realizar el balance de masas PVT: Gravedad API del crudo residual. Relación gas-petróleo en solución a diferentes presiones. Factor volumétrico del petróleo a diferentes presiones. Gravedad específica del gas liberado en cada etapa de liberación. En la deducción de las ecuaciones para calcular

 se tomará como base un

litro de petróleo residual a condiciones normales (60 °F y 14.7 lpca). A 14.7 lpca y 60 °F Masa de petróleo,

     

   

                 

   

Masa de gas en solución,

    28 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual Volumen de gas en solución,

   

Relación gas-petróleo en solución,

 

  

A 14.7 lpca y T (temperatura de prueba) Masa de petróleo,

   (no varía)

La masa y volumen de gas en solución y la relación gas-petróleo en solución siguen siendo cero.

        



A  y T Masa de petróleo,

  

 

Significado de los sub-índices: d = diferencial i = nivel de presión i. Incremento de la masa de gas en solución entre las presiones

      29 

 y  ,  

 

 

Capítulo II: Marco Contextual Volumen de gas en solución correspondiente a

 :

       

   



Relación gas-petróleo en solución a  ,

        

 

Prueba de Desigualdad Una restricción importante que deben cumplir los datos PVT para que sean consistentes es:

       

 

Si esta desigualdad es violada en datos suministrados a simuladores numéricos, los programas envían mensajes de error.

BALANCE DE MATERIALES El concepto de balance de materiales se asocia en ingeniería de yacimientos con el equilibrio volumétrico que existe en el yacimiento entre los fluidos que originalmente contiene y que quedan en él, después de haberse producido una determinada cantidad de petróleo debido a una declinación de la presión. Generalmente la producción de petróleo origina la entrada de fluidos provenientes de una capa de gas o de un acuífero, de la expansión de los fluidos inicialmente  presentes en el yacimiento y de la expansión ex pansión de llaa rroca, oca, los cuales pasan a ocupar ocup ar el espacio poroso dejado por el petróleo. La ecuación de balance de materiales (EBM), 30 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual se reconoce desde hace mucho tiempo como una de las herramientas básicas para interpretar y predecir el comportamiento de los yacimientos, utilizando para ello un modelo tipo tanque que los describe basándose en la relación que debe existir siempre en un yacimiento de petróleo y gas que produce en condiciones de equilibrio. Cuando la EBM se aplica adecuadamente, puede utilizarse para: Estimar el petróleo en sitio (POES) y el gas en sitio (GOES). Estimar el tamaño de la capa de gas. Estimar la presencia, tipo y tamaño de un acuífero. Estimar el índice de empuje Predecir el comportamiento futuro de los yacimientos. Cabe destacar que para efectos de este proyecto todas las ecuaciones se describirán en función de un yacimiento subsaturado y con influjo de agua. El  balance volumétrico a condiciones de yacimientos puede ser expresado como: Fluidos producidos (BY) = Expansión del petróleo, (BY) + Reducción del volumen  poroso disponible a los hidrocarburos, (BY) + Intrusión de agua, (BY)

Ec. (11)

Reescribiendo la ecuación, haciendo uso de la nomenclatura comúnmente utilizada, quedaría de la siguiente manera:   En donde:

         

     

     

31 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual En cuanto al significado de la simbología y sus unidades, se presentan a continuación:  N= Petróleo original en sitio (POES), BN  Np= Petróleo producido acumulado, BN Wp= Agua producida acumulada, BN We= Influjo de agua acumulada, BY Boi= Factor volumétrico del petróleo a condiciones iniciales, BY/BN Bo= Factor volumétrico del petróleo, BY/BN Bw= Factor volumétrico del agua, BY/BN Cw= Compresibilidad del agua, Psi-1 Cf= Compresibilidad de la formación, Psi -1

= Cambio en la presión del yacimientos= Pi

 –  p,  p, Psi

1. ESTIMACIÓN DEL POES Como se mencionó anteriormente el cálculo de POES de un yacimiento se  puede realizar a través de la EBM, para ello solo hay que transformar dicha ecuación en una línea recta tal como lo estableció Havlena y Odeh. Considerado un yacimiento subsaturado y no volumétrico, veamos a continuación la representación de la EBM en una línea recta.

        

 

En donde:



 

En una gráfica cartesiana la ecuación 15, quedaría representada de la siguiente manera: 32 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Figura 11. Representación Lineal de La Ecuación de Balance de Materiales para un Yacimiento Subsaturado y con Influjo de Agua.

Soto, H. (2014)

Por supuesto el término We, debe ser calculado mediante un modelo de influjo de agua. Entre los modelos de influjo de agua se encuentran: Modelo de Schilhuis o de flujo contínuo Modelo de Fetkovich o de flujo contínuo Modelo modificado de Husrt o de flujo semi-contínuo Modelo de Van Everdinger-Hurst o de flujo no contínuo Modelo de Carter-Tracy o de flujo no contínuo. Para yacimientos con fuerte empuje hidráulico el modelo de Van Everdinger y Hurst ofrece la solución exacta a la ecuación radial de difisuvidad, y por lo tanto se considera la técnica correcta para el cálculo del influjo de agua. Sin embargo, debido a la superposición se requieren soluciones y su método implica cálculos tediosos,  para reducir la complejidad de los cálculos de influjo de agua, Carter-Trac Carter-Tracyy (1960)

33 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual  propusieron una técnica de cálculo que no requiere la superposición y permite el cálculo directo del influjo de agua. La diferencia principal entre la técnica de Carter-Tracy y la técnica Van Everdingen-Hurst es que la técnica de Carter-Tracy asume las tasas de influjo de agua constantes en cada intervalo de tiempo finito. Utilizando la técnica de Carter-Tracy, la afluencia de agua acumulada en cualquier momento, (tn), puede calcularse directamente a partir del valor anterior obtenido en (tn-1), como se muestra en la siguiente ecuación:

                  

 

Los influjos de agua adimensionales son calculados mediante tablas que están en función del tiempo adimensional. La nomenclatura utilizada en la ecuación descrita anteriormente es la siguiente: B= La constante de influjo de agua de Everdinger-Hurst, bls/día/psi tD tD= = Tiempo adimensional n= Se refiere al tiempo actual n-1= Se refiere al tiempo anterior = Caída de presión total, pi  –  –   p pn, Psi

PD´= Derivada de la presión adimensional PD = Presión adimensional

f= Ángulo de encrochamiento

=Porosidad del acuífero, fracción =Coeficiente de compresibilidad total,    , Psi h= Espesor del acuífero, pies

K=Permeabilidad del acuífero, md

=Viscosidad del agua del acuífero, cp = Radio del yacimiento, Pies 34 

-1

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

         

     

La siguiente aproximación puede ser usada para tD > 100:

  

 

La derivada viene dada por:

   

 

Cabe destacar que en yacimientos compartamentalizados y con varias regiones de presión, es necesario hacer un análisis previo del comportamiento histórico presión-producción, con la finalidad de elegir las presiones que representen al yacimiento como un solo tanque, es decir, a medida que se extraen fluidos de él, la  presión se vea reducida, de lo contrario, las presiones que no llevan una secuencia de declinación en función del petróleo producido acumulado, deberán ser descartadas. La certidumbre del POES obtenido a través de la EBM, dependerá del cotejo entre el comportamiento histórico de presión del yacimiento y el simulado. El comportamiento simulado de la presión se obtiene mediante la ecuación 24. Para generar el cotejo deben realizarse sensibilidades en parámetros como la relación de radios

 y el ángulo de encrochamiento  , ya  , ya que son los más influyentes desde

el punto de vista energético, de esta manera una vez realizado el cotejo, se podrá utilizar el balance de materiales como herramienta confiable para la predicción.

35 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

2. CÁLCULO DEL ÍNDICE DE EMPUJE Los índices de empuje se definen en los yacimientos de petróleo para indicar la magnitud relativa de las diferentes fuerzas de energía presentes. En la ecuación general de balance de materiales, están incluidos los tres mecanismos o empujes  principales de producción que existen en un yacimiento: empuje ppor or gas en solución, empuje por capa de gas, empuje hidráulico y empuje por expansión de la roca y de los fluidos. Para efectos de este del proyecto se describirá solamente el empuje hidráulico. A continuación se muestra la ecuación para el cálculo de índice de empuje hidráulico:

      

 



En un análisis convencional de yacimiento, este índice permite un mejor

entendimiento del comportamiento histórico de la producción, y con ello la identificación de la variable de carácter natural con mayor influencia en su comportamiento.

3. PREDICCIONES MEDIANTE LA EBM Para realizar predicciones mediante el uso de la EBM, se debe despejar de la ecuación general establecida según el tipo de yacimiento, la variable que se desea estimar. Las comúnmente estimadas son la presión y la producción acumulada de  petróleo. La predicción mediante el uso de la EBM es un método convencional que es utilizado en yacimientos con una amplia historia de producción y presión, también  permite en muchos casos validar predicciones realizadas mediante otros modelos de estimación. A continuación se presenta las ecuaciones comúnmente utilizadas en la  predicción, cabe destacar que se ha asumido un yacimiento subsaturado y no volumétrico. 36 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

En donde:

      

       

   

  

PRODUCCIÓN DE AGUA

El agua se encuentra presente en todos los campos petroleros y es el fluido más abundante en ellos, lo cual afecta todas las etapas de la vida del campo, desde la exploración, hasta su abandono, pasando por el desarrollo y la producción del mismo. Cuando se extrae petróleo de un yacimiento, tarde o temprano el agua proveniente de un acuífero subyacente o de los pozos inyectores se mezcla y es producida junto con el petróleo. Este flujo de agua a través de un yacimiento, que luego invade la tubería de producción y las instalaciones de procesamiento en la superficie y, por último, se extrae y se desecha, o bien se inyecta para mantener la presión del yacimiento, recibe el nombre de “ciclo del agua”.  

En el campo Guafita debido a que los yacimientos están asociados a un acuífero activo, la producción de agua es un tema de la cotidianeidad pero que es tratado con gran atención debido al impacto considerable que genera en la producción de crudo y por ende en el tema económico. Las variables que permiten un monitoreo constante de la producción de agua son: el porcentaje de agua y sedimentos y la relación agua-petróleo, un cambio brusco en ellas puede ser indicativo de un  problema a nivel del hoyo, en estos casos debe realizarse inmediatamente un diagnóstico de la procedencia del agua.

37 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

1. DIAGNÓSTICO DE LA PROCEDENCIA DEL AGUA El diagnóstico de la procedencia del agua, es un tema muy importante que en la mayoría de casos permite identificar la causa del problema asociado a la  producción de agua. En algunos casos se han realizado interpretaciones erróneas, como diagnosticar la elevación del contacto Agua-Petróleo, lo que puede conducir a abandonar prematuramente un yacimiento. El origen del agua perjudicial puede estar dado por ciertas condiciones intrínsecas del yacimiento o por problemas existentes en las cercanías del pozo. Por lo general, el flujo proveniente de las cercanías del pozo es la causa más critica pero sin embargo por hecho de estar relacionado con la completación del pozo no deja de ser una de las causas con más oportunidades de tratamiento. Para diagnosticar la  procedencia del agua se han desarrollado diferentes técnicas, entre las cuales destacan: el método de Chan y el método de Ramos.

Método de Chan Esta metodología fue desarrollada por K. S. Chan en el año 1995, dicha técnica se basa en la construcción de gráficos doble logarítmicos donde se representa la Relación Agua-Petróleo (RAP) y su Derivada (RAP’) en función del tiempo. Estos gráficos han sido demostrados mediante numerosos estudios de simulación de yacimientos con diferentes características. A continuación se muestra la respuesta simulada de los casos tomados en cuenta para este proceso: 1.  Si se observa que la curva de la derivada (RAP’) disminuye con el tiempo, entonces estaríamos hablando de una conificación.

38 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Figura 12. Patrón de Conificación según K. S.Chan.

Fuente: K. S. Chan. (1995)

2.  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 13. Patrón de Comunicación Mecánica según K. S.Chan.

Fuente: K. S. Chan. (1995)

39 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual 3.  El siguiente caso muestra un comportamiento de canalización o adedamiento, este fenómeno se observa comúnmente en yacimientos estratificados.

Figura 14. Patrón de Canalización según K. S. Chan.

Fuente: K. S. Chan. (1995)

4.  Por último en este grafico se representa un barrido normal del yacimiento por efecto del agua (corte de agua > 60 %).

Figura 15. Patrón de Avance Normal según K. S. Chan.

Fuente: K. S. Chan. (1995) 40 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual Cabe destacar que las curvas de Chan, son una técnica cualitativa y por ende se debe tener precaución con realizar diagnósticos a la ligera, por ello el proceso de depuración de la data de producción es un punto clave para identificar con la mayor certidumbre posible la procedencia del agua presente en el pozo analizado. Se recomienda no mezclar datos de producción de períodos diferentes, por ejemplo  períodos de producción natural con períodos de producción con levantamiento artificial, seleccionar los períodos de trabajos de RA/RC como un solo período en  particular para el cálculo de la derivada, así como detectar datos de producción incorrectos que puedan distorsionar el comportamiento de la curva de la derivada. El ingeniero encargado de realizar esta tarea debe tener amplio conocimiento de características del yacimiento como su estratigrafía, mecanismo de producción  predominante, entre otros, al igual que en caso de diagnosticar una comunicación mecánica, dicha afirmación debe ser fundamentada tanto por un análisis del registro de cemento del pozo, como también por un análisis del comportamiento del nivel dinámico de fluido en el pozo. Otro punto importante es que últimamente se acostumbra a generar una curva tendencia, tanto para la RAP como para la RAP´, con la finalidad de visualizar con mayor facilidad el comportamiento de dichas variables, esa técnica tiene una desventaja y es que por lógica matemática, el comportamiento de dicha tendencia estará afectada por el comportamiento histórico de la RAP y RAP´, siendo esto un inconveniente cuando se requiere diagnosticar un período de  producción en específico. A continuación se muestra una tabla que muestra la manera se como generan los datos necesarios para la construcción de las gráficas de Chan:

41 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Tabla 2. Procedimiento Para la Construcción de Los Gráficos de Chan. Tiempo (días)

RAP

 

RAP´ (RAP derivada)  

  

  

 



 

 



 

 

                 

Soto, H. (2014)

Método de Ramos A diferencia del método de Chan, el método de Ramos es un método cuantitativo, el cual se basa en el cálculo de la pendiente de la  RAP   y  RAP  derivada   derivada en función del tiempo transcurrido después de la ruptura del agua. Calculado el valor de la pendiente y tomando como guía el comportamiento de las curvas de chan, es  posible entonces diagnosticar la procedencia del agua. La ecuación mediante la cual Ramos relacionó la RAP  la RAP  con  con el tiempo, es la siguiente:

            42 

   

 

 

Capítulo II: Marco Contextual En caso de no poseer el valor de  RAP   directamente en función del tiempo, (Wp)   y el petróleo acumulado producido (Np) (Np),, Ramos relacionó el agua producida (Wp)  para entonces calcularla a través de d e la siguiente ecuación:

          Cabe destacar que el valor de tiempo de ruptura (

    ), se utiliza mayormente

en casos de inyección de agua, en caso de yacimientos con fuerte empuje hidráulico,

este valor puede asumirse como cero o simplemente tomar el tiempo en cuanto comience el incremento paulatino del corte agua. La metodología para el diagnostico de la procedencia del agua mediante el método de Ramos, trata simplemente de calcular el valor de la constante (m) (m)   de la ecuación 27, para ello se debe expresar dicha ecuación potencial de una forma lineal  para poder graficarla en una escala cartesiana. Aplicando propiedades del logaritmo, la ecuación que resulta, es la siguiente:

          

 

 , la pendiente de dicha recta               (m),, la cual se puede calcular mediante la como se observa en la ecuación 31, será (m) Así que, al graficar

técnica de mínimos cuadrados. Otra manera más sencilla, es usar el paquete

       en una escala logarítmica y realizar una regresión potencial   , donde  , donde (b) será la pendiente

Microsoft Office Excel, y generar una gráfica de (m).   (m).

Según Ramos, cuando el valor de (m) de la ecuación 27, es mayor a 1, entonces estaremos en presencia del fenómeno de canalización, mientras que si (m) (m) es  es menor a 1, el fenómeno será conificación, tal afirmación podemos comprenderla si 43 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual observamos la ecuación 28 la cual es también una ecuación potencial, en donde la  RAP  derivada (RAP´) sería (m-1),, de tal forma que si  pendiente de la ecuación de la la RAP    derivada (RAP´)  sería (m-1) m > 1, 1, la pendiente de dicha ecuación será positiva, lo que según Chan podría tratarse de una canalización, mientras que si m < 1 el valor de la pendiente sería negativo, lo que correspondería según Chan a una conificación. Sin embargo la experiencia indica que no siempre estos rangos señalados por Ramos se cumplen, ya que en ciertos casos cuando 0 < m < 1 es 1 es avance normal, mientras que m < 0 es 0 es conificación y m > 1 si 1 si corresponde con canalización.

ESTIMULACIÓN MECÁNICA O SUABEO El objetivo de este procedimiento consiste en realizarle prueba a los intervalos cañoneados de un pozo, a un grupo de intervalos o selectivamente a cada intervalo luego de un cañoneo o un recañoneo y debido a que estos intervalos no logran fluir en forma natural a superficie. También se realiza estimulación mecánica o suabeo luego de las operaciones posteriores a una estimulación química, luego de las operaciones  posteriores a trabajos de limpieza y toda operación en la que se requiera determinar las características del fluido y el comportamiento del nivel del mismo en el pozo. Los datos arrojados por este procedimiento permiten en muchos casos al ingeniero de  producción, construir la curva de afluencia af luencia del pozo. La Estimulación Mecánica (suabeo) se realiza por medio de la acción descendente y ascendente de la barra de Suabeo halada por el cable de 9/16” (Sand -

line), esta barra actúa como el pistón de una bomba de subsuelo ya que posee unas gomas las cuales cuando se encuentran posicionadas a la profundidad deseada, durante el ascenso permiten el desalojo del fluido contenido en el tubing en cada viaje, generando que la presión hidrostática descienda, provocando una fuerza de succión que induce la entrada de fluido desde la formación al agujero del pozo. El fluido recogido es dirigido a los tanques de prueba donde se lleva un registro de sus características como por ejemplo el porcentaje de agua y sedimentos, de igual manera en cada viaje se lleva el registro del nivel del fluido encontrado y la 44 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual  profundidad alcanzada alcanz ada por la barra de suabeo, estos registros se llevan en unas tablas que permiten el monitoreo de la operación. Si cada vez que se baje la barra de suabeo el nivel de fluido baja cada vez más, esto nos indica que el intervalo o los intervalos que se están evaluando se están secando, si por el contrario, cada vez que se baje la  barra de ssuabeo uabeo el nivel nive l ssee mantiene o logra subir, esto nos indica que el intervalo o los intervalos están aportando fluido. Los datos más importantes para un ingeniero de producción o de yacimiento son: el nivel de fluido estabilizado, nivel se sumergencia y viajes por hora. Cabe destacar que el nivel de fluido estabilizado es un promedio del nivel dinámico, es decir el nivel encontrado para el conjunto de veces que se realizó la prueba, este nivel como se mencionó anteriormente es mayor el que nivel inicial de fluido.

Figura 16. Representación Esquemática de La Operación de Suabeo. 

Fuente: Orlando, J. (2010) 45 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL Cuando el pozo deja de producir por flujo natural, es decir, que la energía que aporta el yacimiento ya no es suficiente para llevar los fluidos desde el fondo del  pozo hasta la superficie, es necesario una fuente de energía externa para conciliar nuevamente la oferta de energía del yacimiento con la demandada por la instalación que transportará los fluidos hasta la superficie . En estos casos, los métodos de levantamiento

artificial son la solución. Entre los métodos de levantamiento artificial destacan: levantamiento artificial  por gas, levantamiento por bombeo mecánico, levantamiento artificial por bombeo hidráulico, levantamiento artificial por cavidades progresivas y levantamiento artificial por bombeo electrosumergible.

1. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE Este método de levantamiento artificial comenzó a utilizarse en Venezuela en 1958, con el pozo Silvestre 14, ubicado en el Distrito Barinas de la División Boyacá, PDVSA. El bombeo Electrosumergible es un sistema de levantamiento artificial aplicado para desplazar volúmenes de crudo con una alta eficiencia y economía, en yacimientos potencialmente rentables (o en su defecto con grandes prospectivas) y en  pozos profundos, con el objeto de manejar altas tasas de flujo. Este método es aplicado generalmente cuando se presentan los siguientes casos: Alto índice de productividad. Baja presión de fondo. Alta relación agua-petróleo. Baja relación gas-líquido. El BES se basa en la utilización de bombas centrífugas (de múltiples etapas) de subsuelo ubicadas en el fondo del pozo, estas son accionadas por motores eléctricos, tiene un rango de capacidades que va desde 200 a 9000 BPD, el rango de 46 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual eficiencia está entre 18% y 68% y puede ser usado en pozos tanto verticales, desviados o inclinados. Una unidad típica de BES está constituida en el fondo del pozo por los componentes: motor eléctrico, protector, sección de entrada, bomba electrocentrífuga y cable conductor. Las partes superficiales son: cabezal, cable superficial, Tablero de control y transformador. Además, se incluyen todos los accesorios necesarios para asegurar una buena operación, como son: separador de gas, cable, válvula de drenaje, válvula de contrapresión, sensor de presión y temperatura de fondo así como dispositivos electrónicos para control del motor. La integración de los componentes mencionados anteriormente es indispensable, debido a que cada uno lleva a cabo una función esencial en el sistema  para obtener las condiciones de operación deseadas que permitan impulsar a la superficie los hidrocarburos. El método de bombeo electrosumergible posee gran cantidad de ventajas, entre ellas: Maneja altas tasa de flujo, se puede implementar en  pozos desviados, aplica en pozos que requieran tratamiento contra la corrosión, soportan altas presiones y temperaturas, fácil de instalar y operar y diversidad de tamaños. Cabe destacar que en el campo Guafita Sur, la mayoría de los pozos son desviados y las tasas de fluido que manejan son considerablemente altas debido razones estratégicas como los pozos completados en la frontera con Colombia y otros  porque sus niveles dinámicos son bastante altos, por lo que éste método va de la mano con las características de yacimientos de este campo. En cuanto a las desventajas de este método de levantamiento se encuentran: poseer fuente de corriente eléctrica confiable, limitaciones por el tamaño del revestidor, cables causan  problemas en el manejo de tubería, no se recomienda a profundidades mayores de 10000 pies (costo del cable) y la producción de sólidos y gas es problemática. En el campo Guafita Sur, debido a que los yacimientos son no consolidados, la producción de sólidos genera problemáticas en el EBES, ocasionando que el equipo falle con frecuencia, pero para reducir este problema, los

pozos son

empacados con grava o se les im plementa métodos de control de arena como “Frac47 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual Pack”  o “Sand Aid”, aunado a esto, se les aplica tratamiento contra la corrosión para

evitar la reducción del diámetro de la tubería y con ello la tasa de producción. En cuanto a la fuente de corriente eléctrica, esta no es una desventaja en el campo Guafita, ya que PDVSA posee suministro propio.

Bomba Hidráulicamente Balanceada La bomba electrosumergible es una bomba centrifuga multi-etapa cuya función principal es ayudar a transportar los fluidos hasta la superficie, su diámetro de fabricación depende del espacio que dispone cada pozo, el caudal de descarga depende de: la carga hidrostática, la velocidad de giro del bombeo Electrosumergible, diseño de las etapas internas y propiedades de los fluidos, el número de etapas define la potencia requerida y el volumen de fluido a producir. Los componentes mecánicos de cada etapa de la bomba son: un impulsor rotatorio y un difusor estacionario. Se habla de bomba hidráulicamente balanceada cuando el diseño realizado se ajusta a las condiciones reales del pozo; es decir que la presión que actúa sobre el impulsor mantiene ese flotante entre los difusores, lo que es lo mismo, la fuerza a cada lado de la etapa (succión y descarga) esta balanceada aproximadamente en el pico de la eficiencia o rango de operación recomendado por el fabricante. El rango de operación mostrado en la figura 17 nos indica el intervalo de diferentes caudales con los cuales la bomba trabaja con mayor eficiencia, pero tomando en cuenta que si el valor de llaa tasa de fluido se encuentra muy hacia la izquierda saliendo del rango de operación la bomba puede sufrir desgaste por empuje descendente (downthrust), mientras que si se trabaja con una tasa de fluido que sale del rango hacia la derecha la bomba puede sufrir un desgaste por empuje ascendente (upthrust).

48 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Figura 17. Ejemplo de Una Curva de Rendimiento Para Una Bomba Bomba a 60Hz Con Una Etapa.

Fuente: Norma API 11S4. (2002)

Cada vez que se cambia la velocidad de operación de una bomba al aumentar o disminuir la frecuencia de la corriente que alimenta el motor también cambia las características del desempeño de cada equipo, por lo tanto es de suma importancia  predecir estos cambios y se lo puede realizar aplicando las leyes de afinidad. Estas leyes mostraron que bajo condiciones similares o relativamente iguales ciertos  parámetros adimensionales se mantuvieron constantes. Al aplicar esta ley sobre cada uno de los puntos de desempeño en las curvas de las bombas que relacionan altura de columna de fluido vs caudal obtenemos resultados que muestran que la capacidad o caudal es directamente proporcional a la velocidad, la altura de columna de fluido generada es proporcional al cuadrado de la velocidad, la potencia de freno o BHP es  proporcional al cubo de la velocidad y la potencia generada por el motor es directamente proporcional a la velocidad.

49 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual Las “leyes de afinidad” pueden ser expresadas direc tamente en función de un

 parámetro eléctrico tal como la frecuencia en Hertz. Si el comportamiento de la  bomba a 60 Hz es conocido, se puede corregir c orregir a otra frecuencia:

   

 

              

   

La eficiencia de la bomba puede ser calculada mediante la siguiente ecuación:

                      

 

Donde: Alt. Columna= Pies Capacidad= Galones/mínuto BHP= Potencia al freno (HP) Cabe destacar que la eficiencia no puede ser medida directamente, debe ser calculada con los datos que se obtuvieron de las pruebas.

CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL SISTEMA La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado, de tal manera que la capacidad de producción del sistema 50 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos hasta la superficie. La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws, y la presión final, Psep: 



 

Donde:

 Caída de presión en el yacimiento.   Caída de presión en la completación.  Caída de presión en el pozo.  Caída de presión en la línea de flujo. Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del pozo, pero la

disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso de producción: cabezal del pozo, separador, entre otros. Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente varias tasas de flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual el yacimiento entrega dicho caudal de flujo al nodo, y la presión requerida en la salida del nodo para transportar y entregar dicho caudal en el separador con una presión remanente igual a Psep. La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía del yacimiento (Inflow Curve), y la representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de

Demanda de energía de la instalación (Outflow Curve). Si se elige el fondo del pozo como el nodo, la curva de oferta es la IPR (“Inflow Performance Relationships”) y la

51 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual de demanda es la VLP (“Vertical Lift Performance”), tal como se muestra en la

siguiente figura 18. Por ejemplo, Con el nodo en el fondo del pozo:

  Presión de salida del nodo: Pwf (demanda)= Psep + Pl + Pp

Presión de llegada al nodo: Pwf (oferta) = Pws - Py –   Pc

Figura 18. Curva de Oferta y Demanda de Energía en El Fondo del Pozo.

Fuente: Maggiolo, R. (2009) 

1. CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL POZO CON BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE Construcción de La Curva de Oferta Considerando el nodo en el fondo del pozo, en primer lugar es necesario calcular el índice de productividad, el cual puede ser obtenido a través de los datos

52 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual  petrofísicos del yacimiento o mediante los resultados arrojados de la evaluación con suabo al pozo, por su puesto el obtenido a través de este último es el más representativo. La información requerida de la evaluación con suabo es el nivel de sumergencia, el nivel de fluido estabilizado, los viajes por hora y el porcentaje de agua y sedimentos, también se requieren otros datos como el diámetro interno de la tubería de producción y la presión actual del yacimiento. Para efectos de este  proyecto, el procedimiento y las fórmulas que a continuación se muestran están en función de yacimientos subsaturados. Para mejor entendimiento del procedimiento se  puede observar la figura 16, la cual muestra una representación esquemática de la evaluación con suabo.

 

Cálculo de la tasa de fluido Primero es necesario calcular el volumen promedio de fluido recuperado por

cada viaje realizado durante el suabo, es promedio ya que se utiliza para su cálculo el nivel de fluido estabilizado, el cual es un promedio del nivel dinámico observado durante la prueba de suabo:

         

Donde:

 

V= Volúmen, Bls promedio recuperados por viaje. D= Diámetro interno de la tubería de producción, pulgadas.  Ns= Nivel de sumergencia, pies (MD)  NFe= Nivel de fluido estabilizado, pies (MD) Luego, con dicho volumen y los viajes por hora, podemos obtener la tasa de fluido en BFPD. 53 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

    

   

Donde: Q= Tasa de fluido, BFPD V= Volúmen recuperado por viaje, Bls/viaje 24= Factor de conversión, horas/día. VPH= Viajes por hora, viajes/hora Cálculo de la presión de fondo fluyente

 

Ésta se calcula a través de la fórmula de presión hidrostática, considerando dos fluidos, en este caso agua y petróleo.

 

 

Donde: Pwf= Presión de fondo fluyente, Lpc.

 = Gravedad de la mezcla, Lpc/pie.

Pmic= Punto medio del intervalo productor, pies (TVD).

 NFe= Nivel de fluido estabilizado, pies (TVD).

                

54 

   

 

 

Capítulo II: Marco Contextual  

Cálculo del índice de productividad

      

Donde:

 

Q= Tasa de fluido, BFPD. Pe= Presión actual del yacimiento, Lpc. Pwf= Presión de fondo fluyente, Lpc. Por último se despeja de la ecuación 42 la tasa de fluido, quedando de la siguiente manera:

 

 

Entonces se asignan valores a Pwf desde cero hasta el valor de Pe, obteniéndose diferentes tasas de fluido, y de esta forma se generan las dos variables necesarias para construir la gráfica de oferta.

Construcción de La Curva de Demanda La curva de demanda es la gráfica de presión de demanda versus tasa de fluido, la presión de demanda no es más que la energía necesaria para desplazar a dicha tasa un fluido desde un punto a otro en el sistema de producción, la presión de demanda es la sumatoria de una serie de caídas de presión. Las caídas de presión son ocasionadas por la reducción de la velocidad con que se desplaza el fluido. Considerando el nodo en el fondo del pozo y suponiendo el flujo de un fluido poco compresible o incompresible desde el fondo del pozo hasta el cabezal, la pérdida de su velocidad mientras fluye se deberá a dos factores importantes, ellos son la gravedad y la fricción, por supuesto asumiendo la presión de cabezal igual a cero.

55 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual A continuación se presenta la ecuación general del gradiente de presión dinámica:





                          Donde:

                                                           La componente de aceleración es muy pequeña a menos que exista una fase altamente compresible a bajas presiones (menores de 150 lpcm). En las ecuaciones anteriores: 



 ángulo que forma la dirección de flujo con la horizontal (=0° para flujo horizontal; =90° en flujo vertical).  densidad del la mezcla multifásica, lbm/pie . 3 

V = velocidad de la mezcla multifásica, pie/seg. g = aceleración de la gravedad, 32,2 pie/seg 2. g/g  = constante para convertir lbm a lbf. g/g

fm = factor de fricción de Moody, adimensional. d = diámetro interno de la tubería, pie.

56 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual El gradiente de presión dinámico no es más que la caída de presión por cada  pie de tubería, por su puesto para realizar dichos cálculos se requiere determinar las  propiedades de los fluidos en función de la presión y la temperatura ya que estas varían en función de la profundidad, además es necesario utilizar correlaciones de flujo multifásico. Entre las ecuaciones de flujo multifásico más comunes están: Correlación de Hagedorn & Brown, Correlación de Duns & Ros, Correlación de Orkiszewski, Correlación de Beggs & Brill. Cabe destacar, que es indispensable el uso de un simulador de flujo multifásico en tuberías en el computador ya que el cálculo es iterativo en presión y en algunos casos más rigurosos iterativos en temperatura y presión.

En yacimientos subsaturados en los cuales la presión de burbuja es muy baja a comparación de la presión del yacimiento, como lo es en los yacimientos del campo Guafita sur, el flujo de fluido en el pozo es monofásico, solo líquido hasta llegar al cabezal, así que la pérdida de presión está gobernada por el componente que considera el cambio de elevación y el componente que considera las pérdidas de  presión por fricción, el componente de aceleración es cero. A demás muchas ecuaciones necesarias para calcular variables de la ecuación general del gradiente de  presión dinámica se simplifican por el mismo hecho de ser un fluido monofásico. Considerando un análisis desde el fondo del pozo hasta el cabezal, la ecuación general de la presión de demanda para un pozo con EBES, es la siguiente:

             La presión de demanda total será la calculada a través del gradiente de presión dinámica desde el fondo del pozo hasta el cabezal, mientras que el TDH   (Total Dinamic Head), es la altura de fluido en pies que levantará la bomba, por lo que se multiplica por la gravedad del fluido y se divida entre 2.31 con la finalidad de convertirlo a presión (Lpc), es decir la presión requerida para levantar dicha altura de fluido, la cual será ejercida por la bomba.

57 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual



Donde:

 

HD= Longitud del espacio entre el cabezal y el nivel del fluido, pies. HF= Expresión en longitud de la caída de presión debido la fricción, pies. HT= Expresión en longitud de la presión de cabezal, pies.

  

 

 Profundidad de la bomba, pies (TVD) PIP= Presión de entrada a la bomba, Lpc. Gf= Gradiente del fluido, Lpc/pie.

          

  Profundidad del la bomba, pies (MD).      

   

Pwh= Presión del cabezal, Lpc.  Gravedad del fluido.

   

Análisis de Sensibilidad En análisis nodal, el análisis de sensibilidad se refiere a la cuantificación del impacto de una variable del sistema de producción en la tasa de producción. El análisis nodal de un pozo con EBES se centra la mayoría de veces en el número de etapas y la frecuencia de operación de la misma. Según las leyes de afinidad cuando

58 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual se realiza un cambio en la frecuencia de la bomba, su tasa de fluido se altera  proporcionalmente, ecuación 32. En la figura 19 se puede observar que a medida que se incrementa la la frecuencia de la bomba, la demanda de energía disminuye, y esto se puede explicar ya que al incrementarse la tasa de fluido, debido al aumento de la frecuencia, la presión de entrada a la bomba se reduce, lo que se conoce comúnmente como caída de  presión generada generad a por la bomba y que según la ecuación 47, esto causa un incremento en el HD el  HD y  y por ende en el TDH   ecuación ecuación 46, lo que causaría entonces la disminución de la presión de demanda ecuación 45, todo esto quiere decir que la bomba ahora levantará una mayor columna de fluido por lo que la energía aportada por el yacimiento será ahora suficiente para producir una tasa mayor.

Figura 19. Análisis de Sensibilidad en La Frecuencia de La Bomba con Nodo en El Fondo del Pozo. 

Soto, H. (2014)

59 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

ANÁLISIS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN 1. PRINCIPIOS GENERALES Análisis de declinación de producción es el análisis de las tendencias pasadas del comportamiento de declinación de producción de un pozo, grupo de pozos o en su totalidad de un yacimiento, esto es, el comportamiento de la gráfica de la tasa de  petróleo en función del tiempo o de la producción acumulada de d e petróleo. Las curvas de declinación son una de las formas más ampliamente utilizada en el análisis de datos empleados para la evaluación de las reservas de petróleo y/o gas y la predicción de producción futura. La técnica de análisis de curvas de declinación se  basa en la suposición de que las tendencias pasadas de producción y sus s us factores de control continuarán en el futuro y, por lo tanto, podrán ser extrapoladas y descritas  por una expresión matemática conocida como modelo mod elo de declinación constituida con stituida por factores como: tipo de declinación y tasa de declinación. Estos factores son una función compleja de numerosos parámetros relacionados con el yacimiento, el pozo y las facilidades de superficie. Ikoku (1984)  presentó un integral y riguroso procedimiento para el análisis de las curvas de declinación. Él señaló que las siguientes condiciones deben ser consideradas al momento de realizar un análisis de las curvas de declinación: 1. Ciertas condiciones deben prevalecer antes de que podamos analizar una curva de declinación con algún grado de fiabilidad. La producción de fluido debe haberse mantenido estable durante el período que está siendo analizado, el pozo debe estar produciendo con un tamaño de reductor constante o una presión de cabezal constante, y para un pozo con bombeo el nivel dinámico de fluido debe ser constante. Esto indica que el pozo debe estar produciendo a capacidad y bajo un conjunto dado de condiciones. La declinación de producción observada debe reflejar verdaderamente la productividad del yacimiento y no ser el resultado de una causa

60 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual externa, tal como, un cambio en las condiciones de producción, daño a la formación, controles de producción, o falla en el equipo de levantamiento. 2. Las condiciones del yacimiento deben prevalecer estables también. Esta condición normalmente se cumple siempre y cuando el mecanismo de producción no sea alterado. Sin embargo cuando se toma una acción para mejorar la recuperación de  petróleo o gas, tal como inyección de fluido, fracturamiento o acidificación, el análisis de las curvas de declinación puede ser utilizado para estimar el comportamiento del pozo o el yacimiento en ausencia del cambio y compararlo con el comportamiento real con el cambio. Esta comparación nos permitirá determinar el éxito técnico y económico de nuestros esfuerzos.

Por último, considerando que este método es empírico, se recomienda que continuamente se revisen los resultados realizando comparaciones con otras  predicciones o con la experiencia que se haya h aya acumulado.

2. CONCEPTOS FUNDAMENTALES Tasa de Declinación Nominal Se define como el cambio fraccional de la tasa de producción con el tiempo o, también, como la pendiente negativa de la curva que representa el logaritmo natural de la tasa de producción vs el tiempo, es decir:

          

 

donde  D  D   es la tasa de declinación nominal, años -1; q, la tasa de producción de  petróleo, BN/día y t, tiempo, años o meses.

61 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual La declinación nominal,  D,  D, por ser una función continua, se usa  principalmente para facilitar la derivación de otras relaciones matemáticas y se conoce también como índice o relación de pérdida. Si la tasa actual de declinación se multiplica por 100, nos dará el cambio porcentual que experimenta con el tiempo. Por  D  es 0,10/año, el cambio porcentual nos indica que la tasa actual de ejemplo si  D   producción está disminuyendo a un ritmo del 10% al año. Debido a que este análisis sólo puede realizarse cuando la tasa está disminuyendo, D disminuyendo,  D siempre es positivo.

Tasa de Declinación Efectiva Se define como la disminución en la tasa de producción desde un valor inicial

 hasta un valor q durante un período igual a la unidad (1 mes o 1 año), dividido por la producción al comienzo del período:

      

 

donde d es la tasa de declinación efectiva, %/año o mes; q, la tasa de producción de  petróleo a un tiempo t, BN/día; y

, la tasa de producción de petróleo al comienzo

del período de declinación, BN/día.

Esta declinación es, por lo general, la más usada, ya que por ser una función discreta concuerda mejor con las prácticas actuales de registros de producción. Si el  período es un mes mes,, se le refiere como declinación efectiva mensual y, si es un año, como declinación efectiva anual. Tasa Límite Económica 

Es la tasa de producción mínima requerida para cubrir los gastos de operación de un pozo, tomando en consideración el precio del crudo o gas, impuestos, regalías, aporte a PDVSA, etc. En la determinación del límite económico es aconsejable

62 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual analizar detalladamente los gastos adjudicados a un pozo, así como estipular la cantidad que se economizaría si el pozo se abandona. Este ahorro será la principal consideración en la selección del límite económico, puesto que ciertos gastos se mantendrían de continuarse la producción de pozos cercanos. Se determina mediante la siguiente ecuación:

    

 

Donde,

 Tasa límite económica, en BNPD/Pozo de producción por pozo/mes, en Bs/pozo/mes.   Costo   Entrada neta por barril normal de petróleo producido (deducidos los impuestos), en Bs/BN.  Factor de corrección Días/mes. Una forma de calcular la tasa de petróleo límite económica de manera rápida y

fiable es mediante la ecuación 53, la cual es aplicable cuando se conoce por datos estadísticos el porcentaje de agua y sedimentos límite económico del pozo.

    Donde,

  Tasa límite económica, BND   Tasa de fluido, BFPD   Porcentaje de agua y sedimentos límite económico

 

63 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

3. TIPOS DE CURVAS DE DECLINACIÓN Existen tres tipos de curvas de declinación: hiperbólica, exponencial y armónica, las cuales se definen según la siguiente expresión básica general:

           donde n es el exponente de declinación y   la tasa de declinación al comienzo del  período actual de declinación. de clinación. En la curva de declinación exponencial o de porcentaje constante,   ; en la armónica   ; y en la hiperbólica 0    . De acuerdo con esto, la expresión de la tasa de declinación para cada tipo de curva es: Exponencial:

    , es decir      constante, lo que significa

que la caída en producción por unidad de tiempo es una fracción constante de la tasa de producción. Armónica:

            , es decir: la caída en producción por   

unidad de tiempo como una fracción de la tasa de producción es directamente  proporcional a la tasa de producción.

     , es decir la caída en producción por Hiperbólica:  de producción es proporcional a una  fracción    dela tasa unidad de tiempo comouna

 potencia fraccional de la tasa de producción, con co n la potencia variando entre 0 y 1.

En la figura 20 se muestran las curvas de tasa de producción vs tiempo y de tasa de producción vs producción acumulada para los tres tipos de declinación usando tres tipos diferentes de escala: cartesiana, semi-logarítmica y logarítmica.

64 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Figura 20. Representación de las Curvas de Declinación.

Fuente: Ferrer, P. (2001)

Declinación Exponencial Ésta es la más usada de los tres métodos porque los parámetros son fáciles de determinar y dan una respuesta conservadora de las reservas futuras. Como se señaló anteriormente, se dice que la declinación es exponencial cuando

.



En este tipo de curva, la tasa nominal de declinación es constante:

             

 

Integrando la ecuación 50 en función del tiempo para D para  D = Constante: = Constante:





        

 



65 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

   

 

luego, despejando q  de la ecuación 57 se obtiene una expresión para la tasa de  producción en función del tiempo:

   

 

Donde,



 

Integrando la ecuación 58,









    

 

se obtiene una expresión para la producción de petróleo acumulada en función de tiempo o tasa de producción:

           

 

De la ecuación 58 puede obtenerse una expresión para el tiempo de vida

, correspondiente a la tasa económica         

 productiva remanente antes de abandono límite

, o sea:

66 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual  

Determinación de La Tasa de Declinación Usando Datos de Tasa de petróleo y Tiempo Se grafica por el eje de las ordenadas el logaritmo de la tasa de petróleo y por

el eje de las abscisas el tiempo, si los datos graficados corresponden a una declinación del tipo exponencial el resultado será una línea recta cuya pendiente reflejará la tasa de declinación. La figura 21 demuestra lo mencionado. Otra manera de determinar la tasa de declinación es graficando por el eje de las ordenadas el logaritmo de la tasa de petróleo normalizada y por el eje de las abscisas el tiempo., si los datos graficados corresponden a una declinación del tipo exponencial el resultado será una línea recta cuya pendiente reflejará la tasa de declinación. La figura 22 demuestra lo mencionado.

Figura 21.  Determinación de la Tasa de Declinación Para un Tipo de Declinación Exponencial Utilizando Como Variables Tasa de Petróleo y Tiempo.

Soto, H. (2014)

67 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Figura 22.  Determinación de la Tasa de Declinación Para un Tipo de Declinación Exponencial Utilizando Como Variables Tasa de Petróleo y Tiempo.

Soto, H. (2014)

 

Determinación de La Tasa de Declinación Usando Datos de Tasa de Petróleo y Producción Acumulada Se grafica por el eje de las ordenadas la tasa de petróleo y por el eje de las

abscisas la producción acumulada de petróleo, si los datos graficados corresponden a una declinación del tipo exponencial el resultado será una línea recta cuya pendiente reflejará la tasa de declinación. La figura 23 demuestra lo mencionado. Otra manera de determinar la tasa de declinación es graficando por el eje de las ordenadas la tasa de petróleo normalizada y por el eje de las abscisas la  producción acumulada de petróleo, si los datos graficados corresponden a una declinación del tipo exponencial el resultado será una línea recta cuya pendiente multiplicada por mencionado.

  reflejará la tasa de declinación. La figura 24 demuestra lo

68 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Figura 23.  Determinación de la Tasa de Declinación Para un Tipo de Declinación Exponencial Utilizando Como Variables Tasa de Petróleo y Producción Acumulada de Petróleo.

Soto, H. (2014)

Figura 24.  Determinación de la Tasa de Declinación Para un Tipo de Declinación Exponencial Utilizando Como Variables Tasa de Petróleo y Producción Acumulada de Petróleo.

Soto, H. (2014) 

69 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Declinación Armónica En este tipo de curva, la tasa de declinación nominal es proporcional a la tasa de producción:

       

 

donde la constante b se determina bajo condiciones iniciales, como:

     Integrando la ecuación 50 para

 

,

          

 

         

 

luego, despejando q  de la ecuación 66 se obtiene una expresión para la tasa de  producción en función del tiempo:

      

 

donde,

     

 

70 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

      

 

Integrando la ecuación 67,









        

  

se obtiene una expresión para la producción de petróleo acumulada en función de tiempo o tasa de producción:

         

 

De la ecuación 67 puede obtenerse una expresión para el tiempo de vida  productiva remanente antes de abandono límite

, o sea:

, correspondiente a la tasa económica

      

 

Determinación de La Tasa de Declinación Usando Datos de Tasa de petróleo y Tiempo Se grafica por el eje de las ordenadas el inverso de la tasa de petróleo y por el

eje de las abscisas el tiempo, si los datos graficados corresponden a una declinación del tipo armónica el resultado será una línea recta cuya pendiente multiplicada por reflejará la tasa de declinación. La figura 25 demuestra lo mencionado.

 

71 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Figura 25.  Determinación de la Tasa de Declinación Para un Tipo de Declinación Armónica Utilizando Como Variables Tasa de Petróleo y Tiempo.

Soto, H. (2014)

 

Determinación de La Tasa de Declinación Usando Datos de Tasa de Petróleo y Producción Acumulada

Figura 26.  Determinación de la Tasa de Declinación Para un Tipo de Declinación Armónica Utilizando Como Variables Tasa de Petróleo y Producción Acumulada de Petróleo.

Soto, H. (2014)

72 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual Otra manera de determinar la tasa de declinación es tal y como se muestra en la figura 26, en donde se grafica por el eje de las ordenadas el logaritmo de la tasa de  petróleo y por po r el eje de las abscisas la producción acumulada de petróleo, si los datos graficados corresponden a una declinación del tipo armónica el resultado será una línea recta cuya pendiente multiplicada por figura 26 demuestra lo mencionado.

  reflejará la tasa de declinación. La

Declinación Hiperbólica En este tipo de curva, la tasa de declinación nominal es proporcional a una  potencia fraccional n de la tasa de producción:

      donde la constante

 se determina, en condiciones iniciales como:     

Integrando la expresión 50 para

   

,

            

 

      

 

luego, despejando q  de la ecuación 76 se obtiene una expresión para la tasa de  producción en función del tiempo:

73 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

        

 

                

 



Donde,

 

Integrando la ecuación 77,









      

 

se obtiene una expresión para la producción de petróleo acumulada en función del tiempo o de la tasa de producción:

                                  De la ecuación 77 puede obtenerse una expresión para el tiempo de vida  productiva remanente antes de abandono  , correspondiente a la tasa económica límite  , o sea:           

74 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual  

Determinación de La Tasa de Declinación y El Exponente de Declinación El siguiente método iterativo simplificado está diseñado para determinar la

 y el exponente de declinación . Paso 1. Graficar    vs    en una escala semi-logarítmica y trazar una curva suave a través de los puntos. Paso 2. Extienda la curva para interceptar el eje  en    y leer  . Paso 3. Seleccione el otro punto final de la curva suave, registrar las coordenadas del punto y referir a esta como    .

tasa de declinación

Paso 4. Determine la coordenada del punto medio de la curva suave que corresponde a

 con el valor de

 obtenido de la siguiente expresión:

             El correspondiente valor de   es leído de la curva suave para  . Paso 5. Resolver la siguiente ecuación iterativa para .                   

 

 

El método iterativo de Newton-Raphson puede ser empleado para resolver la función no lineal anteriormente mostrada mediante la siguiente técnica de recursión:

            

  

Donde la derivada, está dada por:

 

75 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

                        Comenzando con el valor de

, es decir,



  

, el método

 

usualmente converge después de 4-5 iteraciones cuando el criterio de convergencia se

     . Paso 6. Determine la tasa de declinación   con la ecuación 87, usando el valor de  calculado en el paso 5 y la coordenada de un punto de la curva suave, por ejemplo    .             

fija en

4. CALIDAD DE AJUSTE DE LA CURVA DE DECLINACIÓN

La calidad de ajuste entre la curva de declinación y el comportamiento de  producción del período aanalizado nalizado es un factor importe a tomar en cuenta al momento de seleccionar el modelo de declinación (tipo de declinación y tasa de declinación) más representativo del comportamiento de producción del pozo o yacimiento en estudio, con la finalidad se generar certidumbre en las predicciones que se realicen a  partir del análisis de las curvas de declinación ya que una mala selección del modelo de declinación puede generar sobreestimaciones o subestimaciones considerables en las reservas de petróleo. La calidad de ajuste del modelo de declinación puede ser medida a través del cálculo del coeficiente de determinación

  el cual varía en un rango de 0 y 1,

indicando mayor calidad de ajuste al acercarse a la unidad. De esta manera, conocido

el coeficiente de determinación de cada modelo de declinación determinado (exponencial, armónico e hiperbólico) se debe seleccionar para generar predicciones aquel con el coeficiente de determinación más alto.

76 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

5. MÉTODO DE LA CURVA TIPO Este método fue propuesto en 1968 por Slider y posteriormente en 1980 por Fetkovich. Consiste en representar gráficamente el logaritmo de la tasa de producción normalizada vs el producto de

  para varios valores de , el cual representa un

tiempo adimensional. Los datos de la figura 27 se obtienen aplicando la siguiente ecuación:

         

donde  se evalúa como una función de

 

 para diferentes valores de n.



Figura 27.  Curvas Tipo Adimensionales Para El Análisis de Las Curvas de Declinación.

Fuente: Ferrer, P. (2001)

77 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual El procedimiento para usar la figura 27 es el siguiente:

  2. Se construye el gráfico de  vs  en una escala logarítmica. 3. Se superpone el gráfico obtenido  y se desliza paralelamente hasta que

1. Se seleccionan los datos de  vs .

coincidan los ejes.

4. El óptimo valor de n está dado por la curva que muestra una mejor coincidencia con el construido. 5. Se comparan los ejes horizontales para obtener el óptimo valor de

.

El siguiente gráfico, adaptado de Walsh y lake, es un ejemplo que muestra la forma de hacer esta comparación.

Figura 28. Uso de Las Curva-Tipo En El Análisis de Las Curvas de Declinación para n = 0.25 y Di y Di = 0,29 / años.

Fuente: Ferrer, P. (2001)

78 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual  Nótese que la curva tipo no coincide con los datos de campo antes de 0,3 años. Esto se debe a que las curvas-tipo adimensionales están limitadas para tiempos adimensionales mayores de 0,1. No obstante, esto no produce errores importantes en la estimación de n y



.

El valor óptimo de n en la figura 28 es 0,2 < n < 0,3, lo que da un valor

 ocurre a los 10 años  , lo que corresponde a un producto de  . Dividiendo     entre   años resulta   . En general, para determinar  se realiza la comparación directa

cercano a 0,25. Por su parte, el valor óptimo de

con los ejes horizontales de los dos gráficos.

CURVA DE BLASINGAME (Fw Vs Np) V.V. Bondar and T.A. Blasingame (2005) mediante un análisis exhaustivo del comportamiento histórico de las variables de producción: fracción de agua (Fw) y  producción acumulada de d e petróleo (Np) de uunn conjunto de pozos, poz os, lograron desar desarrollar rollar una técnica de extrapolación lineal de origen empírico que permite estimar en la mayoría de los casos con gran fiabilidad la producción acumulada de petróleo futura de un pozo, grupo de pozos o en su totalidad de un yacimiento, estableciendo como límite un valor arbitrario de Fw. La expresión matemática que relaciona las variables Fw y Np es la siguiente:

     

 

Dicha Ecuación puede ser expresada en forma de línea recta de la siguiente manera:

       La figura 29 muestra un ejemplo práctico del uso de esta técnica:

 

79 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Figura 29.  Fracción de Agua Contra Producción Acumulada de Petróleo Pozo NRU 3106.

Fuente: T.A, Blasingame. (2005) 

Cabe destacar que esta técnica se debe aplicar preferencialmente en yacimientos con fuerte empuje hidráulico o en casos de evaluación de proyectos de inyección de agua, además la extrapolación debe llevarse a cabo para valores de Fw > 0.5 siempre y cuando los datos puedan ser ajustados a una línea recta.

SIMULACIÓN NUMÉRICA DE YACIMIENTOS La simulación numérica es actualmente la herramienta más utilizada para estimar reservas de hidrocarburos y determinar los métodos a usar para optimizar el recobro de hidrocarburos de un yacimiento grande. Esta consiste en la construcción y operación de un modelo numérico, cuyo comportamiento reproduzca las condiciones del yacimiento. Para cualquier propósito, un modelo matemático de un sistema físico es un conjunto de

80 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual ecuaciones de conservación de masa y/o energía que describen adecuadamente los  procesos de flujo y comportamiento de ffases ases que tienen lu lugar gar en el yacimi yacimiento. ento. En un estudio de simulación de yacimientos, el ingeniero asistido de un modelo matemático, incluye un conjunto de parámetros que permiten describir con cierta  precisión el comportamiento del proceso físicos que ocurre en un yacimiento integrándolos simultáneamente. Los objetivos de los estudios de simulación deben ser claramente definidos, planificados y organizados para asegurar la obtención de resultados útiles. Los simuladores son un conjunto de programas de computación, que usan métodos numéricos para obtener una solución aproximada del modelo matemático. Estos modelos de simulación poseen un conjunto de ecuaciones diferenciales parciales, las cuales son resueltas usando diferencias finitas, transformando así la ecuación diferencial continúa a una forma discreta para tiempo y espacio. En dicho prototipo las regiones del yacimiento son subdivididas en elementos o bloques mallados, donde cada una de las celdas que constituyen la malla de simulación, poseen propiedades roca-fluido  particulares, y la solución solución del sistema ddee ecuaciones ddee flujo es obtenid obtenidaa para cada bloqu bloquee del mallado.

PRODUCCIÓN CONJUNTA DE YACIMIENTOS Banbi y Wattenbarger en su trabajo sobre producción conjunta de yacimientos definen yacimientos en producción conjunta como yacimientos conectados sólo por el  pozo que no exhiben flujo cruzado a través de sus bordes. Basándose en esta definición se puede decir entonces que la producción en conjunto (commingled ( commingled  production)) es la práctica de producir simultáneamente diferentes horizontes  production mediante una misma tubería, resultando en la mezcla de los distintos fluidos dentro del eductor. La producción conjunta proporciona una forma de aumentar la vida útil de los  pozos, manteniendo la tasa de producción sobre los niveles mínimos aceptables aun cuando los yacimientos por separado sean incapaces de proporcionar dicha tasa. Adicionalmente, debido a que la tasa de abandono de cada yacimiento disminuye, se

81 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual incrementa su factor de recobro y las reservas aumentan. El porcentaje de incremento de reservas depende directamente de la relación entre las tasas de producción de cada yacimiento y el límite económico fijado. Si los yacimientos por separado produjeran a tasas muy cercanas al límite económico, el incremento de reservas será mayor. Para dar un ejemplo de esto en un caso extremo, si se tiene un conjunto de yacimientos que  por separado no puede producir a tasas superiores a la tasa económica, no existen reservas. Al producirse en conjunto se obtendrá una tasa económicamente viable que  permita la recuperación. Por lo tanto el nivel de reservas reser vas pasó de ser nulo a situarse situars e en un valor, lo que representa un incremento porcentual infinito. En la producción conjunta es importante que los fluidos de los yacimientos sean compatibles. Algunas combinaciones de fluidos pueden resultar en la  precipitación de escamas o asfaltenos que ocasionan en la mayoría de los casos obstrucciones en las tuberías y las formaciones productoras, con la consiguiente disminución de producción Esto puede llevar a la muerte del pozo y a costosos trabajos de reacondicionamiento. Es necesario entonces el estudio de cada uno de los fluidos que van a estar involucrados para asegurar el buen desenvolvimiento del pozo sin tener que recurrir a tratamientos químicos, pues sin las pruebas directas no es  posible determinar a priori cuales crudos y mezclas presentarán problemas. En lo relativo a las presiones es aceptable que sean distintas siempre y cuando se pueda garantizar que la presión de fondo sea en todo momento (tanto en condiciones de flujo como en condiciones estáticas) menor o igual a la presión estática del yacimiento a esa profundidad. Esta condición es necesaria para evitar el riesgo de que se presente flujo cruzado. Una manera de evitar el flujo cruzado es estar en la capacidad de aislar el horizonte problema mientras el desbalance de presiones  persista. Es deseable que los mecanismos de producción de los yacimientos sean iguales. La migración de fluidos “indeseables” al hoyo (producto de la conificación o

de la irrupción del frente de agua) puede ocasionar que disminuya la producción de  petróleo debido a un flujo preferencial del otro fluido. flu ido.

82 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Figura 30. Diagrama de completación de un pozo en Producción Conjunta.

Soto, H. (2014)

1. ALOCACIÓN DE PRODUCCIÓN Cuando dos o más yacimientos son explotados de manera conjunta y los fluidos extraídos por los pozos son llevados a superficie mediante un mismo tubing, es necesario realizar lo que se conoce como alocación de producción con la finalidad de cuantificar el volumen de petróleo producido de cada yacimiento y con ello sus reservas. La ecuación para realizar la alocación de producción es la siguiente:

    

 

83 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual Donde,

  Petróleo acumulado producido por el yacimiento en estudio, Bls.   Porcentaje de aporte del yacimiento en estudio, Fraccción.    Producción acumulada de petróleo total del pozo, Bls. El porcentaje de aporte de cada yacimiento puede ser calculado mediante la

siguiente ecuación:

      

 

Donde: absoluta de cada yacimiento, md.   Permeabilidad   Espesor del intervalo cañoneado de cada yacimiento, pies  , correspondiente a cada yacimiento.      Cabe destacar que para yacimientos que posean el mismo mecanismo de

 

 producción y sus presiones sean similares, el término , puede asumirse como factor común y entonces simplificar la ecuación 92 a la siguiente expresión:

    

 

Esta técnica de alocación de producción tiene una desventaja, y es que considera que el yacimiento con mayor capacidad de flujo (kh) será quien aporte mayor volumen de petróleo, lo cual no se cumple en todas las ocasiones ya que si consideramos yacimientos los cuales su evaluación petrofísica indique diferentes saturaciones de agua y petróleo, puede darse el caso que el yacimiento con menor capacidad de flujo pero mayor saturado de crudo, sea quien produzca la mayor

84 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual cantidad de volumen de petróleo, dicho fenómeno se puede corroborar mediante registros de producción o simulación numérica de yacimientos.

RESERVAS DE HIDROCARBUROS Son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que se pueden recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante. Según la certidumbre de ocurrencia, las facilidades de producción o el método de recuperación, las reservas se clasifican según se muestra en la tabla 3.

Tabla 3. Clasificación de Las Reservas de Hidrocarburos. CRITERIO

CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS

Certidumbre de Ocurrencia

Probadas Probables Posibles

Facilidades de Producción

Probadas Desarrolladas Probadas No Desarrolladas

Método de Recuperación

Primarias Suplementarias

Fuente: Definiciones y Normas de Las Reservas de Hidrocarburos, MPPEP. (2005).

85 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

1. CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE ACUERDO A LA CERTIDUMBRE DE OCURRENCIA 

Reservas Probadas Son los volúmenes de hidrocarburos estimados con razonable certeza y recuperables de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible y bajo condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales prevalecientes.

Reservas Probables Son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica, de ingeniería, contractual y económica, bajo las condiciones operacionales prevalecientes, indican (con un grado menor de certeza al de las reservas probadas) que se podrán recuperar. Estas reservas  pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probadas.

Reservas Posibles Son los volúmenes de hidrocarburos, asociados a las acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica y de ingeniería indica (con un grado menor de certeza al de las probables) que podrían ser recuperados bajo condiciones operacionales y contractuales prevalecientes. Estas reservas podrían ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probadas.

86 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Figura 31. Clasificación de Las Reservas Según el Grado de Incertidumbre.

Fuente: Estimación y Cálculo de Reservas, PDVSA CIED. (1997)  

2. CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE ACUERDO A LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN Reservas Probadas Desarrolladas 

Están representadas por el volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable del yacimiento por los pozos e instalaciones de producción disponibles. Dentro de esta definición se incluyen las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo menor y generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a producción. También se incluyen las que se esperan obtener por la aplicación de métodos comprobados de recuperación suplementaria cuando los equipos necesarios hayan sido instalados.

87 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

Reservas Probadas No Desarrolladas Son los volúmenes de reservas probadas de hidrocarburos que no pueden ser recuperadas comercialmente a través de los pozos e instalaciones de producción disponibles. Incluye las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo mayor para incorporarlas a producción (RA/RC) y las que necesitan de nuevos pozos e instalaciones o profundización de pozos que no hayan penetrado el yacimiento.

Figura 32.  Representación Gráfica de Las Reservas Desarrolladas y No Desarrolladas.

Fuente: Estimación y Cálculo de Reservas, PDVSA CIED. (1997) 

88 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

3. CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE ACUERDO AL MÉTODO DE RECUPERACIÓN

Reservas Primarias Son las cantidades de hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía  propia o natural del yacimiento.

Reservas Suplementarias Son las cantidades adicionales de hidrocarburos que se pudieran recuperar, como resultado de la incorporación de una energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación suplementaria, tales como inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión del yacimiento y/o desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción del petróleo.

FACTOR DE RECOBRO El factor de recobro (Fr) es el porcentaje de hidrocarburo recuperado del originalmente en sitio (POES), considerando un yacimiento subsaturado el factor de recobro se puede expresar mediante la siguiente ecuación:

     Donde:

  Producción acumulada de petróleo, Bls   Petróleo originalmente en sitio, Bls

 

89 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual Igualmente si quisiéramos conocer el factor de recobro máximo del yacimiento lo podríamos calcular a través de la siguiente ecuación:

                             

 

Donde:

  Reservas Recuperables, Bls    Área del yacimiento, Acres   Espesor neto petrolífero del yacimiento, Pies  Porosidad del yacimiento, Fracción

 Saturación de agua irreducible del yacimiento, Fracción  Saturación de petróleo residual del yacimiento   Factor de conversión acres-pie a Bls Como se puede observar, en la ecuación 95, se considera que todo el petróleo móvil en el yacimiento será recuperado, lo que realidad no es cierto ya que el desplazamiento del hidrocarburo en el yacimiento se asemeja a un desplazamiento de  pistón con fugas, es decir, no es 100% eficiente, esto hace que el factor de recobro máximo sirva solo como dato de referencia para realizar otros cálculos como reservas remanentes   y factor de agotamiento , las ecuaciones correspondientes





 para realizar dichos cálculos se presentan a co continuación: ntinuación:

          

   

90 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

DESCRIPCIÓN DE LAS HERRAMIENTAS UTILIZADAS 1. OIL FIELD MANAGER (OFM) En una herramienta desarrollada por la empresa Schlumberger en donde ésta desarrolla un método de visualizar, relacionar y analizar datos de producción y yacimientos de una manera eficiente, este ofrece un sinfín de aplicaciones lo cual es catalogado como un visualizador de primera línea, además como un sistema para automatizar herramientas, compartir datos y actualizar la información necesaria, OFM permite la creación de nuevas variables calculadas, las cuales son el resultado de operaciones sobre los datos de entrada, variables calculadas creadas previamente. OFM permite analizar pozos y campos, realizar programas de optimización, administración de reservas, planes de desarrollo y programas de mantenimiento. De esta manera permite trabajar una amplia cantidad de tipos de datos para identificar tendencias o anomalías y pronosticar producción.

2. MBAL Un Desarrollo de yacimientos eficiente requiere una buena comprensión de los sistemas de depósito y producción .MBAL ayuda al ingeniero a definir mejor los mecanismos de accionamiento del depósito y los volúmenes de hidrocarburos. Este es un requisito previo para los estudios de simulación fiables. MBAL se utiliza comúnmente para modelar los efectos dinámicos del yacimiento antes de la construcción de un modelo de simulación numérico. MBAL contiene la herramienta de ingeniería de yacimientos clásica y ha redefinido el uso del balance de materiales en la moderna ingeniería de yacimientos. Para los embalses existentes, MBAL ofrece amplias instalaciones determinadas. Perfiles de producción realistas se pueden ejecutar para depósitos con o sin historia. MBAL es un programa intuitivo con una estructura lógica que permite al ingeniero de yacimientos desarrollar modelos de yacimientos fiables rápidamente.

91 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual

3. WELLFLO WellFlo es la herramienta de modelado de pozos desarrollada por la empresa Weatherford. Para poder modelar con precisión el desempeño de un pozo de crudo, gas o condensado, todos los aspectos del desempeño del pozo necesitan ser integrados en la simulación. Los aspectos del influjo y el levantamiento vertical de un  pozo pueden ser ingresados ingresad os para reflejar la exactitud de la data disponible. Si solo hay ha y disponible el IP de un pozo y la presión local de un reservorio, WellFlo puede usar la data en esta forma. Este enfoque de permitir el modelado detallado en donde está disponible la información y sus métodos más aproximados en donde sea apropiado significan que WellFlo es una herramienta de modelado de pozo muy flexible. La optimización del modelo de campo permite la determinación de las condiciones operativas apropiadas para un campo existente u opciones de diseño diferentes para investigar nuevos campos. Campos de gas y crudo con flujo natural así como con levantamiento artificial han sido modelados exitosamente con WellFlo.

4. PETREL RESERVOIR ENGINEERING El desarrollo, la ingeniería y la producción de un yacimiento de petróleo y gas requieren una planificación considerable. Desde extensa recopilación y modelado del subsuelo a las evaluaciones de desempeño de los diferentes escenarios de datos, hay una gran convergencia de información sobre la cual se toman las decisiones de inversión. Ser capaz de unir toda esta información, optimizar, cuando sea necesario, y fácil de comunicar y actualizar todos los elementos en última instancia, determina el aumento de la eficiencia a través de sus activos y es la plataforma del software Petrel E & P la cual integra perfectamente con el Techlog, estudio, y las plataformas oceánicas, así como el ECLIPSE, INTERSECT, VISAGE, PIPESIM, OFM, Merak, MEPO, Modelador Integrado de Activos, PetroMod, y las tecnologías de la fundación Omega. Esta perfecta integración y la comunicación a través de todos los dominios de geociencias e ingeniería.

92 

 

 

Capítulo II: Marco Contextual Datos de producción observada se utiliza para determinar las zonas improductivas y afinar las hipótesis del modelo geológico. Mientras tanto, la geomecánica ayuda en la perforación de pozos más seguros y cuantificar el impacto de los cambios de tensión de la roca, y los cálculos económicos indican escenarios más rentables y muchos más. Todo esto se lleva a cabo utilizando una sola interfaz, la Tierra compartida que proporciona la automatización del flujo de trabajo y  productividad sin precedentes.

5. ECLIPSE 100 Eclipse 100 es uno de los programas computarizados más avanzados en el  proceso de simulación de yacimientos, este fue desarrollado por la empresa Schlumberger, la cual está constituida por un conjunto de aplicaciones generando un  proceso de simulación de yacimientos trifásico y tridimensional, de uso general. Está diseñado para petróleo. La aplicación usa una serie de programas auxiliares (procesadores) que permiten analizar y validar los datos que posteriormente serán leídos por el simulador, construir la malla de modelado e interpretar los resultados de las simulaciones. El simulador Eclipse 100 actualmente se está manejando a través de la plataforma Eclipse Office, la cual ofrece un ambiente integrado para el simulador y todos sus pre y post procesadores. El ambiente está conformado por ventanas amigables que facilitan el manejo y la creación de los archivos necesarios para desarrollar un proyecto de simulación numérica de yacimientos. Eclipse lee el archivo de datos de entrada sección por sección y procesa cada sección una vez que esta haya sido leída. Varias revisiones de consistencia en los datos son hechas antes de continuar a la próxima sección. La última sección es excepcional, debido a que ésta especifica los datos dependientes del tiempo, los cuales no son leídos y procesados

93 

 

 

SISTEMA DE VARIABLES Objetivo General: Analizar la declinación de producción de los yacimientos Quevedo del campo Guafita sur.

Tabla 4. Sistema de Variables

9 4

Objetivo Específico Identificar la causa natural de la declinación de  producción de los los yacimientos Determinar el modelo de declinación de producción de los yacimientos Evaluar la calidad de  predicción del modelo modelo de declinación determinado  para los yacimientos yacimientos

Variable

Dimensión

Indicador

Declinación de la producción

Causa natural de la declinación de producción

Declinación de la producción

Modelo de declinación de  producción

Modelo de declinación

Calidad de predicción del modelo de declinación

Comportamiento histórico de presión Comportamiento Comportamiento Comportami ento histórico de producción   Índice de empuje  

 

Tipo de declinación Tasa de declinación   Coeficiente de determinación determinación  Nivel de cotejo con con respecto a las las predicciones obtenidas mediante otros modelos de estimación como:  

 

Curva de Blasingame (Fw vs Np) Balance de materiales   Simulación numérica de yacimientos

 

 

Estimar las reservas remanentes y tiempo de vida Comportami Comportamiento ento futuro de la  productivo remanente remanente de los  producción yacimientos

C

 

Reservas remanentes y tiempo de vida productivo remanente

ap ít

Sumatoria de las reservas de crudo obtenidas

o

ul I:M

de la predicción la curva de declinación declinaci ón (q vsmediante t) de los pozos contemplados contempla dos en el escenario de explotación definido   Fecha Final de predicción más lejana obtenida para los pozos contemplados en el escenario de explotación definido

ua

xt

te

on

C

co

ar

Soto, H. (2014)

l

 

 

CAPITULO III MARCO METODOLÓGICO NIVEL DE LA INVESTIGACIÓN “La investigación descriptiva consiste en la caracterización de un hecho,

fenómeno, individuo o grupo, con la finalidad de establecer su estructura o

comportamiento” Arias, F (2006, p. 24).

En atención a la presente investigación, ésta se considera descriptiva ya que se  pretende caracterizar un hecho o fenómeno como lo es la declinación de producción de los yacimientos Quevedo, con la finalidad de establecer su estructura o comportamiento, es decir, determinar el modelo de declinación que represente con la mayor calidad de ajuste el comportamiento de producción de los mismos, con el objeto de predecir la producción futura con el menor grado de incertidumbre posible.

DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN “La investigación documental es un proceso basado en la búsqueda,

recuperación, análisis, crítica e interpretación de datos secundarios, es decir, los obtenidos y registrados por otros investigadores en fuentes documentales: impresas, audiovisuales o electrónicas” Arias, F (2006, p. 27). Con respecto a la presente investigación, ésta se considera de diseño documental ya que para su desarrollo fue necesario la búsqueda, análisis e interpretación de datos de yacimiento, producción y completación referentes a los yacimientos Quevedo almacenados estos en fuentes documentales como: informes técnicos, trabajos especiales de grado, carpeta de pozo, libro oficial de reservas, sumario de producción mensual, mapas isopaco-estructurales, análisis PVT, pruebas de presión, registros de pozos y en especial un archivo digital llamado (Apure_Centinela) en el cual se almacena gran cantidad de información referente a

95 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico los yacimientos del campo Guafita que va desde su historia de producción hasta los datos de completación de los pozos y más. Los documentos antes mencionados fueron suministrados por las siguientes fuentes: Centro de información técnica (CIT), PDVSA División Boyacá. Estudios Integrados de yacimientos (EEIIYY), PDVSA División Boyacá. Operaciones de yacimientos Apure, PDVSA División Boyacá. Gerencia del dato, PDVSA División Boyacá. Además se contó con la asesoría de ingenieros expertos en el área de

yacimiento, producción, simulación, geología de producción y petrofísica, quienes fueron guía fundamental para la interpretación correcta de la información. “La investigación documental puede clasificarse como estudio de medición de

variables independientes a partir de datos secundarios, si ésta se fundamenta en la utilización de documentos de cifras o datos numéricos obtenidos y procesados anteriormente por organismos oficiales, archivos, instituciones públicas o privadas, entre otros” Arias, F (2006, p. 30).

En atención a la presente investigación, ésta se considera un estudio de medición de variables independientes, ya que para describir el comportamiento futuro de producción de los yacimientos en estudio, es necesario determinar variables independientes como tipo de declinación y tasa de declinación, y para ello es fundamental la utilización de documentos de cifras y datos numéricos entre los que destacan la tasa de petróleo y la producción acumulada de petróleo, los cuales son obtenidos y procesados previamente por la empresa: Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA), División Boyacá.

POBLACIÓN Y MUESTRA objetivo , es un conjunto “La población, o en términos más precisos  población objetivo, finito o infinito de elementos con características comunes para los cuales serán extensivas las conclusiones de la investigación. Ésta queda delimitada por el  problema y por los objetivos del estudio” Arias, F (2006, p. 81). 

96 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico En lo referente a la presente investigación, la población está constituida por los pozos productores completados a nivel de los yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3), los cuales han sido 20 hasta la fecha junio 2013. Cabe destacar que debido a que la población resultó accesible en su totalidad, es decir que se pudo investigar y obtener sus datos, la sección relativa a la selección de la muestra será obviada. TÉCNICAS E INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÓN DE DATOS

“El

análisis documental es una operación intelectual que da lugar a un

subproducto o documento secundario que actúa como intermediario o instrumento de  búsqueda obligado entre el documento original y el usuario que solicita so licita información. El calificativo de intelectual intelectual se debe a que el documentalista debe realizar un proceso de interpretación y análisis análisis de la información de los documentos y luego sintetizarlo”  Castillo, L (2005, p. 1). En la presente investigación, se utilizó la técnica de análisis documental ya que para su desarrollo fue necesario el análisis e interpretación de datos de yacimiento, producción y completación referentes a los yacimientos Quevedo almacenados estos en fuentes documentales como: informes técnicos, trabajos especiales de grado, carpeta de pozo, libro oficial de reservas, sumario de producción mensual, mapas isopaco-estructurales, análisis PVT, pruebas de presión, registros de  pozos y en especial un archivo digital llamado (Apure_Centinela) en el cual se almacena gran cantidad de información referente a los yacimientos del campo Guafita que va desde su historia de producción hasta los datos de completación de los pozos y más. Cabe destacar que durante el desarrollo de este proyecto se hizo uso de diferentes software los cuales sirvieron de instrumento para el análisis y la interpretación de los datos obtenidos, entre ellos: Centinela, Oil Field Manager (OFM), MBAL, WELLFLO, PETREL y ECLIPSE en donde la Gerencia de yacimientos Apure facilitó las licencias correspondientes.

97 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico

IDENTIFICACIÓN DE LA CAUSA NATURAL DE DECLINACIÓN DE LOS YACIMIENTOS 1. ANÁLISIS CONVENCIONAL DE YACIMIENTO Análisis del Comportamiento Histórico de Presión Con el objeto de conocer la caída de presión de los yacimientos Quevedo (Q1,

Q2 y Q3) debido a su explotación y verificar si ha existido una declinación energética considerable que se relacione con la declinación de su producción, se procedió a generar un gráfico de la presión medida en diferentes pozos a nivel de dichos yacimientos desde su descubrimiento hasta la fecha más reciente, la presión a graficar  por pozo p ozo a una ffecha echa específica esp ecífica fue el valor promedio de las presiones medidas a las diferentes profundidades a nivel de los yacimientos en estudio, las cuales fueron llevadas mediante la ecuación 98 al correspondiente nivel de referencia (datum). Generada la gráfica, se trazó una línea tendencia de los puntos y se calculó la caída de  presión promedio. Además de ello se generó un u n mapa de burbujas de la produ producción cción de fluido acumulada con la finalidad de fundamentar el comportamiento histórico de  presión observado. Posteriormente se hizo una revisión documental del informe del modelo de simulación dinámico de los yacimientos en estudio, específicamente del comportamiento histórico de presión, con la finalidad de dar un mayor sustento al análisis realizado.

             

     

98 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico Donde:

 Profundidad vertical verdadera bajo el nivel del mar, pies  Profundidad vertical verdadera, pies  Elevación de la mesa rotaria sobre el nivel de mar, pies   Gradiente del fluido de yacimiento, Psi/pie

Análisis del Comportamiento Histórico de Producción

En primer lugar se revisó el historial de completación de cada uno de los  pozos productores de los yacimientos Quevedo con la finalidad de conocer detalles sobre su configuración mecánica, método de levantamiento arti artificial ficial y algunos otros misceláneos que contribuyan al entendimiento del comportamiento de la producción,  posteriormente se generó una gráfica de producción de los yacimientos con datos como: tasa de fluido, tasa de petróleo, porcentaje de agua y sedimento, relación gas  petróleo y número de pozos activos a ctivos permitiendo analizar el comportamiento de la tasa de petróleo en función de las demás variables e identificando a grosso modo la variable de carácter natural con mayor impacto en la declinación de la tasa de crudo, dichas gráficas se realizaron con la ayuda de software Oil Field Manager (OFM) específicamente la sección “Plots”.  

Por último se hizo revisión del informe del modelo de simulación dinámico de los yacimientos en estudio, con el objeto de conocer el contacto de fluido utilizado  para el modelaje de los mismos y así lograr un mejor entendimiento del comportamiento de la producción de los yacimientos.

99 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico

Figura 33. Creación de Los Gráficos de Producción Haciendo Uso de La Sección “Plots” de La Herramienta OFM . 

Soto, H. (2014) 

Figura 34. Visualización del Comportamiento de Producción de Los Yacimientos Haciendo Uso de La Sección “Plots” Herramienta OFM. 

Soto, H. (2014)

100 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico

2. DEFINICIÓN DEL MECANÍSMO DE PRODUCCIÓN DE LOS YACIMIENTOS Establecimiento del Balance de Materiales Para el establecimiento del balance de materiales, se preparó en primer lugar la data necesaria para su realización, entre ella: data histórica de producción, data

histórica de presión, datos PVT de los fluidos (se hizo revisión de los análisis PVT disponibles para los yacimientos Quevedo, a los cuales se les aplicó diferentes criterios de validación como: Función “Y”, desigualdad y balance de materiales,

seleccionando aquel con mayor consistencia y representatividad), propiedades  petrofísicas de los yacimientos (saturación de agua irreducible y compresibilidad) co mpresibilidad) al igual que del acuífero (porosidad, permeabilidad y espesor), relación de radios acuífero-yacimiento y su ángulo de encrochamiento. Cabe señalar que las variables del acuífero anteriormente mencionadas se les asignó inicialmente un valor arbitrario, ya que estas no se conocen de antemano, por lloo que forman parte de los resultados del balance de materiales. Por último se definió el modelo del acuífero en función del análisis comportamiento histórico de presión y producción de los yacimientos. Una vez disponible toda la data necesaria para el balance de materiales, la misma fue introducida al software Mbal y seguidamente a través del mismo se  procedió al cálculo c álculo del POES, donde fue necesario realizar un conjunto de análisis de sensibilidad (ensayo y error) con parámetros como: relación de radios acuíferoyacimiento y ángulo de encrochamiento de los mismos hasta alcanzar un petróleo original en sitio con una diferencia no mayor al 5% en comparación al POES oficial, establecido este último por la gerencia de Estudio Integrados de Yacimientos EEIIYY PDVSA División Boyacá, la figura 36 muestra un ejemplo del análisis de sensibilidad realizado. Obtenido dicho valor de POES se procedió a verificar que el cotejo de  presiones fuese aceptable, esto con la finalidad de generar certidumbre en los resultados obtenidos.

101 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico

Figura 35. Módulo de Entrada de Datos para El Balance de Materiales (Sección “Material Balance” de La Herramienta MBAL) .

Soto, H. (2014)

Figura 36. Ejemplo de Un Análisis de Sensibilidad En El ángulo de Encrochamiento Acuífero-Yacimiento Para El Cálculo del POES.

Soto, H. (2014) 102 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico Finalmente se realizó el cálculo del índice de empuje el cual reflejó el mecanismo de producción predominante de los yacimientos fundamentando así el comportamiento histórico de presión y producción de los mismos y dando a conocer de manera más certera la variable de carácter natural con mayor influencia en la declinación de la producción.

DETERMINACIÓN DEL MODELO DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN

DE LOS YACIMIENTOS 1. SELECCIÓN DE LOS POZOS PARA EL ANÁLISIS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN La tarea consistió en seleccionar aquellos pozos con un período de la  producción que cumpliese con las condiciones para realizar el análisis de declinación de producción con la finalidad de garantizar la confiabilidad del estudio, para tal fin fue necesario realizarle a cada uno de ellos una revisión del esquema de completación, un análisis del comportamiento histórico de producción y una verificación de las condiciones del equipo de levantamiento.

Revisión del Esquema de Completación Con la finalidad de tomar en cuenta para el análisis de declinación, solo aquellos pozos que posean una historia de producción representativa de los yacimientos en estudio, se revisó el historial de completación de cada uno de los  pozos y se procedió a clasificarlos en dos grupos (pozos no productores, pozos  productores commingled y pozos productores no commingled), dentro del grupo de  pozos commingled se definieron dos sub-grupos denominados pozos commingled Quevedo (han producido en commingled pero solo de los yacimientos Quevedo) y commingled Quevedo-otros (han producido de los yacimientos Quevedo pero en commingled con otros reservorios). Discretizada la información se procedió a generar 103 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico un diagrama de torta con el número pozos pertenecientes a cada grupo y subgrupo, descartando de este último aquellos pozos con una producción no representativa para el análisis de declinación de los yacimientos en estudio.

Figura 37. Diagrama de Completación de Un Pozo con Bombeo Electrosumergible y Productor en Commingled de Los Yacimientos Quevedo.

Fuente: Operaciones de Yacimiento, PDVSA División Boyacá. (2014)  

Análisis del Comportamiento Histórico de Producción y Verificación de Las Condiciones del Equipo de Levantamiento Una vez identificados los pozos con producción representativa de los yacimientos Quevedo, se procedió a identificar en cada uno de ellos un período de la  producción que como se mencionó anteriormente cumpliese con las condiciones para 104 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico la aplicación del análisis de las curvas de declinación, en primer lugar con la ayuda del software OFM sección “Plots” se construyó un gráfico con variables históricas de

 producción como tasa de fluido, tasa de petróleo y corte de agua, combinado con variables relacionadas directamente con el comportamiento del equipo de levantamiento y condiciones del pozo (frecuencia de la bomba, nivel dinámico del fluido en el pozo, profundidad de asentamiento de la bomba y presión de cabezal).

Figura 38. Gráfico Combinado de Producción y Parámetros Operacionales del pozo Haciendo Uso de La Herramienta OFM Sección “Plots”.

Soto, H. (2014)

Seguidamente se procedió a analizar el comportamiento de cada una de las variables antes mencionadas e identificar un período de la producción mayor a 2 años, en donde se observase una clara declinación de la tasa de crudo, un aumento  paulatino del corte de agua y sedimentos, la tasa de fluido se mantuviese relativamente constante al igual que el nivel dinámico y la presión de cabezal. Identificado el período de la producción que cumpliese con las condiciones

105 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico anteriormente mencionadas se determinó la capacidad de producción del pozo mediante análisis nodal y se generaron las curvas de comportamiento de la bomba electrosumergible para conocer su rango de operación, posteriormente tales resultados fueron comparados con la tasa de fluido real aportada por el pozo en dicho  período, verificando de esta manera el buen funcionamiento del equipo de levantamiento. El análisis nodal se realizó con la ayuda del software WELLFLO en el cual se cargó la data necesaria del período identificado para la construcción de las

curvas de oferta y demanda al igual que las curvas de comportamiento de la bomba.

Figura 39. Módulo Inicial de La Herramienta WELLFLO.

Soto, H. (2014)

La data cargada al software WELLFLO fue la Siguiente: presión de yacimiento, temperatura de yacimiento, punto medio de las perforaciones, índice de  productividad (calculado a partir de los datos de la evaluación con suabo realizada  para la puesta en funcionamiento del EBES del pperíodo eríodo identificado), corte de agua y

106 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico sedimentos, °API del crudo, presión de cabezal, características de la bomba (modelo, etapas y frecuencia), configuración mecánica del pozo (casing, tubing y trayectoria del pozo) y por último las propiedades PVT de los fluidos para las cuales se generó un PVT sintético mediante el mismo sofware, tomando como datos de entrada los del PVT más representativo de los yacimientos en estudio. A continuación se presentan imágenes de los módulos de WELLFLO para la carga de los datos mencionados.

Figura 40. Módulo de Carga de Información de Yacimiento al Simulador WELLFLO

Soto, H. (2014)

Figura 41. Módulo de Carga de Los Parámetros de Los Fluidos al Simulador WELLFLO para La Generación del PVT Sintético.

Soto, H. (2014) 107 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico Posteriormente se introdujo los datos de la configuración mecánica del pozo como: Tubería de revestimiento, tubería de producción, trayectoria o survey y por último características de la bomba Electrosumergible.

Figura 42.  Módulos de Carga de Datos de Tubería de Producción y Revestimiento así Como de La Trayectoria del Pozo al Simulador WELLFLO.

Soto, H. (2014)

Figura 43.  Módulo de Carga de Los Datos de La Bomba Electrosumergible al Simulador WELLFLO.

Soto, H. (2014)

108 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico

Figura 44. Visualización del Análisis Nodal y Rango de Operación de La Bomba Mediante el Simulador WELLFLO.

Soto, H. (2014)

Por último se le realizó al período identificado un diagnóstico de la  procedencia del agua, esto como última condición para asegurar que el agua  producida durante dicho período fuese de procedencia natural. El diagnóstico se llevó a cabo mediante el método de Chan y el método de Ramos, para la construcción de las curvas diagnóstico de chan se utilizó nuevamente el software OFM sección “Plots” y para el método de Ramos una hoja inteligente en formato EXCEL, el

diagnóstico consistió en analizar el comportamiento de la RAP en función del tiempo según los patrones establecidos por K.S Chan. Los pozos seleccionados para el análisis de declinación fueron aquellos los cuales se les logró identificar un período de producción que cumpliese todas las condiciones anteriormente descritas.

109 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico

Figura 45. Construcción de Las Curvas de Chan Haciendo Uso de La Sección “Plots” de La Herramienta OFM .

Soto, H. (2014)

2. ANÁLISIS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POR POZO Se utilizó el software OFM específicamente su sección “Forecast” en la cual haciendo uso de datos históricos de producción como: tasa de petróleo y producción acumulada de petróleo correspondiente al período de producción identificado por  pozo, se procedió a determinar un modelo de declinación exponencial, armónico e hiperbólico con su respectivo coeficiente de determinación (

 el cual fue extraído

del panel “Historical Regression”, posteriormente se llevó a cabo la selección del

modelo más representativo por pozo en función del coeficiente de determinación

obtenido, es decir, el modelo de declinación con el coeficiente de determinación más alto fue el seleccionado. Seguidamente se procedió a calcular de nuevo el modelo de declinación de producción por pozo, pero esta vez mediante la curva tipo Fetkovich, igualmente utilizando los datos de producción del período identificado, el modelo 110 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico obtenido con esta curva fue contrastado con el seleccionado anteriormente , esto con la finalidad de confirmar la representatividad del mismo. La curva tipo Fetkovich fue construida de igual manera haciendo uso del software OFM, sección “Forecast”.  Una vez obtenido el modelo de declinación por pozo se procedió a verificar que su tasa de declinación fuese representativa de las condiciones actuales de  producción, por lo que se realizó un análisis del comportamiento actual de producción de los pozos activos, aquellos donde la tasa de declinación se consideró no

representativa, la misma fue calculada nuevamente, pero esta vez utilizando el tipo de declinación ya seleccionado anteriormente y tomando en cuenta el comportamiento actual de la producción. El modelo de declinación actual de los yacimientos Quevedo correspondió al tipo de declinación seleccionado por pozo como el más representativo y la tasa de declinación al promedio aritmético de las calculadas por pozo a las condiciones actuales de producción. Cabe destacar que los métodos que utiliza el software OFM para el cálculo de los modelos de declinación son los comúnmente conocidos y que en el capítulo II de este proyecto se explican con exactitud.

Figura 46. Análisis de La Curva de Declinación (q vs t) Mediante La Sección “Forecast” de La Herramienta OFM .

Soto, H. (2014) 111 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico

Figura 47. Análisis de La Curva Tipo Fetkovich Mediante La Sección “Forecast” de La Herramienta OFM.

Soto, H. (2014)

EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DE PREDICCIÓN DEL MODELO DE DECLINACIÓN DETERMINADO PARA LOS YACIMIENTOS Se realizó en primer lugar la predicción de reservas de petróleo de los pozos activos haciendo uso de la curva de declinación de producción (q vs t) utilizando el modelo de declinación determinado a las condiciones actuales de producción y  posteriormente los resultados obtenidos fueron comparados con los arrojados por otros modelos de estimación como: curva de Blasingame (Fw vs Np), balance de materiales y simulación numérica de yacimientos. Esta comparación desde diferentes enfoques proporciona consistencia y sirve como elemento de validación para corroborar que el modelo de declinación determinado es el correcto y que sus  predicciones gozan goz an de certidumbre. La manera como se realizó la predicción a través de cada uno de los modelos de estimación se explica a continuación:

112 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico

1. PREDICCIÓN DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO DE LOS POZOS ACTIVOS A TRAVÉS DE DIFERENTES MODELOS DE ESTIMACIÓN Y COMPARACIÓN DE RESULTADOS Predicción Mediante La Curva de Declinación de Producción (q vs t) La predicción se realizó por pozo haciendo uso del software OFM sección

“Forecast” en la cual fue necesario introducir una serie de datos para generar el

comportamiento futuro de producción, tal y como se muestra en la figura 48.

Figura 48. Módulo de Carga de Datos de La Sección “Forecast” Herramienta OFM Para La Generación de La Predicción Mediante Las Curvas de Declinación.

Soto, H. (2014)

Como fecha de inicio de la predicción “Start   time” se introdujo la fecha más

reciente hasta donde ha sido cargada data de producción, en este caso 2013/06/01 y

113 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico  para la tasa de petróleo inicial “Start rate” la reportada en el sumario de producción

 por pozo a la fecha mencionada, en cuanto a la tasa de petróleo límite “End rate” se introdujo el valor calculado mediante la ecuación 53, 53,   cabe señalar el %AyS límite económico utilizado en dicha ecuación fue de 98%, el cual corresponde según la gerencia de yacimientos Apure al valor promedio para los pozos del campo Guafita sur. Finalmente el tipo de declinación y tasa de declinación introducida correspondió a la determinada para cada pozo (a condiciones actuales de producción) en el objetivo

específico N° 2 de esta investigación.

Figura 49. Predicción de Las Reservas de Petróleo Mediante La Curva de Declinación (q vs t) Haciendo Uso de La Sección “Forecast” de La Herramienta OFM 

Soto, H. (2014) 

Predicción Mediante La Curva de Blasingame (Fw vs Np) Haciendo uso del software OFM sección “Forecast” se construyó para cada

 pozo haciendo haciend o uso de datos históricos un gráfico ssemi-logarítmico emi-logarítmico del %AyS Vs Np, 114 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico seguidamente se generó una regresión exponencial dando como resultado una línea recta la cual se ajustó al comportamiento actual de la gráfica y se extrapoló hasta un valor de corte de agua límite económico igual a 98%. Los resultados de dicha extrapolación permitieron obtener la producción acumulada de petróleo hasta el  parámetro límite fijado.

Figura 50. Predicción de Las Reservas de Petróleo Mediante de La Curva de Blasingame (Fw vs Np) Haciendo Uso La Sección “Forecast” de La La Herramienta

OFM.

Soto, H. (2014)

Predicción Mediante La Ecuación de Balance de Materiales Para generar la predicción mediante la ecuación de balance de materiales se dispuso del software MBAL y se procedió a importar el archivo (Quevedo.MBI)  perteneciente al balance de materiales de los yacimientos Quevedo realizado en el objetivo específico N°1 de esta investigación. Seguidamente se utilizó la sección del

115 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico software denominada “production prediction” en donde se insertó la fecha de inicio

de la predicción (junio 2013) y la fecha final de producción la cual, se tomó como el  promedio del tiempo de vida productivo remanente obtenido de las predicciones realizadas a los pozos activos mediante las curvas de declinación de producción. Una vez insertados los datos antes mencionados se generó la corrida de simulación y los resultados fueron arrojados tal y como se muestran en la figura 52.

Figura 51. Sección “Production Prediction” del Software MBAL.

Soto, H. (2014)

116 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico

Figura 52. Reporte de Resultados de La Sección “Production Prediction” del Software MBAL.

Soto, H. (2014) 

Predicción Mediante Simulación Numérica de Yacimientos Se utilizó el software PETREL específicamente el núcleo “Reservoir Engineering”, el cual sirvió de plataforma para la visualización del modelo dinámico

de los yacimientos Quevedo realizado por Damas, J (2011). En primer lugar se revisó

el cotejo de producción de agua y petróleo de los pozos activos (FWPR, FWPRH, FOPR, FOPRH), seleccionando para la predicción aquellos con un cotejo aceptable.

117 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico

Figura 53. Módulo de Inicio del Sofware PETREL “Reservoir Engineering Core”.

Soto, H. (2014) 

Figura 54. Revisión del Cotejo Histórico de Producción por Pozo en El Modelo De Simulación Haciendo Uso de La Herramienta PETREL “ Reservoir Engineering Core”.

Soto, H. (2014)

118 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico Una vez seleccionados los pozos se realizó la corrida de simulación haciendo uso de la plataforma ECLIPSE100 generando así la predicción de las reservas de crudo de cada uno, cabe destacar que la fecha de inicio para la predicción correspondió a la fecha hasta donde fueron modelados los yacimientos, en este caso (febrero 2011), dicha predicción se realizó bajo el controlador LRATE (tasa líquida),  por lo que fue necesario introducir la tasa de fluido actual del pozo (junio 2013), por supuesto se verificó que esta tasa fuese similar a la de la fecha (febrero 2011), esto

con la finalidad de que las predicciones sean lo más representativas de las condiciones actuales de producción de los yacimientos, por último a cada pozo se le asignó una tasa de petróleo límite, siendo estas las mismas que se calcularon en este capítulo para la predicción mediante las curvas de declinación.

Figura 55. Ventana de ECLIPSE100 al Momento de Realizar la Corrida de Simulación.

Soto, H. (2014)

119 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico Cabe destacar que una vez obtenidas las reservas de crudo por pozo, se les fue restada la producción acumulada en el período febrero 2011-junio 2013, con la finalidad de realizar la comparación con los resultados de las curvas de declinación en igualdad de condiciones.

ESTIMACIÓN DE LAS RESERVAS REMANENTES Y TIEMPO DE VIDA PRODUCTIVO REMANENTE DE LOS YACIMIENTOS

1. DEFINICIÓN DEL ESCENARIO DE EXPLOTACIÓN Para la estimación de las reservas remanentes desarrolladas de los yacimientos Quevedo, se procedió en primer lugar a la definición del escenario de explotación de los mismos, el cual es contentivo de los pozos (activos y futuros Ra/Rc) a tomar en cuenta para la predicción del comportamiento futuro de producción de los yacimientos. Los pozos (futuros Ra/Rc) fueron extraídos del cronograma de actividades Ra/Rc a ejecutar a nivel de los yacimientos Quevedo, plasmado en el plan de explotación 2014-2019 elaborado por un grupo multidisciplinario de ingenieros  pertenecientes a la gerencia de yacimientos Apure PDVSA División Boyacá. En cuanto a los pozos activos se tomaron en cuenta aquellos los cuales el sumario de  producción para la ffecha echa junio 2013 reportó r eportó bajo la condición (PK), lo cual significa que se encuentran activos.

2. ESTIMACIÓN DE LAS RESERVAS DE CRUDO DE LOS POZOS CONTEMPLADOS EN EL ESCENARIO DE EXPLOTACIÓN La predicción de las reservas de crudo fue realizada mediante la curva de declinación de producción (q vs t) a cada uno de los pozos que conforman el escenario de explotación de los yacimientos Quevedo, para tal fin se hizo uso del software Mbal, sección “Decline Curve Analysis”.  

120 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico

Figura 56. Sección “Decline Curve Analysis” del Software MBAL.

Soto, H. (2014) 

Como se observa en la figura anterior, para estimar las reservas de crudo por  pozo, fue necesario inser insertar tar datos como: tipo de declinación, tasa de declinación, tasa límite de petróleo, tasa inicial de petróleo y fecha de inicio de la predicción. Para los  pozos activos el tipo de declinación y la tasa de declinación correspondió a la determinada en el objetivo específico N° 2 (a condiciones actuales de producción), la tasa límite de petróleo, a los valores obtenidos mediante la ecuación 53 donde el  porcentaje de agua límite utilizado fue de 98%, por último la tasa inicial de d e petróleo p etróleo correspondió a la reportada en el sumario de producción por pozo para la fecha junio 2013. Mientras tanto, para los pozos futuros a Ra/Rc, la tasa de declinación correspondió al promedio aritmético de las utilizadas para los pozos activos y la tasa límite de petróleo al promedio aritmético de las calculadas para los pozos activos, la tasa de petróleo inicial, al potencial comprometido en BFPD (reportado en el plan de

121 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico explotación), la fecha de inicio de la predicción, a la fecha en que se realizará la actividad de Ra/Rc y el tipo de declinación al utilizado para los pozos activos. Realizada la predicción, los resultados fueron reportados tal y como se muestra en la figura 57, de la cual se extrajo la producción acumulada de petróleo y la fecha final de producción correspondiente a la tasa límite de petróleo. Cabe señalar que la fecha final de producción más lejana obtenida para los pozos contemplados en el escenario de explotación fue utilizada para el cálculo del tiempo de vida productivo remanente

de los yacimientos.

Figura 57. Reporte de Los Resultados de La Predicción Realizada Mediante La Sección “Decline Curve Analysis” del Software MBAL .

Soto, H. (2014)  122 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico

3.

CUANTIFICACIÓN

DE

LAS

RESERVAS

REMANENTES

DESARROLLADAS POR YACIMIENTO Para la cuantificación de las reservas remanentes desarrolladas por yacimiento (Q1, Q2 y Q3) fue necesario agrupar los pozos (activos y futuros Ra/Rc) según el yacimiento del cual producen o producirán y sumar las reservas de crudo obtenidas mediante la predicción realizada con la curva de declinación de producción, cabe

destacar que a los pozos activos productores en commingled, las reservas de crudo se les distribuyó por yacimiento haciendo uso de la ecuación 91, donde  donde  el porcentaje de aporte se obtuvo de dos maneras: mediante simulación numérica de yacimientos y a través del cálculo de la capacidad de flujo (kh). El cálculo del porcentaje de aporte mediante simulación numérica de yacimientos, se llevó a cabo solo en aquellos pozos activos los cuales su cotejo histórico de producción de agua y petróleo en el modelo dinámico de simulación fuese aceptable (FWPR, FWPRH, FOPR, FOPRH), por ello fue necesario el uso del software PETREL “Reservoir Engineering  Core” el cual sirvió de plataforma para la visualización del modelo dinámico de los yacimientos. Verificado el cotejo de producción se procedió a insertar el keyword “XXXXX” y generar la corrida de simulación bajo la plataforma ECLIPSE100, se

tomaron como parámetros para la predicción el controlador LRATE y tasa límite de  petróleo la cual fue calculada mediante la ecuación 53, al igual que en ocasiones anteriores se utilizó el valor de 98% como corte de agua límite. La importancia del keyword “XXXXX” es que permitió cuantificar la tasa de petróleo y agua aportada  por celda durante dur ante el tiempo de la predicción (celdas conectadas al intervalo productor de cada yacimiento).

123 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico

Figura 58. Visualización 3D de Las Capas Conectadas al Intervalo Productor del Pozo Haciendo Uso de La Herramienta PETREL “Reservoir Engineering Core”.

Soto, H. (2014)

Los resultados obtenidos fueron exportados a una hoja Excel en donde se realizó la sumatoria de la tasa de petróleo y agua de las celdas correspondientes al intervalo productor de cada yacimiento, seguidamente se procedió a calcular el  porcentaje de aporte de fluido, agua y petróleo de cada intervalo aplicando las siguientes ecuaciones: Porcentaje de aporte de fluido:

      

 

124 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico Porcentaje de aporte de agua:

     Porcentaje de aporte de petróleo:

 

    

 

Donde:

   Caudal de fluido del intervalo productor, Bls/día   Caudal de agua del intervalo productor, Bls/día   Caudal de petróleo del intervalo productor, Bls/día

Los resultados fueron graficados en función del tiempo para observar con más detalle la distribución de los fluidos en los yacimientos. El porcentaje de aporte utilizado para cada yacimiento en la ecuación 91, correspondió a la suma del  porcentaje de aporte de petróleo promedio de los intervalos asociados a cada yacimiento. En cuanto a los pozos activos productores en commingled los cuales el cotejo de producción en el modelo de simulación era deficiente, la producción acumulada se distribuyó de igual manera aplicando la ecuación 91, pero el porcentaje de aporte se obtuvo a través del cálculo de la capacidad de flujo (kh) del intervalo  productor de cada yacimiento (Ecuación 93), los datos de permeabilidad (absoluta) (abso luta) y espesor fueron obtenidos de la evaluación petrofísica de dichos pozos a nivel de los yacimientos en estudio.

125 

 

 

Capítulo III: Marco Metodológico

4. CÁLCULO DE LAS RESERVAS REMANENTES NO DESARROLLADAS POR YACIMIENTO Una vez obtenidas las reservas remanentes desarrolladas por yacimiento, se hizo revisión del libro oficial de reservas del campo Guafita y se extrajo los valores de petróleo original en sitio (POES) y reservas recuperables de los yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3), igualmente se revisó el sumario de producción por arena,

extrayendo de este la producción histórica acumulada a fecha junio 2013 de los yacimientos en estudio. Posteriormente se aplicó la ecuación 96 para obtener las reservas remanentes de los yacimientos y seguidamente la ecuación 104 para obtener las reservas remanentes no desarrolladas, dichos resultados fueron representados en gráficos de  barras para su mejor interpretación. Cabe señalar que adicionalmente se calculó el factor de recobro y el factor de agotamiento de los yacimientos haciendo uso de la ecuación 94 y 97 respectivamente.

      

 

Donde:

  Reservas remanentes no desarrolladas, Bls   Reservas remanentes, Bls    Reservas remanentes desarrolladas, Bls

126 

 

 

CAPITULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS

MODELO DE DATOS Producto de la revisión documental referente a los yacimientos Quevedo (Q1,

Q2 y Q3) del campo Guafita sur, se obtuvo datos importantes para el inicio de la investigación, entre ellos: número de pozos con histórica de producción, número de  pozos con pruebas de presión y núm número ero de pozos con análisis PVT. Dichos datos se muestran en la figura 59 la cual es un modelo 3D de los yacimientos Quevedo en donde se encuentran espacialmente ubicados los pozos completados en estas arenas, con una leyenda que indica la información con la que se cuenta de cada uno de ellos.

Figura 59. Información Disponible, Yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3), Campo Guafita Sur. Historia de producción (18) Data de Presión (13) Análisis PVT (3)

212 150

155

148 145

178

153 23

25

5X

201 29 156 75

13X

26 70

67

89

19 64

219

118 63

68

Soto, H. (2014)

127 

 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

ANÁLISIS CONVENCIONAL DE YACIMIENTO 1. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO HISTÓRICO DE PRESIÓN

Tabla 5. Historia de Presión de Los Yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3).  

Fecha

Pozo

TVD (Pies)

Yac.

Presión (Lpc)

Presión Promedio (Lpc)

EMR (Pies)

°API

Datum (pies)

Presión al Datum (Lpc)

25/12/84

GF-5X

7723 7764 7807

Q1 Q2 Q3

3271,7 3286 3304,5

3287,4

474

27,3

7137

3228,2

09/03/86

GF-13X

3183,65 3209,5 3308,15 3081

488

29,6

7137

3230,34

GF-19

Q1 Q2 Q3 Q2

3233

26/05/87

7502 7551 7843 7637

3081

483

27,9

7137

3074,46

10/10/89

GF-29

7674

Q3

3058

3058

479

29,1

7137

3036,02

11/12/95

GF-63

7432

Q2

2460

2460

480

29,2

7137

2530,57

10/04//96

GF-64

7458 7494 7496

Q2

2294 2277 2278

2283

480

28,8

7137

2334,51

12/07/97

GF-118

7455 7501

Q2 Q3

2514,6 2998,1

2756,3

480

27,8

7137

2809,83

08/05/01

GF-145

7619 7620 7653

Q1 Q2 Q3

2899,3 3038 3141

3026,5

475

26,7

7137

3018,87

29/09/01

GF-148

7639 7663 7680

Q1

3132,12 3144,05 3150,62

3142,2

479

27,9

7137

3124,92

26/05/02

GF-156

7521 7552 7629

Q1 Q2 Q3

2876,5 2795,8 2957

2876,4

477

27,5

7137

2894,41

18/05/04

GF-178

7605 7678

Q1 Q2

2549,62 3003

2776

478

28,3

7137

2766,14

09/08/05

GF-201

7632 7667

Q2 Q3

2464,3 2952,6

2708,4

479

27,9

7137

2695,40

21/08/09

GF-219

7398 7425 7502

Q1 Q2 Q3

2783,99 1975 2602,26

2453,75

492

28,2

7137

2525,73

Soto, H. (2014)

128 

 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados Con los datos de presión al datum y fecha de la tabla 5 se construyó el siguiente gráfico el cual muestra el comportamiento histórico de presión de los yacimientos Quevedo.

Figura 60. Comportamiento Histórico de Presión de Los Yacimientos Quevedo.   3500

3000 2500    )   c   p    L    (   n    ó    i   s   e   r    P

3228,8 Lpc 2000 2525,73 Lpc

1500 1000 500 0 1984

1987

1990

1993

1995

1998

2001

2004

2006

2009

2012

 Año

Soto, H. (2014)

Como se observa en la figura 60, los yacimientos Quevedo al ser descubiertos en el año 1984 poseían una presión de 3228,2 Lpc, la cual fue medida en el pozo descubridor GF-5X, una vez iniciada su explotación la presión comenzó a declinar  progresivamente y hasta la fecha 21/08/09 se registró en el pozo GF-219 una presión de 2575,73 Lpc lo que representa una caída de presión promedio de 703,07 Lpc en aproximadamente 28 años de explotación continua, dicha perdida de energía es poco considerable teniendo en cuenta el tiempo de explotación y el 50,36% de agotamiento en el cual se encuentran las reservas de crudo de los yacimientos. Sin embargo se  puede apreciar en la figura 60 que existen valores de presión que se ubican por

129 

 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados encima y por debajo de la línea tendencia, éste comportamiento puede ser explicado mediante la figura 61.

Figura 61. Mapa de Burbujas de Producción Acumulada de Fluido de Los Pozos Productores de Los Yacimientos Quevedo. 271500 776000

273000

274500

276000

277500 776000

FECHA:01/06/2013

775200

775200

774400

774400

773600

773600

N 772800

772800

Liquido Acumulado ( Mbls ) 1

Frontera con Colombia

772000 271500

273000

5421 10841 772000

274500

276000

277500

Soto, H. (2014)

En el mapa de burbujas mostrado en la figura 61 se puede observar claramente la zona de los yacimientos que ha sido más drenada, ya que el tamaño y color de las  burbujas permite identificar los pozos que históricamente han producido la mayor cantidad de fluido, teniendo esto en cuenta podemos visualizar que dicha zona se encuentra hacia el sur de los yacimientos, mientras que la zona menos drenada hacia el norte de los mismos. Esto da respuesta a los valores de presión ubicados por debajo de la línea tendencia en la figura 60, ya que los pozos donde fueron medidas dichas  presiones están es tán ubicados en la zona don donde de se ha extraído la mayor cantidad de fluido y por ende la declinación de la presión de los yacimientos en esta región ha sido más 130 

 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados acentuada, además estos pozos se encuentran cercanos a la frontera con Colombia y debido a que los yacimientos Quevedo se extienden hacia el vecino país, la  producción de los pozos colombianos incide considerablemente en la declinación de  presión de los yacimientos en esa zona ffronteriza. ronteriza. En cuanto a las presiones ubicadas  por encima de la línea tendencia, los pozos en los cuales se midieron dichas presiones se encuentran ubicados en la zona menos drenada de los yacimientos y por ende la  presión allí ha sufrido una menor declinación.

Debido a este comportamiento de presión, se puede decir que los yacimientos Quevedo poseen dos regiones de presión, así que, para mayor fundamento, a continuación se muestra en la figura 62 y 63 los resultados del análisis de presión reportado en el informe técnico del modelo de simulación dinámico de los yacimientos en estudio realizado por Damas, J (2011).

Figura 62.  Regiones de Presión Establecidas para Los Yacimientos Quevedo en El Modelo de Simulación Dinámico.

Fuente: Damas, J. (2011) 131 

 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Figura 63. Cotejo Histórico de Presión de Los Yacimientos Quevedo en El Modelo de Simulación Dinámico.

Fuente: Damas, J. (2011)

La figura 62 muestra las regiones de presión establecidas por Damas, J (2011)  para el modelaje de los yacimientos Quevedo, el color amarillo representa la región de alta presión y el color verde la región de baja presión. Mientras tanto en la figura 63 se observa el cotejo histórico de presión de los yacimientos Quevedo obtenido en el modelo de simulación dinámico, en donde la curva de color verde representa el comportamiento de presión simulado para la región de alta presión y la curva de color azul representa el comportamiento de presión simulado para la región de baja presión y como se aprecia, para ambos comportamientos existe un cotejo aceptable con respecto al de la presión real de los yacimientos. En cuanto a la caída de presión histórica, la región de alta presión ha sufrido una pérdida energética aproximadamente de 200 Lpc mientras que la región de baja presión unos 700 Lpc, 132 

 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados ambas caídas de presión son igualmente poco considerables, es decir que la declinación energética no juega un papel importante en la declinación de la  producción de los yacimientos Quevedo.

2. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN

Figura 64. Comportamiento Histórico de Producción de Los Yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3). BPPD: 345 Bls/día

   ) 10000   a    í    d    / 8000   s    l    B    ( 6000   o    Q 4000

Np: 25892970 Bls

30000

   )

  s 24000    l    b

   M 18000    ( 12000

  p    N

6000

2000

0

0 1985 86 8 6 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2 20 000 01 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 FECHA

BAPD: 7588 Bls/día

   ) 25000   a    í    d    / 20000   s    l    B    ( 15000

Wp: 97905959 Bls

100000   )

  s 80000    l    b

   M

60000    (

  p

40000    W

  w 10000    Q 5000

20000

0

0 1985 86 8 6 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2 20 000 01 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 FECHA

   )    N    B    /    N    C    P    (    P    G    R

125 100 75 50 25 0

Wc: 0.957

  s 20   o   v    i    t 16   c    A   s 12   o   z 8   o    P

  g

0.8    A

  e    d

0.6   e    t

  r    C

0.4   o 0.2

4 0

1.0   a   u

1985 86 8 6 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 20 2000 0 01 1 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13

0.0

FECHA

Soto, H. (2014)

Los yacimientos Q1 GF-5, Q2 GF-5 Y Q-3 GF-13 fueron descubiertos entre los años 1984 y 1986 con la perforación de los pozos GF-5X y GF-13X respectivamente. La producción de estos yacimientos comenzó oficialmente en el año 1986 después de la instalación de oleoductos y bombas centrífugas en la mayoría de los pozos, hasta la actualidad (junio 2013) han sido perforados 65 pozos en estos 133 

 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados reservorios de los cuales 18 han producido crudo de manera rentable (todos completados con bombas electrosumergibles), alcanzando para la fecha un volumen de petróleo acumulado de 25,89 MMBLS. El hidrocarburo contenido en estos reservorios es de 29°API (petróleo mediano), la presión de burbuja es bastante baja, se encuentra en el orden de 105 Lpc con valores de gas disuelto alrededor de 10 PCN/BN. Considerando que la presión

inicial de los yacimientos Quevedo registró un valor de 3228,2 Lpc y en la actualidad su presión oscila entre 2500 Lpc y 2800 Lpc, se les puede clasificar como yacimientos sub-saturados. En la figura 64 se puede observar el comportamiento histórico de dos variables de producción (%AyS y RGP) que debe tomarse en cuenta al momento de realizar un análisis de declinación de producción ya que como se ha mencionado en varias ocasiones, el análisis del comportamiento histórico de producción se realiza con la finalidad de identificar la variable de carácter natural con mayor influencia en la declinación de la tasa de crudo para entonces establecer su comportamiento como una guía para identificar períodos de producción que reflejen las condiciones cambiantes de los yacimientos y lograr así una extrapolación de dichas condiciones mediante las curvas de declinación con algún grado de fiabilidad. El comportamiento de producción mostrado en la figura 64, fundamenta lo mencionado acerca del estado sub-saturado de los yacimientos ya que la relación gas petróleo (RGP) se ha mostrado relativamente constante en el tiempo, los períodos de  producción en donde se observa una elevación considerable de su valor se debe a errores en la carga de datos al software OFM, de tal manera que debido a su comportamiento dicha variable no está relacionada con la declinación de la tasa de crudo, en cambio si observamos el comportamiento del corte de agua y sedimentos (%AyS), esta variable ha estado presente desde el inicio de la explotación de los yacimientos Quevedo, y ha aumentado progresivamente hasta alcanzar valores alrededor de 98% en la actualidad, influenciando contundentemente la declinación de  producción de los yacimientos, lo cual se debe según Ferrer (2005) al efecto hidrodinámico de un acuífero que se alimenta continuamente de los afloramientos de 134 

 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados los andes Venezolanos, relacionándose esto con la leve caída de presión observada en la figura 60, en cuanto a los períodos de la producción donde se observa una disminución del %AyS, se debe principalmente al cierre de pozos con altos cortes de agua. En la figura 65 se muestra la distribución inicial de los fluidos en el modelo de simulación de los yacimientos Quevedo, en donde se observa las altas saturaciones

agua en la zona más baja de la estructura de los yacimientos, correspondientes al acuífero existente (celdas color azul), el CAPO se encuentra a 7300 pies TVDSS.

Figura 65.  Distribución Inicial de Los Fluidos de Los Yacimientos Quevedo en El Modelo de Simulación Dinámico.

Fuente: Damas, J. (2011)

135 

 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados Con respecto a los incrementos abruptos de la ttasa asa de petróleo observados en la figura 64 durante los períodos de producción comprendidos entre las fechas (1988/06/01-1990/06/01), (1996/01/01-1997/01/01) y (2001/01/01-2002/06/01) se deben principalmente al aumento en el número de pozos activos producto de la aplicación de las campañas de perforación y reacondicionamiento dirigidas a elevar la  producción de los yacimientos, también se puede observar que durante el período de

 producción comprendido entre la fecha 2006/01/01 y 2008/01/01, la RGP se encuentra estable, el número de pozos productores activos es constante y el corte de agua muestra un comportamiento inversamente proporcional al mostrado por la tasa de crudo la cual se entre en clara declinación, siendo esta una característica de yacimientos los cuales el comportamiento de declinación de la tasa de crudo está gobernado por la producción de agua. Analizado el comportamiento histórico de la  producción de los yacimientos Quevedo, se puede decir que su causa natural de declinación es la producción de agua, sin embargo a continuación se realizará un  balance de materiales para conocer de manera cuantitativa el aporte de energía del acuífero a los yacimientos, y fundamentar con ello el comportamiento histórico de  presión y producción de los yacimientos Quevedo.

3. DEFINICIÓN DEL MECANÍSMO DE PRODUCCIÓN DE LOS YACIMIENTOS Establecimiento del Balance de Materiales Como parte de la recopilación de información necesaria para el establecimiento del balance de materiales, se obtuvo en primer lugar los datos acerca de las propiedades PVT de los fluidos de los yacimientos Quevedo, disponiendo de 4 análisis PVT a los cuales se les aplicó diferentes criterios de validación con la finalidad de seleccionar el más representativo. Los resultados obtenidos se presentan a continuación en la tabla 6.

136 

 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Tabla 6. Validación de Consistencia de los Análisis PVT Disponibles de Los Yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3). PRUEBAS DE CONSISTENCIA Análisis PVT

Yac.

T (°F)

°API

Pb (Lpca)

Rsi (PCN/BN)

Función “Y" 

Densidad

Desigualdad

Balance de Materiales

GF-5X

Q1

200

27,2

65,7

7,5

SI

N/A

N/A

N/A

GF-5X

Q2

200

26

49,7

6,7

SI

N/A

N/A

N/A

GF-145

Q2

195

28,3

175

10

NO

SI

SI

NO

GF-156

Q2

195

32,4

105

10

SI

N/A

N/A

N/A

Soto, H. (2014)

Figura 66. Prueba de Linealidad de La Función “Y” de Los Análisis PVT Disponibles Para Los Yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3).   GF-5X Lineal (GF-5X)

GF-5X Lineal (GF-5X)

GF-156 Lineal (GF-156)

GF-145 Lineal (GF-145)

50 R² = 0,9143

40    "    Y    " 30   n    ó    i   c   n   u20    F

R² = 0,9998

R² = 0,974 R² = 0,3547

10

0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Presión (Lpca)

Soto, H. (2014)

137 

 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados Al análisis PVT realizado a las muestras de fluido tomadas en los pozos GF5X y GF-156 a nivel de los yacimientos Q1 y Q2 no se les aplicó los criterios de validación de densidad, desigualdad y balance de materiales ya que no disponían de la prueba de liberación diferencial, en tanto, solo fue posible aplicar la función “Y”,

la cual resultó válida para los tres análisis PVT, sin embargo el análisis PVT realizado a la muestra de fluido tomada en el pozo GF-145 a nivel del yacimiento Q2 resultó

inválido según los criterios de validación: función Y y balance de materiales, pero

mostró validez para los criterios de densidad y desigualdad (ver tabla 6). Cabe destacar que debido a que los yacimientos se encuentran en estado subsaturado con una presión de burbuja bastante baja, alrededor de 105 Lpc y la razón de solubilidad con un valor de 10 PCN/BN aproximadamente, las pruebas de liberación diferencial realizadas a las muestras de fluido se consideran no representativas. Por tanto fue suficiente con los resultados arrojados por el criterio de validación de la función “Y” para seleccionar el PVT más representativo de los fluidos de los

yacimientos Quevedo. Considerando que tres de los cuatro análisis PVT resultaron ser válidos mediante este criterio se seleccionó como el PVT más representativo aquel que mostrase el mayor coeficiente de determinación considerando una regresión lineal. Como se muestra en la f igura igura 66 la función “Y” del análisis PVT realizado a la muestra de fluido tomada en el pozo GF-156 posee el mayor coeficiente de determinación con un valor de 0,99 reflejando un ajuste lineal casi perfecto indicativo de la poca cantidad de componentes no hidrocarburados y de que las mediciones en laboratorio fueron hechas con precisión, por tanto se seleccionó el análisis PVT del  pozo GF-156 como representativo de las propiedades de los fluidos de los yacimientos Quevedo. Cabe señalar que debido a la poca declinación energética de los yacimientos Quevedo pese a su explotación continua durante 25 años y aunado a la alta producción de agua característico de la existencia de un acuífero activo de acción infinita, se utilizó para el balance de materiales un modelo de acuífero tipo Carter y Tracy. La figura 67 muestra la representación lineal de la ecuación de

138 

 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados  balance de materiales, la cual permitió el cálculo del petróleo original en sitio (POES) de los yacimientos en estudio.

Tabla 7. Parámetros de los Yacimientos Quevedo y del Acuífero Utilizados para El Establecimiento del Balance de Materiales. YACIMIENTO

ACUÍFERO

re (pies)

3577,41

K (md)

2020

Soi (fracción)

0,75

 (fracción)

0,26

Swi (fracción)

0,25

h (pies)

60

Cw (Lpc-1)

3,09529e-6

 (cps)

0,336771

Cf (Lpc-1)

3,23281e-6

P DVSA División Boyacá. (2012)  Fuente: Libro de Reservas del Distrito Apure, PDVSA

del POES de Los Yacimientos Quevedo Mediante La Ecuación Figura 67. Cálculo de Balance de Materiales.

Soto, H. (2014)

139 

 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados El POES obtenido mediante la figura 67 fue de 80 MMbls mostrando una diferencia de 0,2% con respecto al POES oficial establecido en 79,83 MMbls, el ángulo de encrochamiento acuífero-yacimiento resultó ser de 127 grados y la relación de radios acuífero-yacimiento se estableció en 32, lo que refleja la gran dimensión del acuífero existente. El cotejo final de presión, se muestra a continuación en la figura 68.

Figura 68.  Cotejo Histórico de Presión de Los Yacimientos Quevedo Obtenido del Balance de Materiales.

Soto, H. (2014)

En la figura 68, se observa como el comportamiento de presión simulado (curva color rojo) se sobrepone a la curva de color azul que representa el comportamiento histórico, reflejando un cotejo de presión aceptable, lo cual es indicativo de que el valor de POES obtenido es correcto y los resultados obtenidos mediante este balance de materiales gozan de certidumbre. 140 

 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados A continuación se presenta la figura 69 la cual que muestra el mecanismo de  producción predominante de los yacimientos Quevedo:

Figura 69.  Índice de Empuje de Los yacimientos Quevedo Obtenido Mediante el Establecimiento de Balance de Materiales.

99% Empuje Hidráulico

Soto, H. (2014)

Tal y como se muestra en la figura 69 el empuje predominante en los yacimientos Quevedo es el hidráulico en un 99% lo cual fundamenta contundentemente el comportamiento histórico de presión y producción de estos reservorios, de tal forma que la producción de agua, efectivamente es la variable de carácter natural con mayor influencia en la declinación de la producción y por ende el comportamiento del %AyS es una guía confiable para el análisis de declinación de  producción.

141 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados 

SELECCIÓN DE LOS POZOS PARA EL ANÁLISIS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN 1. REVISIÓN DEL ESQUEMA DE COMPLETACIÓN En la tabla 8 se presentan los pozos completados a nivel de los yacimientos

Quevedo clasificados según se esquema de completación.

Tabla 8. Clasificación de Los Pozos Completados en Los Yacimientos Quevedo Según Su Esquema de Completación.  Productor en Commingled No Productor (generó potencial)

Productor No Commingled

Pozo

Yac.

Quevedo

Quevedo-Otros

GF-5X-5

Q1

 

GF-201-1

Q3

 

GF-13X-(1-2)

Q3

 

GF-23-2

Q2

 

GF-26-(1-2)

Q2

 

GF-68-(1-2)

Q2

 

GF-75-(1-2)

Q2

 

GF-89-2

Q2

 

GF-145-1

Q2

 

GF-155-3

Q2

 

GF-156-1

Q2

 

GF-29-(1-2)

Q2,Q3

 

GF-64-(1-3)

Q2,Q3

 

GF-70-(1-2)

Q1,Q2



GF-212-(1-2)

Q1,Q2

GF-25-(2-3)

Q1,G10

 

GF-67-3

Q1,G10

 

GF-148-2

Q1,G10

 

GF-150-2

Q2,G10

 

GF-153-2

Q2,G10

 

  

Soto, H. (2014)

142 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados 

Figura 70.  Distribución de Los Pozos Completados en Los Yacimientos Quevedo Según Su Esquema de Completación.

2

9

4

9

5

No Productores

Quevedo

Productores No Commingled

Quevedo-Otros

Productores Commingled

Soto, H. (2014)

Como se muestra en la figura 70, de los 20 pozos completados a nivel de los yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3), 2 (10%) no produjeron, 9 (45%) han producido de las arenas en estudio de manera individual y los otros 9 (45%) han producido las arenas en estudio de manera conjunta, de las cuales solo 4 lo han hecho entre los mismos yacimientos Quevedo, mientras que los otros 5 lo han hecho con el yacimiento G-10. Por tanto para evitar que el análisis de declinación a realizar por  pozo sea influenciado por el co comportamiento mportamiento de producción de los yacimientos G-10, estos últimos 5 pozos (GF-25, GF-67, GF-148, GF-150 y GF-153) fueron descartados  para el análisis, consideran considerando do su comportamiento de producción no representativo repr esentativo de los yacimientos Quevedo, así que los pozos productores no commingled y los  productores commingled Quevedo, en total 13 pozos (65%) fueron considerados como los pozos con producción representativa de los yacimientos en estudio.

143 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados  Es importante señalar, que si observamos la tabla 8, nos damos cuenta que no existen pozos que hayan producido individualmente del yacimiento Q1, tan solo del yacimiento Q2 y Q3, pero de este último solamente uno (GF-13X), es por ello que no fue posible realizar el análisis de declinación de los yacimientos Quevedo por separado, aunado a la recomendación de Damas, J (2011) de analizar estos yacimientos como un solo reservorio.

2. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN Y VERIFICACIÓN

DE

LAS

CONDICIONES

DEL

EQUIPO

DE

LEVANTAMIENTO Tabla 9. Período de La Producción Por Pozo que Cumple Con Las Condiciones Para El Análisis de Las Curvas de Declinación . PERÍODO DE LA PRODUCCIÓN Pozo

Inicio

Final

Duración (años)

GF-13X

1987/07/01

1990/06/01

2,92

GF-26

2001/01/01

2004/07/01

3,5

GF-64

2005/01/01

2011/12/01

6,92

GF-68

2005/01/01

2009/01/01

4

GF-70

2005/06/01

2009/03/01

3,75

GF-89

2002/10/01

2004/10/01

2

Soto, H. (2014)

La tabla 9 muestra la duración del período de producción identificado por  pozo el cual cumple las condiciones para el análisis de declinación de producción. Se logró identificar dicho período de producción a 6 de los 13 pozos analizados (46%) ya que el tiempo promedio de la producción de los otros 7 pozos (54%) por ser muy corto (2 años) dificultó la identificación del período de la producción mayor a dos

144 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados  años que cumpliese con todas las condiciones requeridas, mientras que el tiempo  promedio de producción de los pozos que se muestran en la tabla 9 por ser bastante largo (18 años) facilitó la tarea. A continuación se presenta como ejemplo, el análisis de los resultados obtenidos durante la identificación del período de la producción del  pozo GF-70:

Figura 71. Período de La Producción del Pozo GF-70 que Cumple Con Las Condiciones Para El Análisis de Declinación.   % AyS

BNPD

BFPD

3750

100

3000

80

2250

60

1500

40

750

20

0

1996

97

98

99

2 20 000

Nivel (Pies)

01 01

02

03

04 05 FECHA

Intake (Pies)

06

07

08

09

10

11

12

13

160

   )   c   p    L    ( 120    h   w    P

100 80    )   z

2000

   H    (   a    i 60   c   n   e   u 40   c   e   r    F

4000

80

6000

40

8000

0

0

Pwh (Lpc)

Frecuencia (Hz ( Hz))

0

200

   S   y    A    %

20

1997

98

99

20 2000

0 01 1

02

03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

13

0

FECHA

Soto, H. (2014)

Tal y como se observa en la figura 71 el período de la producción comprendido entre 2005/06/01 y 2009/03/01 fue seleccionado en primera instancia como el período de la producción que cumple con las condiciones para el análisis de declinación ya que se observa una clara declinación de la tasa de crudo, el %AyS aumenta progresivamente (característica natural de los yacimientos Quevedo debido a 145 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados  su empuje hidráulico), la tasa de fluido de ha mantenido relativamente constante en 1690 BFPD aproximadamente con cambios leves que se deben principalmente a la variación de la presión de entrada a la bomba producto de los cambios del nivel dinámico de fluido en el pozo, la frecuencia se ha mantenido constante en 60Hz y la  presión de cabezal también se ha mostrado relativamente estable en un valor de 110 Lpc.

Figura 72. Curvas de Comportamiento de La Bomba Electrosumergible Operativa en El Pozo GF-70 Durante El Período de La Producción Comprendido Entre Junio de 2005 y Marzo de 2009.

Soto, H. (2014)

146 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados  La figura 72 muestra las curvas de comportamiento de la bomba electrosumergible TD1750 operativa durante el período de producción comprendido entre 2005/06/01 y 2009/03/01 del pozo GF-70, esta gráfica revela que dicha bomba operando a 60 Hz trabaja en un rango óptimo que va desde 1200 BFPD a 2100 BFPD, es decir que la tasa óptima se encuentra alrededor de 1700 BFPD, comparando este valor con el de la tasa de fluido real del pozo que se ha mantenido

estable en 1690 BFPD aproximadamente durante dicho período (ver figura 71) queda verificado que la bomba electrosumergible durante el periodo de la producción comprendido entre 2005/06/01 y 2009/03/01 operó dentro de su rango óptimo, por lo tanto se descarta que dicho período de producción haya sido influenciado por las condiciones del equipo de levantamiento. En cuanto a la capacidad de producción del sistema, el análisis nodal arrojó los siguientes resultados:

Figura 73.  Análisis Nodal del Pozo GF-70 Para El Período de La Producción Comprendido entre Junio de 2005 y Marzo de 2009.

Soto, H. (2014)

147 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados   

Considerando la configuración mecánica del pozo, parámetros del yacimiento,

 propiedades de los fluidos y todas las demás variables tomadas en cuenta en un análisis nodal, la figura 73, muestra que la capacidad de producción del pozo GF-70  para el período de la producción comprendido entre 2005/06/01 y 2009/03/01 es de 1565 BFPD, valor muy cercano a la tasa real de fluido producida por el pozo durante dicho período (ver figura 71), esto quiere decir que las condiciones del hoyo fueron

favorables y que no existió ningún problema mecánico a nivel del pozo que alterase el comportamiento de la producción.

Figura 74. Diagnóstico de La Procedencia del Agua del Pozo GF-70 Para El Período de la Producción Comprendido Entre Junio de 2005 y Marzo de 2009 Utilizando El Método de Chan.

10

RAP.Mensual

2

RAP.Derivada

101

10

10

10

10

10

0

-1

-2

-3

-4

-5

10

10

-6

10

50

100

500

1000

5000

1000 0

DIAS DE PRODUCCIÓN ACUMULADO

Soto, H. (2014)

148 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados 

Figura 75. Diagnóstico de La Procedencia del Agua del Pozo GF-70 Para El Período de la Producción Comprendido Entre Junio de 2005 y Marzo de 2009 Utilizando El Método de Ramos. 100

y = 6E-06x1,5113  10

   P    A    R

1

0 1

10

100

1000

10000

T-Tbt

Soto, H. (2014)

La figura 74 muestra el diagnóstico de la procedencia del agua mediante el método de chan para el período de la producción del pozo GF-70 comprendido entre 2005/06/01 y 2009/03/01, y aunque existe dispersión entre los datos, se observa el incremento progresivo y considerable de ambas variables RAP y RAP´ en función de los días de producción acumulados, lo cual según los patrones de comportamiento establecidos por K.S Chan es característico del fenómeno de canalización (ver figura 14), destacando de esta manera que la procedencia del agua en dicho período de  producción es de carácter natural. El fenómeno de canalización se debe  principalmente a la heterogeneidad de los yacimientos Quevedo lo cual debido a la estratificación permite la existencia de lentes de arena con alta permeabilidad que sirven de canales para el flujo preferencial de agua y el rápido irrumpimiento de esta en el pozo. Según el método de Ramos (figura 75) el período de la producción del pozo GF-70 comprendido entre 2005/06/01 y 2009/03/01 efectivamente refleja un patrón de canalización ya que el exponente de la regresión potencial realizada con los datos 149 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados  de dicho período, supera la unidad con un valor de m=1.5. Es así entonces como queda verificado que el período de la producción del pozo GF-70 comprendido entre la fecha 2005/06/01 y 2009/03/01 cumple con todas las condiciones para llevar a cabo el análisis de declinación con un grado de fiabi fiabilidad lidad considerable. A continuación en la tabla 10, 11 y figura 76 se muestran los resultados de los demás pozos mostrados en la tabla 9 a los cuales se le identificó un período de la producción que cumple con

las condiciones requeridas para el análisis de declinación:

Tabla 10. Resultados del Análisis Nodal Realizado Para El Período de La Producción Identificado Por Pozo y Características de La Bomba Electrosumergible Operativa Durante Dicho Período.

Pozo

DATOS DE PRODUCCIÓN Capacidad Tasa de real producción (BFPD) (BFPD)

DATOS DEL EQUIPO BES

Etapas

Frecuencia (Hz)

Tipo de bomba

Rango de operación (BFPD)

Tasa óptima (BFPD)

GF-13X

5100

4726

133

60

TE-5500

3500-7200

5200

GF-26

730

676

254

60

TD-650

450-800

650

GF-64

1630

1512

105

60

TE-1500

800-2250

1700

GF-68

1180

1093

266

60

TD-1200

800-1500

1200

GF-70

1690

1565

284

60

TD-1750

1200-2100

1700

GF-89

2080

1927

267

60

TD-1750

1200-2100

1700

Soto, H. (2014)

150 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados 

Figura 76.  Comparación Entre La Tasa Óptima de Operación de La Bomba Operativa Durante El Período de Producción Identificado Por Pozo, La Tasa Real  promedio de Fluido Aportada Por El Pozo Durante El Mismo Período y Su Capacidad de Producción Determinada Mediante Análisis Nodal. 6000 5000 4000

3000 2000 1000 0

GF-13X

GF-26

G GF-64 F-64

GF-68

GF-70

GFGF-89 89

Tasa óptima

5200

650

1700

1200

1700

1700

Tasa real

5100

730

1630

1180

1690

2080

Cap. producción

4726

676

1512

1093

1565

1927

Soto, H. (2014)

Tabla 11.  Diagnóstico de La Procedencia del Agua del Período de Producción Identificado Por Pozo. PROCEDENCIA DEL AGUA POZO

CHAN

RAMOS

GF-13X

Canalización

Canalización m=1,15

GF-26

Avan. Normal

Avan. Normal m=0,78

GF-64

Canalización

Canalización m=2,34

GF-68

Avan. Normal

Avan. Normal m=0,42

GF-70

Canalización

Canalización m=1,51

GF-89

Avan. Normal

Avan. Normal m=0,41

Soto, H. (2014)

151 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados 

ANÁLISIS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POR POZO En la tabla 12 se presentan los resultados obtenidos del análisis de las curvas de declinación tasa vs tiempo y tasa vs Np para el período de producción identificado  por pozo.

Tabla 12. Resultados Obtenidos del Análisis de Las Curvas de Declinación Tasa vs Tiempo y Tasa vs Np Para El Período de Producción Identificado Por Pozo. Tasa Vs TIEMPO Exponencial

Armónica

Hiperbólica

Pozo

b

Di (A.n)

R 2

b

Di (A.n)

R 2

b

Di (A.n)

R 2

GF-13X

0

0,30905

0,85139

1

0,03573

0,82091

0,00030

00,30835 ,30835

0,85138

GF-26 GF-64

0 0

0,17137 0,25758

0,67672 0,83442

1 1

0,05971 0,10261

0,66716 0,78465

0,00053 0,00035

00,17121 ,17121 00,25746 ,25746

0,67671 0,83442

GF-68

0

0,34783

0,81068

1

0,10142

0,71754

0,00026

00,34762 ,34762

0,81066

GF-70

0

0,13505

0,83354

1

0,07273

0,82638

0,00068

00,13498 ,13498

0,83354

GF-89

0

0,30441

0,84898

1

0,07541

0,84358

0,00030

00,30414 ,30414

0,84898

TASA Vs PETRÓLEO ACUMULADO Exponencial

Armónica

Hiperbólica

Pozo

b

Di (A.n)

R 2

b

Di (A.n)

R 2

b

Di (A.n)

R 2

GF-13X

0

0,309035

0,85882

1

0,038194

0,827964

0,000001

0,309032

0,85882

GF-26

0

0,170747

0,69123

1

0,0723132

0,663181

0,000001

0,170746

0,69123

GF-64

0

0,246836

0,85470

1

0,104385

0,792113

0,000001

0,246835

0,85470

GF-68

0

0,293077

0,80391

1

0,109857

0,726301

0,000001

0,293076

0,80391

GF-70

0

0,137084

0,83955

1

0,0851564

0,831376

0,000001

0,137084

0,83955

GF-89

0

0,339908

0,85245

1

0,0115547

0,841204

0,000001

0,339907

0,85245

Soto, H. (2014) 152 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados 

Tabla 13.  Resultados Obtenidos del Análisis de La Curva Tipo Fetkovich Para El Período de Producción Identificado Por Pozo. TIPO FETKOVICH Pozo

b

Di (A.n)

GF-13X

0

0,30905

GF-26

0

0,17137

GF-64

0

0,25758

GF-68

0

0,34783

GF-70

0

0,13505

GF-89

0

0,30441

Soto, H. (2014)

Tal y como se muestra en la figura 77 y 78 los resultados obtenidos mediante el análisis de los tres modelos de curvas de declinación (q vs t, q vs Np, y tipo Fetkovich), coinciden para los seis pozos analizados, arrojando un tipo de declinación exponencial y una tasa de declinación promedio por pozo de 0,25422 A.n, 0,24945 A.n y 0,25422 A.n correspondientemente, con un coeficiente de determinación promedio por pozo de 0,80929 para la curva de declinación q vs t y de 0,81678 para la curva de declinación q vs Np (ver figura 79) lo cual refleja la buena calidad de ajuste del modelo de declinación determinado, considerando entonces, el modelo de declinación obtenido por pozo como representativo del comportamiento de declinación de producción del período analizado.  

153 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados 

Figura 77.  Número de Pozos Según El Tipo de Declinación Obtenido Mediante El Análisis de Las Curvas de Declinación q vs t, q vs Np y Tipo Fetkovich.   7 6   s   o   z   o   p

5 4 3

  e    d               °

   N

2 1 0

q vs t

q vs Np

Tipo Fetkovich

Exponencial

6

6

6

Armónica

0

0

0

Hiperbólica

0

0

0

Soto, H. (2014)

Figura 78. Tasa de Declinación Obtenida Mediante El Análisis de Las Curvas de Declinación q vs t, q vs Np y Tipo Fetkovich Para El Tipo de Declinación Exponencial.     )   n  .    A    (   n    ó    i   c   a   n    i    l   c   e    d   e    d   a   s   a    T

0,4 0,35 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0

q vs t

GF-13X 0,30905

q vs Np

0,309035 0,170747 0,246836 0,293077 0,137084 0,339908

Tipo Fetkovich 0,30905

GF-26 0,17137 0,17137

GF-64 0,25758 0,25758

GF-68 0,34783 0,34783

GF-70 0,13505 0,13505

GF-89 0,30441 0,30441

Soto, H. (2014)

154 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados 

Figura 79. Coeficiente de determinación del modelo de declinación Exponencial Determinado Por Pozo Para El Período de Producción Identificado.     ) 1    R    (   n 0,9    ó    i 0,8   c   a   n 0,7    i   m   r 0,6   e    t   e 0,5

   2

   d   e 0,4    d   e 0,3    t   n   e 0,2    i   c    i    f   e 0,1   o    C 0

GF-13X

GF-26

GF-64

GF-68

GF-70

GF-89

q vs t

0,85139

0,67672

0,83442

0,81068

0,83354

0,84898

q vs Np

0,85882

0,69123

0,8547

0,80391

0,83955

0,85245

Soto, H. (2014)

Cabe destacar que el tipo de declinación obtenido (exponencial), guarda estrecha relación con las características de los yacimientos Quevedo, ya que según Fetkovich (1973) los yacimientos que se encuentran en estado subsaturado y poseen un fuerte empuje hidráulico, la tendencia de declinación de la producción será del tipo exponencial, de tal manera que los resultados obtenidos en esta investigación son consistentes con lo expresado por fetkovich (1973). A continuación en las figuras 80 y 81 se presentan las gráficas del análisis de las curvas de declinación obtenidas durante la determinación del modelo de declinación de uno (1) de los seis (6) pozos analizados, específicamente el pozo GF-70.

155 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados 

Figura 80. Análisis de Las Curvas de Declinación de Producción q vs t y q vs Np, del Período de Producción Identificado Para El Pozo GF-70. 10000

5000

q vs t

Working Forecast Param Parameters eters b :0 Di : 0.135054 A.n.

   )    D    /    S    L    B    (    O    E    L     Ó    R    T    E    P    E    D    A    S    A    T

1000

500

100

50

10 1996 97

98

99

20 2 000

0 01 1

02

03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

1 13 3

FECHA

10000

5000

   )    D    /    S    L    B    (     O    E    L     Ó    R    T    E    P    E    D    A    S    A    T

Working Forecast Param Parameters eters b :0 Di : 0.137084 A.n.

q vs Np

1000

500

100

50

10 0

800

1600

2400

3200

4000

PETRÓLEO ACUMULADO, Mbls

Soto, H. (2014)

156 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados 

Figura 81.  Análisis de La Curva Tipo Fetkovich del Período de Producción Identificado Para El Pozo GF-70. 1000

Tipo Fetkovich 100

   L    A N

Working Forecast Parameters Parameters b :0 Di : 0.135054 A.n.

       O    I    S    N    E    M    I    D    A      O    E    L     Ó    R    T    E    P    E    D    A    S    A    T

10

1

0.1

0.01

0.001 -6

10

-5

10

-4

10

-3

10

-2

10

-1

0

10

10

1

10

2

10

3

10

TIEMPO ADIMENSIONAL

Soto, H. (2014)

Conocido el tipo de declinación que marca la tendencia del comportamiento de declinación de la tasa de crudo de los pozos analizados, se les fue actualizada la tasa de declinación a aquellos que se encuentran activos, que resultaron ser la mayoría (5 de los 6 analizados) ya que la misma fue calculada en el período de  producción comprendido entre julio de 1987 y diciembre de 2012 (ver tabla 9) y como se observa en la figura 82 el comportamiento de la variable corte de agua (guía  principal para el an análisis álisis de declinación) ha cambiado a partir p artir del d el año 2012, es decir d ecir se ha reducido la pendiente de la curva que representa dicha variable, lo cual es un comportamiento natural que se observa en pozos productores de yacimientos con fuerte empuje hidráulico cuando estos alcanzan valores de corte de agua superiores a 0.8, por tanto se presume que debido a este cambio en el comportamiento de la  producción la tasa de declinación de los pozos a disminuido su valor. Cabe destacar

157 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados  que el tipo de declinación utilizado para el cálculo de la nueva tasa de declinación fue el ya determinado (exponencial) ya que este no cambia en función del tiempo, por supuesto a excepción de aquellos yacimientos sometidos durante una etapa de su vida  productiva a la inyección de agua o gas, pero este no es el caso de los yacimientos Quevedo.

Figura 82. Comportamiento Histórico de Producción de Los Pozos Activos Para La Fecha Junio 2013 a Nivel de Los Yacimientos Quevedo. 1.0

10000

5000 0.8    )    d    /   s    l    b    (   o   e    l    ó    t   r   e    P   e    d   a   s   a    T

0.6

  a   u

   A   g   e    d   e    t   r   o 0.4    C

1000

500

0.2

0.0

100 1989 9 90 0 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05

06 07

08 09 10 11 12

13

FECHA

Soto, H. (2014)

A continuación en la tabla 14 y en las figuras 83 y 84 se presentan los resultados obtenidos del análisis de las curvas de declinación para la actualización de la tasa de declinación (se llevó a cabo durante el período 2012/01/01-2013/06/01 debido al cambio en el comportamiento de la producción observado en la figura 82). 158 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados 

Tabla 14. Resultados Obtenidos del Análisis de Las Curvas de Declinación Tasa vs Tiempo, Tasa vs Np y Tipo Fetkovich Para El Período de la Producción Comprendido Entre Enero de 2012 y Junio de 2013 de Los Pozos Activos a Nivel de Los Yacimientos Quevedo. Curva de Declinación (q vs t) Pozo

b

Di (A.n)

R 2

Curva de Declinación (q vs Np) b

Di (A.n)

R 2

Curva Tipo Fetkovich b

Di (A.n)

GF-26

0

0,0844822

0,821317

0

0,083669

0,831405

0

0,0844822

GF-64

0

0,135196

0,840519

0

0,129312

0,851312

0

0,135196

GF-68

0

0,134615

0,811216

0

0,110506

0,80768

0

0,134615

GF-70

0

0,0809075

0,838493

0

0,0811314

0,839517

0

0,0809075

GF-89

0

0,12252

0,839593

0

0,13231

0,84628

0

0,12252

Soto, H. (2014)

Figura 83.  Tasa de Declinación del Período de La Producción Comprendido Entre Enero de 2012 y Junio de 2013 de Los Pozos Activos a Nivel de Los Yacimientos Quevedo.    )   n  .    A    (   n    ó    i   c   a   n    i    l   c   e    d    d   e   a   s   a    T

0,16 0,14 0,12 0,1 0,08 0,06 0,04 0,02 0

GF-26

GF-64

GF-68

GF-70

GF-89

q vs t

0,0844822

0,135196

0,134615

0,0809075

0,12252

q vs Np

0,083669

0, 129312 0,129312

0,11050 0,110506 6

0,0811314

0, 0,13231 13231

Tipo Fetkovich 0,0844822

0,135196

0,134615

0,0809075

0,12252

Soto, H. (2014)

159 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Figura 84. Coeficiente de determinación del modelo de declinación Exponencial Determinado Por Pozo a Condiciones actuales de Producción (Enero 2012-Junio 2013).     )    R    (   n    ó    i   c   a   n    i   m   r

   2

0,86 0,85 0,84 0,83

 

  e    t   e    d   e    d   e    t   n   e    i   c    i    f   e   o    C

0,82 0,81 0,8 0,79 0,78

GF-26

GF-64

GF-68

GF-70

GF-89

q vs t

0,821317

0,840519

0,811216

0,838493

0,839593

q vs Np

0,831405

0,851312

0,807 0,80768 68

0,839517

0,84628

Soto, H. (2014)

Considerando los resultados de la curva de declinación q vs t, la figura 83 muestra que el nuevo período analizado comprendido entre 2012/01/01 y 2013/06/01 el cual representa el comportamiento actual de la producción de los pozos activos a nivel de los yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3), posee una tasa de declinación  promedio por pozo de 0,11154 A.n (56,12 % menos que la anteriormente calculada, ver figura 78) y un coeficiente de determinación promedio por pozo de 0.83023 (ver figura 84), revelando una buena calidad de ajuste lo cual genera fiabilidad al modelo de declinación determinado. En función de los yacimientos Quevedo, se puede decir que la declinación de la producción de los mismos, actualmente (Junio de 2013) sigue una tendencia tipo exponencial, con una tasa de declinación de 0,11154 A.n.

160 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

PREDICCIÓN DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO DE LOS POZOS ACTIVOS MEDIANTE DIFERENTES MODELOS DE ESTIMACIÓN Y COMPARACIÓN DE RESULTADOS 1. PREDICCIÓN MEDIANTE LA CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN TASA VS TIEMPO

 

A continuación se muestran los resultados de la predicción de las reservas de  petróleo realizadas a los pozos activos para la fecha junio 2013 a nivel de los yacimientos Quevedo mediante la curva de declinación tasa vs tiempo haciendo uso del modelo de declinación determinado a condiciones actuales de producción. Se utilizó la curva de declinación tasa vs tiempo ya que posee una relación más directa con la tasa de petróleo y gráficamente permite comprender mejor los resultados.

Figura 85. Predicción de Las Reservas de Petróleo del Pozo GF-26 a Nivel de Los Yacimiento Quevedo Mediante La Curva de Declinación Tasa vs Tiempo. Working Work ing Fore Forecas castt Phase Case Name b Di qi ti te Final Rate Cum. P Prrod. Cum. Date Reserves Reser ervves Da Datte EUR Forecastt Ended Forecas Ended By DB Fore Forecast cast Dat Date e Reser ervve T Typ ype e

10000

1000    )    D    /    S    L    B    (    O    E    L     Ó    R    T    E    P    E    D    A    S    A    T

100

Param Paramet eters ers : Oil : Case1 :0 : 0.0844822 A.n. : 37.9 bls/d : 06/30/2013 : 06/30/2027 : 11.6152 bls/d :6 68 835.66 Mbls : 06/30/2013 : 113.64 Mbls : 06/ 6/30 30/2 /20 027 : 6949.3 Mbls : Rate : 03/11/20 03/11/2014 14 : Pr Prov ove en-D -De evelop loped

10

1 198990 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

FECHA

Soto, H. (2014) 161 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Figura 86. Predicción de Las Reservas de Petróleo de Los Pozos GF-64 y GF-68 a  Nivel de Los Yacimientos Quevedo Mediante La Curva de Declinación Tasa vs Tiempo. GF-64 10000

5000

Working Fo Working Forecas recastt Phase Case Name b Di qi ti te

Param Paramet eters ers : Oil : Case1 :0 : 0.135196 A.n. : 45.7527 bls/d : 06/30/2013 : 11/30/2015

 

Final Rate Cum. Prod.    )    D    /    S    L    B    (     O    E    L     Ó    R    T    E    P    E    D    A    S    A    T

: 32.9969 bls/d : 23 2365.44 Mbls

C :: 0 13bls Reusme.rvDeaste 36 4/.3 40 6/1270M Rese eserve rves Da Date : 11 11/30 /30/20 /2015 EUR : 2399.9 Mbls Forecast Ended Ended By : Rate DB Forecas Forecastt Date Date : Not Not Save Saved d Reser eservve Typ ype e : Pro Provven-D en-Dev eveloped o ped

1000

500

100

50

10 1996

97

98

99

20 2000

01 01

02

03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

13

14

15

FECHA

GF-68

Working Work ing Fo Foreca recast st Param Paramet eters ers Phase : Oil Case Name : Case1 b :0 Di : 0.134615 A.n. qi : 47.7 bls/d ti : 06/30/2013 te : 01/31/2018 Final Rate : 25.719 bls/d Cum. P Prrod. : 1178.7 Mbls Cum. Date : 06/30/2013 Reserves : 59.6408 Mbls Reserv serve es Da Date :0 01 1/3 /31 1/2 /20 018 EUR : 1238.34 Mbls Forecast Ended Ended By By : Rate Rate DB Forecas Forecastt Date Date : Not Not Save Saved d Rese serv rve e Typ ype e : Prov Proven en-D -Dev evel elo oped ped

1000

500

   )    D    /    S    L    B    (     O    E    L     Ó    R    T    E    P    E    D    A    S    A    T

100

50

10 1996 9 97 7

98

99 2000 01

02

03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

13

14

15

16

17

18

FECHA

Soto, H. (2014) 162 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Figura 87. Predicción de Las Reservas de Petróleo de Los Pozos GF-70 y GF-89 a  Nivel de Los Yacimientos Quevedo Mediante La Curva de Declinación Tasa vs Tiempo. GF-70 10000

5000

Working Work ing Fo Foreca recast st Phase Case Name b Di qi ti te

Param Paramet eters ers : Oil : Case1 :0 : 0.0809075 A.n. : 104.367 bls/d : 06/30/2013 : 08/31/2029

 

   )    D    /    S    L    B    (    O    E    L     Ó    R    T    E    P    E    D    A    S    A    T

Final Rate Cum. Prod.

: 28.2094 bls/d : 3988.63 Mbls

Ceusme.rvDeaste 04 63 /3.8 00 /250M 13bls R :3 Reserve rves D Da ate :0 08 8/3 /31 1/2 /20 029 EUR : 4332.44 Mbls Forecast Ended Ended By : Rate DB Foreca Forecast st Date Date : 03/11/20 03/11/2014 14 Reser eservve Typ ype e :P Pro rovven en-D -Dev evel elo oped ped

1000 500

100

50

10 199697 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29

FECHA

Working Fo Working Foreca recast st Phase Case Name b Di qi ti te Final Rate Cum. Prod. Cum. Date Reserves Reserv serves es Da Datte EUR Forecast Ended By By DB Forecas Forecastt Da Date te Reserv serve eT Typ ype e

GF-89 1000

500

   )    D    /    S    L    B    (    O    E    L     Ó    R    T    E    P    E    D    A    S    A    T

Pa Param ramet eters ers : Oil : Case1 :0 : 0.12252 A.n. : 109.067 bls/d : 06/30/2013 : 05/31/2018 : 59.7104 bls/d : 377.694 Mbls : 06/30/2013 : 147.138 Mbls : 05 05/3 /31 1/2 /20 018 : 524.832 Mbls : Rate Rate : Not Not Sav Saved : Pro Prov venn-De Dev velope ped d

100

50

10 2001

02

03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

13

14

15

16

17

18

FECHA

Soto, H. (2014) 163 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Tabla 15. Resultados de La Predicción de Reservas de Petróleo Realizada a Los Pozos Activos Para La Fecha Junio de 2013 a Nivel de Los Yacimientos Quevedo Mediante La Curva de Declinación Tasa vs Tiempo.   Pozo

Inicio de predicción

Tasa Inicial (BPPD)

Tipo de declinación

Tasa de declinación

Tasa límite (BPPD)

Fin de predicción

Tiempo productivo remanente

Reservas (Mbls)

GF-26

2013/06/01

37,9

Exponencial

0,08448 A.n

11,66

2027/06/30

14 años

113.64

GF-64

2013/06/01 2013/06/01

45,7527

Exponencial

0,1352 A.n

33,152

2015/11/30

2,42 años

34.4617

 

GF-68

2013/06/01

47,7

Exponencial

0,13462 A.n

25,85

2018/01/31

4,5 años

59.6408

GF-70

2013/06/01 2013/06/01

104,367

Exponencial

0,08091 A.n

28,24

2029/08/31

16,2 años

343.805

GF-89

2013/06/01 2013/06/01

109,067

Exponencial

0,12252 A.n

59,75

2018/05/31

4,92 años

147.138

TOTAL 698.6855

Soto, H. (2014)

2. PREDICCIÓN MEDIANTE LA CURVA DE BLASINGAME (Fw vs Np) Figura 88. Predicción de Las Reservas de Petróleo del Pozo GF-26 a Nivel de Los Yacimiento Quevedo Mediante La Curva de Blasingame (Fw vs Np). 100 Case Name Name:: Case1 Slope : 0.000125739 Intterc In rce ept : 1 12 2.6 .69 973 Start Start WCT : 93.4 93.495 958 8 End WCT WCT : 98 98 Cum.. Prod. : 6835.66 Mbls Cum Mbls Reserv eserves es : 162.5 162.511 11 M Mbl bls EUR : 6998.17 Mbls

50

   S   y    A    %

10

5

1 0

1500

3000

4500

6000

7500

PETRÓLEO ACUMULADO, Mbls

Soto, H. (2014)

164 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Figura 89. Predicción de Las Reservas de Petróleo de Los Pozos GF-64 y GF-68 a  Nivel de Los Yacimiento Quevedo Mediante La Curva de Blasingame (Fw vs Np). Np) . GF-64 100

Case Name Name : Case1 Slope : 8.14933e-005 In Intterce rcept :6 62 2.4 .46 697 St Start art WCT : 97 97.23 .2375 75 End WC WCT : 98 98 Cum.. Prod. : 2365.44 Mbls Cum Mbls Res eserv erves es : 41 41.62 .629 9M Mbl bls

 

EUR

50

: 2407.07 Mbls

   S   y    A    %

10 0

500

1000

1500

2000

2500

1000

1250

PETRÓLEO ACUMULADO, ACUMULADO, Mbl s

GF-68 100

Case Name Name : Case1 Slope :0 0..000117423 In Intterce rcept :6 69 9.9 .95 514 St Start art WCT : 96 96.30 .3097 97 End WC WCT : 98 98 Cum.. Prod. : 1178.7 Mbls Cum Mbls Res eserv erves es : 64 64.35 .3501 01 Mbl bls s EUR : 1243.05 Mbls

50

   S   y    A    %

10 0

250

500

750

PETRÓLEO ACUMULADO, ACUMULADO, Mbl s

Soto, H. (2014) 165 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Figura 90. Predicción de Las Reservas de Petróleo de Los Pozos GF-70 y GF-89 a  Nivel de Los Yacimiento Quevedo Mediante La Curva de Blasingame (Fw vs Np). Np) . GF-70 100

Case Name Name : Case1 Slope : 6.21116e-005 In Intterce rcept :5 52 2.6 .61 102 St Start art WCT : 92.61 92.6123 23 End WC WCT : 98 98 Cum. Prod. Prod. : 3988.63 Mbls

 

Reserv eserves es EUR

50

: 39 395.3 5.379 79 Mbl bls s : 4384.01 Mbls

   S   y    A    %

10 0

1000

2000

3000

4000

5000

PETRÓLEO ACUMULADO, Mbls

GF-89 100

50

   S   y    A    %

Case Name Name : Case1 Slope : 3.53243e-005 In Intterce rcept :9 94 4.5 .58 803 St Start art WCT : 96.35 96.3506 06 End WC WCT : 98 98 Cum. Prod. Prod. : 377.694 Mbls Reserv eserves es : 20 208.6 8.683 83 Mbl bls s EUR : 586.377 Mbls 10 0

150

300

450

600

PETRÓLEO ACUMULADO, Mbls

Soto, H. (2014) 166 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Tabla 16. Resultados de La Predicción de Reservas de Petróleo Realizada a Los Pozos Activos Para La Fecha Junio de 2013 a Nivel de Los Yacimientos Quevedo Mediante La Curva de Blasingame (Fw vs Np).   Pozo

Inicio de predicción

%AyS inicial

%AyS límite

GF-26

2013/06/01

93.4958

98

GF-64

2013/06/01

97.2375

98

Ecuación         

 0.000125739 1.103711381 8.14933e-5 1.79566942

Reservas (Mbls) 162.511 41.629

 

GF-68

2013/06/01

96.3097

98

GF-70

2013/06/01

92.6123

98

GF-89

2013/06/01

96.3506

98

 1.844796411 1.721069953  0.000117423 6.21116e-5   3.53243e-5 1.975800687

64.3501 395.379 208.683

TOTAL 872.5521

Soto, H. (2014)

3. PREDICCIÓN MEDIANTE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES Figura 91. Predicción de Las Reservas de Petróleo de Los Pozos Activos a Nivel de Los Yacimientos Quevedo Mediante La Aplicación de La Ecuación de Balance de Materiales.

Soto, H. (2014) 167 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Tabla 17. Resultados de La Predicción de Reservas de Petróleo Realizada a Los Pozos Activos Para La Fecha Junio de 2013 a Nivel de Los Yacimientos Quevedo Mediante La Aplicación de La Ecuación de Balance de Materiales.  

 

Soto, H. (2014)

Como se muestra en la figura 91 y en tabla 17, la predicción realizada mediante la ecuación de balance de materiales revela que los yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3) en 2020/11/21 (final de la predicción) habrán producido 26,8089 MMbls y teniendo en cuenta que para 2013/06/01 (inicio de la predicción) ya habían  producido 25,893 MMbls, se s e puede decir que los yacimientos Quevedo co conn sus pozos 168 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados activos (GF-70, GF-64, GF-89, GF-68 y GF-26) durante el período de tiempo comprendido entre 2013/06/01 y 2020/11/30 lograrán producir un volumen de crudo alrededor de los 915,9 Mbls.

PREDICCIÓN MEDIANTE SIMULACIÓN NUMÉRICA DE YACIMIENTOS

 

El cotejo histórico de producción es fundamental para la fiabilidad de las  predicciones realizadas a través de un modelo de simulación numérica de yacimientos, por ello, previo a la realización de las predicciones se revisó el cotejo histórico de producción de los cinco (5) pozos activos para la fecha junio de 2013 a nivel de los yacimientos Quevedo resultando 3 de ellos (GF-70, GF-68 y GF-26) con un cotejo aceptable, y los otros dos (2) con un cotejo deficiente, por tanto solo se realizó la predicción de las reservas de petróleo a los pozos GF-70, GF-68 y GF-26 (ver figura 95), su cotejo histórico de producción en el modelo dinámico de simulación de los yacimientos Quevedo se muestra en las figuras 92, 93 y 94.

Figura 92. Cotejo histórico de Producción del Pozo GF-70 en El Modelo Dinámico de Simulación de Los Yacimientos Quevedo. 1800

1

1600

0,9

   )    d    / 1400   s    l    B    ( 1200   o

0,8 0,7   a

  u

0,6   g

   A   e 0,5    d   e 0,4    t   r   o 0,3    C

   l   e 1000    ó   r    t   e 800   p   e 600    d   a 400   s   a    T 200

0,2 0,1

0 1996

0

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

Fecha

Soto, H. (2014)  169 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Figura 93. Cotejo Histórico de Producción del Pozo GF-68 en El Modelo Dinámico de Simulación de Los Yacimientos Quevedo.

900

1

800

   )    d    / 700   s

0,8

 

   l    B    ( 600   o    l   e 500    ó   r    t 400   e   p   e 300    d   a 200   s   a    T 100

  a

0,6   u   g

   A   e    d 0,4   t   e   r   o    C

0,2

0 1996

0 1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

Fecha

Soto, H. (2014)

Figura 94. Cotejo Histórico de Producción del Pozo GF-26 en El Modelo Dinámico de Simulación de Los Yacimientos Quevedo.

6000

1

   )    d    / 5000   s    l    B    ( 4000   o   e    l    ó   r 3000    t   p   e   e 2000    d   a   s   a 1000    T

0,8   a   u

0,6   g

   A   e

0,4    d   e 0,2

0 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

   t   r   o    C

0

Fecha

Soto, H. (2014)

170 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Figura 95.  Predicción de Las Reservas de Petróleo de Los Pozos GF-70, GF-68 y GF-26 Mediante El Modelo Dinámico de Simulación de Los Yacimientos Quevedo.

1800 1600     )    a 1400     í

GF-70

5     )    s     l 4     b

 

    d     /    s     l    B     (    o    e     l     ó    r    t    e    P    e     d    a    s    a    T

   M    M     (    o 3     d    a     l    u    m 2    u    c    A    o    e 1     l     ó    r    t    e    P

1200 1000 800 600 400 200 0 1997

0 2002

2008

2013

2019

2024

2030

2035

Año     )    a     í     d     /    s     l    B     (    o    e     l     ó    r    t    e    P    e     d    a    s    a    T

1000 900 800 700

2

GF-68

600 500 400 300 200 100 0 1996

    )    s     l     b 1,6    M    M     (    o 1,2     l     d    a    u    m 0,8    u    c    A    o    e 0,4     l     ó    r    t    e    P

0

1999

2001

2004

2007

2010

2012

2015

2018

Año

5000     ) 4500    a     í     d 4000     /    s 3500     l    B     (    o    e     l     ó    r    t    e    P    e     d    a    s    a    T

8

GF-26

6

3000 2500

5 4

2000 1500 1000

3

500

1

2

0 1989

0 1994

2000

2005

2011

    )

   s 7     l     b

2016

2022

2027

   M    M     (    o     d    a     l    u    m    u    c    A    o    e     l     ó    r    t    e    P

2033

Año

Soto, H. (2014) 171 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Tabla 18. Resultados de La Predicción de Las Reservas de Los Pozos GF-70, GF-68 y GF-26 Mediante El Modelo Dinámico de Simulación de Los Yacimientos Quevedo. Pozo

Inicio de predicción

Fin de predicción

GF-70

2013/06/01 2035/02/28

Tasa límite (BPPD)

Reservas (Mbls)

28.24

460.756

 

GF-68

2013/06/01 2018/06/30

25.85

64.8351

GF-26

2013/06/01 2031/10/31

11.66

148.812

Soto, H. (2014)

Realizada la predicción a través de cada uno de los modelos de estimación de  perfiles de producción, se compararon los resultados con respecto a los obtenidos mediante la curva de declinación (q vs t). La comparación se realizó por pozo (ver figura 96) y por yacimiento (ver figura 97). Cabe señalar que las reservas de petróleo de los yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3) obtenidas a partir de la predicción mediante la curva de declinación (q vs t) y la curva de Blasingame (Fw vs Np), está representada por la suma de las reservas de crudo de los pozos activos. Como se muestra en la figura 96 las reservas de crudo estimadas por pozo mediante la curva de declinación (q vs t) muestran una diferencia no muy significativa con respecto a las obtenidas a través de los otros modelos de estimación, específicamente la diferencia promedio por pozo es de 24,55% con respecto a los resultados arrojados por la simulación numérica de yacimientos y de 25,71% con respecto a los de la curva de Blasingame. Considerando que la simulación numérica de yacimientos es el modelo de estimación que toma en cuenta para la predicción la mayor cantidad de variables que afectan el comportamiento de la producción de un yacimiento desde el punto de vista de la dinámica de fluidos y que la curva de Blasingame (Fw vs Np) es un método de extrapolación lineal ideal para yacimientos con alta producción de agua asociada a los yacimientos y que arroja resultados bastante certeros. El buen cotejo observado entre 172 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados los resultados de las predicciones obtenidas mediante la curva de declinación (q vs t) y los otros dos modelos de estimación antes mencionados, genera certidumbre a las  predicciones realizadas a partir de la l a curva de declinación y consistencia al modelo de declinación utilizado. Cabe señalar que los pozos GF-64 y GF-89 en la figura 96 no muestran las

 

reservas de petróleo mediante simulación numérica de yacimientos, ya que dichos  pozos poseen un cotejo histórico de producción deficiente en el modelo mod elo dinámico de simulación y por tanto sus predicciones se consideran no fiables.

Figura 96.  Comparación de Las Reservas de Crudo Estimadas Por Pozo Mediante Diferentes Modelos de Estimación de Perfiles de Producción.    )   s    l    b    M    (   o    d   u   r   c   e    d   s   a   v   r   e   s   e    R

500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0

GF-70

GF-26

GF-68

GF-89

GF-64

Curva (q vs t)

343,805

113,64

59,6408

147,138

34,4617

Curva Blasingame

395,379

162,511

64,3501

208,683

41,629

Simulación numérica

460,756

148,812

64,8351

Soto, H. (2014)

En cuanto a la figura 97, se puede observar que las reservas de crudo estimadas para los yacimientos Quevedo mediante la predicción realizada con la curva de declinación (q vs t) presenta apenas una diferencia de 31,09% con respecto a los resultados arrojados por el balance de materiales (modelo de estimación totalmente distinto a la simulación numérica de yacimientos y a la curva de 173 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados Blasingame), por tanto se corrobora que efectivamente el modelo de declinación utilizado para la predicción mediante la curva de declinación es representativo del actual comportamiento de la producción de los yacimientos Quevedo y por ende los resultados obtenidos a partir del mismo gozan de fiabilidad.

 

 Comparación de Las Reservas Crudo Estimadas Para Yacimientos Figura Quevedo97. Mediante Diferentes Modelos de de Estimación de Perfiles de Los Producción.

1000 900 800

    )    s     l     b 700    M     (    o 600     d    u    r 500    c    e     d    s 400    a    r    v 300    e    s    R

915,9

872,5521 698,6855

200 100 0 Curva (q vs t)

Curva Blasingame

Balance de materiales

Soto, H. (2014)

174 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

ESTIMACIÓN DE LAS RESERVAS REMANENTES Y TIEMPO DE VIDA PRODUCTIVO REMANENTE DE LOS YAC YACIMIENTOS IMIENTOS 1. DEFINICIÓN DEL ESCENARIO DE EXPLOTACIÓN

 

Como se muestra en la tabla 19, el escenario de explotación de los yacimientos Quevedo para la estimación de sus reservas remanentes desarrolladas está conformado por 5 pozos activos y 12 propuestas de reacondicionamiento enmarcadas en el plan de explotación 2014-2019 elaborado por la gerencia de yacimientos Apure PDVSA División Boyacá. 

Tabla 19. Escenario de Explotación Definido Para La Estimación de Las Reservas Remanentes de Los Yacimientos Quevedo a Partir de Junio de 2013.

Pozo GF-26 GF-64 GF-68 GF-70 GF-89 Pozo GF-226 GF-51 GF-26 GF-58 GF-177 GF-153 GF-164 GF-58 GF-148 GF-200 GF-158 GF-201

POZOS ACTIVOS Yacimiento Tasa actual de petróleo productor (junio 2013) Q2 37. 9 bls/d Q2,Q3 45.7527 bls/d Q2 47.7 bls/d Q1,Q2 104.367 Q2 109.067 bls/d POZOS FUTUROS RA/RC Fecha Potencial comprometid co mprometidoo Yacimiento Ra/Rc (BPPD) May/2014 Q2 180 Dic/2014 Q2 180 Jul/2015 Q2 200 Ago/2015 Q1 180 Jul/2016 Q2 210 Feb/2017 Q3 180 Jul/2017 Q2 180 May/2018 Q2 180 Jul/2018 Q1 180 Abr/2019 Q2 180 Jun/2019 Q1 180 Jul/2019 Q3 180

Soto, H. (2014)  175 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

2. ESTIMACIÓN DE LAS RESERVAS DE CRUDO DE LOS POZOS CONTEMPLADOS EN EL ESCENARIO DE EXPLOTACIÓN DEFINIDO PARA LOS YACIMIENTOS En la tabla 20 y 21 se presentan los resultados de la estimación de las reservas

 

de crudo de los pozos activos y pozos futuros Ra/Rc contemplados en el escenario de explotación definido para los yacimientos Quevedo.

Tabla 20. Resultados de la estimación de Las Reservas de Crudo de Los Pozos Activos Contemplados en El Escenario de Explotación Definido Para Los Yacimientos Quevedo.  Pozo

Inicio de predicción

Tasa inicial (BPPD)

Tipo de declinación

Tasa de declinación

Tasa límite (BPPD)

GF-26

2013/06/01

37. 9

Exponencial

0,08448 A.n

11,66

2027/06/30

113.64

GF-64

2013/06/01

45.7527

Exponencial

0,1352 A.n

33,152

2015/11/30

34.4617

GF-68

2013/06/01

47.7

Exponencial

0,13462 A.n

25,85

2018/01/31

59.6408

GF-70

2013/06/01

104.367

Exponencial

0,08091 A.n

28,24

2029/08/31

343.805

GF-89

2013/06/01

109.067

Exponencial

0,12252 A.n

59,75

2018/05/31

147.138

Fin de Reservas predicción (Mbls)

TOTAL 698.6855

Soto, H. (2014)

176 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Tabla 21. Resultados de la estimación de Las Reservas de Crudo de Los Pozos Futuros Ra/Rc Contemplados en El Escenario de Explotación Definido Para Los Yacimientos Quevedo.  Pozo

Fecha Ra/Rc

Potencial (BPPD)

Tasa de Tasa Tipo de declinación límite declinación (A.n) (BPPD)

Fin de Reservas predicción (Mbls)

 

GF-226

May/2014

180

Exponencial

0,111546

31,7304

2029/12/31

485.741

GF-51

Dic/2014

180

Exponencial

0,111546

31,7304

2030/07/31

485.741

GF-26

Jul/2015

200

Exponencial

0,111546

31,7304

2032/02/28

551.861

GF-58

Ago/2015

180

Exponencial

0,111546

31,7304

2031/03/31

485.741

GF-177

Jul/2016

210

Exponencial

0,111546

31,7304

2033/07/01

584.392

GF-153

Feb/2017

180

Exponencial

0,111546

31,7304

2032/09/30

485.741

GF-164

Jul/2017

180

Exponencial

0,111546

31,7304

2033/02/28

485.741

GF-58

May/2018

180

Exponencial

0,111546

31,7304

2033/12/31

485.741

GF-148

Jul/2018

180

Exponencial

0,111546

31,7304

2034/02/28

485.741

GF-200

Abr/2019

180

Exponencial

0,111546

31,7304

2034/11/30

485.741

GF-158

Jun/2019

180

Exponencial

0,111546

31,7304

2035/01/31

485.741

GF-201

Jul/2019

180

Exponencial

0,111546

31,7304

2035/02/28

485.741

TOTAL 5993.663

Soto, H. (2014)

177 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Figura 98.  Comportamiento Futuro de Producción de Los Yacimientos Quevedo Según el Escenario de Explotación Definido. Histórica 10000 9000

    )    a 8000     í     d     /

Predicción

 

   s 7000     l    B     (    o 6000     l    e     ó    r    t    e    P    e     d    a    s    a    T

5000 4000 3000 2000 1000 0 1985

1991

1996

2001

2007

2012

2018

2023

2029

2034

Fecha

Soto, H. (2014)

La sumatoria de las reservas de petróleo estimadas para los pozos activos y futuros Ra/Rc contemplados en plan de explotación (ver tabla 20 y 21), arrojó un valor de 6692.3485 Mbls representando dicha cifra las reservas remanentes desarrolladas de los yacimientos Quevedo, las cuales de llevarse a cabo el plan de explotación según lo establecido, serán extraídas en un plazo de 21,6 años, finalizando la producción en 2035/02/28 con el pozo GF-201, estableciéndose así el tiempo de vida productivo de los yacimientos Quevedo en 21,6 años. Cabe señalar que de los 6692.3485 Mbls de reservas remanentes desarrolladas de crudo,  698.6855 Mbls (10,44%) serán extraídas por los pozos actualmente activos (junio 2013) y los 5993.663 Mbls restantes (89,56%) por los futuros Ra/Rc reflejándose así la importancia del plan de explotación establecido para el realce de la  producción de los yacimientos Quevedo. La figura 98 muestra el comportamiento futuro de la tasa de crudo de los yacimientos Quevedo de llevarse a cabo el plan de explotación según lo establecido.

178 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

3.

CUANTIFICACIÓN

DE

LAS

RESERVAS

 

REMANENTES

DESARROLLADAS POR YACIMIENTO

Tabla 22. Reservas Remanentes Desarrolladas de Los yacimientos Q1 GF-5 y Q2

GF 5 Según El Escenario de Explotación Definido.

Pozo GF-70 GF-58 GF-148 GF-158

YACIMIENTO Q1 GF-5 Yacimiento Reservas Condición productor (Mbls) Activo Futuro Ra/Rc Futuro Ra/Rc Futuro Ra/Rc

Q1

162.968

Q1

485.741

Q1

485.741

Q1

485.741

TOTAL 1620.191

Pozo

YACIMIENTO Q2 GF-5 Yacimiento Reservas Condición productor (Mbls)

GF-26

Activo

Q2

113.64

GF-64

Activo

Q2

26.7630

GF-68

Activo

Q2

59.6408

GF-70

Activo

Q2

180.8370

GF-89

Activo

Q2

147.138

Q2

485.741

Q2

485.741

Q2

551.861

Q2

584.392

Q2

485.741

Q2

485.741

Q2

485.741

GF-226 GF-51 GF-26 GF-177 GF-164 GF-58

GF-200 

Futuro Ra/Rc Futuro Ra/Rc Futuro Ra/Rc Futuro Ra/Rc Futuro Ra/Rc Futuro Ra/Rc Futuro Ra/Rc

TOTAL 4092.9768

Soto, H. (2014) 179 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Tabla 23. Reservas Remanentes Desarrolladas del Yacimiento Q3 GF-13 Según El Escenario de Explotación Definido. Pozo

Condición

Yacimiento productor

Reservas (Mbls)

GF-64

Activo

Q3

7.6987

GF-153

Futuro Ra/Rc

Q3

485.741

 

GF-201

Futuro Ra/Rc

Q3

485.741

TOTAL 979.1807

Soto, H. (2014)

Figura 99.  Distribución de Las Reservas Remanentes Desarrolladas de Los Yacimientos Quevedo. 4500 4000   s   )   e   l   s 3500    t   n   b   e   M 3000   n   a   (   s   m  a   e    d   r   a    l   s   l   a   o   r   v   r   r   e   a   s   s   e   e    R   d

2500 2000 1500 1000 500 0

Q1

Q2

Q3

Futuros Ra/Rc

971,482

3564,958

971,482

Pozos activos

162,968

528,0188

7,6987

Soto, H. (2014)

Las tablas 22 y 23 y la figura 99 muestran que de los 6692.3485 Mbls de reservas remanentes desarrolladas de los yacimientos Quevedo, 1134.45 Mbls (16,95%) pertenecen a Q1, 4092.9768 Mbls (61,16%) a Q2 y 979.1807 Mbls (14,63%) a Q3, siendo entonces Q2 el yacimiento con el mayor volumen de reservas remanentes desarrolladas de crudo, lo que refleja una prospectividad superior de esta 180 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados arena con respecto a los yacimientos Q1 y Q3. En cuanto a los pozos productores en commingled (GF-70 y GF-64) sus reservas de petróleo obtenidas mediante la  predicción de la curva de declinación fueron distribuidas de acuerdo a los siguientes resultados: Para el pozo GF-64, debido a que su cotejo histórico de producción en el modelo de simulación resultó ser deficiente, las reservas de petróleo les fueron

 

distribuidas mediante el método convencional (kh). A continuación en la figura 100 se muestra la evaluación petrofísica del pozo GF-64 a nivel de los yacimientos en estudio, de donde se extrajo los valores de espesor y permeabilidad de los intervalos  productores para el cálculo del porcentaje de aporte a porte por arena.

Figura 100.  Evaluación Petrofísica del Pozo GF-64 a Nivel de Los Yacimientos Quevedo.

Q2

Q2

Q3

Fuente: Rosario, R. (2014) 181 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Tabla 24. Resultados del Cálculo del Porcentaje de Aporte Por Yacimiento Para El Pozo GF-64 Mediante el Método Convencional (kh). Yacimiento

Q2

Intervalo Productor (pies)

K (md)

h (pies)

7882-7890

1806,7

8

% Aporte 22,94

77,66 7906-7924

1915,13

18

54,72

 

Q3

7974-7988

1005,33

14

22,34

22,34

Soto, H. (2014)

La tabla 24 muestra el porcentaje de aporte utilizado para distribuir tal y como se muestra en las tablas 22 y 23 las reservas de petróleo estimadas para el pozo GF-64, con respecto al pozo GF-70, su cotejo histórico de producción en el modelo dinámico de los yacimientos Quevedo es aceptable (figura 92), por tanto la distribución de sus reservas de crudo tal y como se muestra en las tablas 22 y 23 se realizó mediante el método no convencional (simulación numérica de yacimientos), utilizando el porcentaje de aporte de petróleo. Los resultados se presentan a continuación en tabla 25.

Tabla 25. Resultados del Cálculo del Porcentaje de Aporte Por Yacimiento Para el Pozo GF-70 Mediante el Método No Convencional (Simulación Numérica de Yacimientos). Intervalo Productor (pies)

Capas

Yac. Q1

1

7784-7796

16-18

2

7812-7824

41-44

Aporte de fluido 10,68% 19,79%

Q2 7836-7852

3

47-50

10,68%

Aporte de agua 7,38%

7,38

18,12% 89,32%

69,53%

Aporte de petróleo 47,40% 37,35%

92,62% 74,5%

47,40%

52,6% 15,25%

Soto, H. (2014) 182 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Figura 101. Aporte de Fluido de Los Intervalos Productores del Pozo GF-70 Según El Modelo Dinámico de Simulación de Los Yacimientos Quevedo. 100%

   )   a    d    i   u

90% 80% 70%

 

  q    í    l   a   s   a    T    (   e    t   r   o   p    A      %

60%

Intervalo 1 Intervalo 2 Intervalo 3

50% 40% 30% 20% 10% 0% 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033

Fecha

Soto, H. (2014)

Figura 102. Aporte de Agua de Los Intervalos Productores del Pozo GF-70 Según El Modelo Dinámico de Simulación de Los Yacimientos Quevedo. 100%

   )   a   u   g    A   e    d   a   s   a    T    (   e    t   r   o   p    A      %

90% 80% 70% 60%

Intervalo 1

50%

Intervalo 2

40%

Intervalo 3

30% 20% 10% 0% 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033

Fecha

Soto, H. (2014)

183 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Figura 103. Aporte de Petróleo de Los Intervalos Productores del Pozo GF-70 Según El Modelo Dinámico de Simulación de Los Yacimientos Quevedo. 100%

   )   o   e    l

90% 80%

 

   ó   r    t   e   p   e    d   a   s   a    T    (   e    t   r   o   p    A      %

70%

60%

Intervalo 1

50%

Intervalo 2 Intervalo 3

40% 30% 20% 10% 0% 2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

Fecha

Soto, H. (2014)

La figura 101, 102 y 103 reflejan un fenómeno bastante interesante el cual resalta la importancia de realizar la alocación de producción mediante simulación numérica de yacimientos. En este caso la figura 101 muestra como el intervalo 3 (7836-7852) productor del yacimiento Q2 es quien aporta el mayor volumen de fluido (69,53%) pero el menor volumen de crudo (15,25%),ver figura 103, lo que quiere decir que este intervalo se encuentra altamente saturado de agua. Por el contrario el intervalo 1 (7784-7796) productor de yacimiento Q1 es quien aporta el menor volumen de fluido (10,68%) pero el mayor volumen de crudo (47,4%), por tanto los resultados revelan que la saturación de petróleo actual del intervalo 1 es superior a la del intervalo 3. Es así como la simulación numérica de yacimientos a través del cálculo del  porcentaje de aporte de petróleo y su uso para la alocación de producción evita el error que se puede cometer mediante el método convencional (kh) en donde se asigna el mayor volumen de crudo al intervalo que posea la mayor capacidad de flujo, 184 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

 

quedando demostrado que dicha condición no siempre se cumple, por ende la alocación de producción llevada a cabo mediante simulación numérica de yacimientos posee un mayor grado de fiabilidad que la realizada mediante el método convencional (kh). Cabe señalar que la técnica de alocación de producción mediante simulación

numérica de yacimientos constituye una herramienta fundamental en cuanto al ahorro de tiempo y dinero ya que para adquirir información de manera directa sobre la distribución de los fluidos producidos de los diferentes intervalos productores de un  pozo, solo es posible realizando una evaluación con suabo de cada intervalo  productor y analizando sus fluidos en superficie o a través de un registro de  producción (PLT), representando ambas opciones, tiempo y costo superior al empleado por la simulación numérica de yacimientos, de tal manera que esta técnica  puede ayudar a la correcta toma de decisiones de cara a una situación adversa en el hoyo que requiera justamente del conocimiento de la distribución de los fluidos de  producción de los intervalos productores productor es del pozo.

4. CÁLCULO DE LAS RESERVAS REMANENTES NO DESARROLLADAS POR YACIMIENTO

Tabla 26. Resultados del Cálculo de Las Reservas Remanentes No Desarrolladas de Los Yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3). Reservas remanentes (MMbls) POES (MMbls)

Fr (total)

Np @ Jun/2013

Fr (actual)

79,83

64,4%

25,89 MMbls

32,43%

Factor de Desarrolladas agotamiento 50,36%

6,69

No Desarrolladas 18,83

Soto, H. (2014)

185 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Figura 104.  Distribución de Las Reservas de Crudo de Los Yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3) Para La Fecha Junio de 2013.

90000 80000

 

70000

28416,37

60000    )    S    L50000    B    M 40000    (

25892,97

30000

51414,81

20000

18829,50

25521,84

10000

6692,35

0 POES

RECUP

REMAN

Soto, H. (2014)

Tal y como se muestra en la tabla 26 y la figura 104, los yacimientos Quevedo (Q1, Q2 y Q3) poseen un POES de 79,83 MMbls con un factor de recobro total de 64,4% que representa 51,41 MMbls de crudo teóricamente recuperables de los cuales se han extraído hasta la fecha junio 2013 25,89 MMbls equivalente a un factor de recobro actual de 32,43% y un factor de agotamiento de 50,36%. Las reservas remanentes de crudo de encuentran alrededor de 25,52 MMbls de las cuales se estima  producir 6,69 MMbls según el plan de explotación definido, esto incrementaría el factor de recobro de los yacimientos Quevedo de 32,43% a 40,82% y el factor de agotamiento de 50,36% a 63,38%, por tanto las reservas remanentes no desarrolladas de crudo se estiman en 18,83 MMbls.

186 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados

Tabla 27. Resultados del Cálculo de Las Reservas Remanentes No Desarrolladas del Yacimiento Q1 GF-5. Reservas remanentes (MMbls) POES (MMbls)

Fr (total)

Np @ Jun/2013

Fr (actual)

18,7

58%

5,39 MMbls

28,84%

Factor de Desarrolladas agotamiento 49,73%

1,62

No Desarrolladas 3,83

 

Soto, H. (2014)

Figura 105. Distribución de Las Reservas de Crudo del Yacimiento Q1 GF-5 Para La Fecha Junio de 2013.

20000 18000 16000 7854,82

14000    ) 12000    S    L10000    B    M 8000    (

5393,83

6000

10847,13

4000 5453,31

2000

3833,12 1620,19

0 POES

RECUP

REMAN

Soto, H. (2014)

Tal y como se muestra en la tabla 27 y la figura 105, el yacimiento Q1 GF-5  posee un POES de 18,7 MMbls con un factor de recobro total de 58% que representa repres enta 10,85 MMbls de crudo teóricamente recuperables de los cuales se han extraído hasta la fecha junio 2013 5,39 MMbls equivalente a un factor de recobro actual de 28,84% y un factor de agotamiento de 49,73%. Las reservas remanentes de crudo de encuentran alrededor de 5,45 MMbls de las cuales se estima producir 1,62 MMbls 187 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados según el plan de explotación definido, esto incrementaría el factor de recobro de los yacimientos Quevedo de 28,84% a 37,5% y el factor de agotamiento de 49,73% a 64,66%, por tanto las reservas remanentes no desarrolladas de crudo se estiman en 3,83 MMbls.

 

del Cálculo de Las Reservas Remanentes No Desarrolladas del Tabla 28. Resultados Yacimiento Q2 GF-5. Reservas remanentes (MMbls) POES (MMbls)

Fr (total)

Np @ Jun/2013

Fr (actual)

35,99

75%

16,43 MMbls

45,65%

Factor de Desarrolladas agotamiento 60,86%

No Desarrolladas

4,09

6,47

Soto, H. (2014)

Figura 106. Distribución de Las reservas de Crudo del Yacimiento Q2 GF-5 Para La Fecha Junio de 2013.

40000 36000 32000

8997,50

28000    ) 24000    S    L    B20000    M    (

16428,70

16000 12000

26992,49

8000 10563,79

4000

6470,81 4092,98

0 POES

RECUP

REMAN

Soto, H. (2014)

188 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados  

Tal y como se muestra en la tabla 28 y la figura 106, el yacimiento Q2 GF-5

 posee un POES de 35,99 MMbls con un factor de recobro total de 75% que representa 26,99 MMbls de crudo teóricamente recuperables de los cuales se han extraído hasta la fecha junio 2013 16,43 MMbls equivalente a un factor de recobro actual de 45,65% y un factor de agotamiento de 60,86%. Las reservas remanentes de

 

crudo de encuentran alrededor de 10,56 MMbls de las cuales se estima producir 4,09 MMbls según el plan de explotación definido, esto incrementaría el factor de recobro de los yacimientos Quevedo de 45,65% a 57,02% y el factor de agotamiento de 60,86% a 76,03%, por tanto las reservas remanentes no desarrolladas de crudo se estiman en 6,47 MMbls.

Tabla 29. Resultados del Cálculo de Las Reservas Remanentes No Desarrolladas del Yacimiento Q3 GF-13. Reservas remanentes (MMbls) POES (MMbls) 25,14

Fr (total) 54%

Np @ Jun/2013 4,07

Fr (actual) 16,19%

Factor de Desarrolladas agotamiento 29,99% 0,98

No Desarrolladas 8,53

Soto, H. (2014)

Figura 107. Distribución de Las reservas de Crudo del Yacimiento Q3 GF-13 Para La Fecha Junio de 2013 28000 24000    )20000    S 16000    L    B    M    (

11564,05

12000 8000

4070,44 13575,19 9504,75

4000

8525,57 979,18

0 POES

RECUP

REMAN

Soto, H. (2014) 189 

 

Capítulo IV: Análisis de Resultados Tal y como se muestra en la tabla 29 y la figura 107, el yacimiento Q3 GF-13  posee un POES de 25,14 MMbls con un factor de recobro total de 54% que representa 13,58 MMbls de crudo teóricamente recuperables de los cuales se han extraído hasta la fecha junio 2013 4,07 MMbls equivalente a un factor de recobro actual de 16,19% y un factor de agotamiento de 29,99%. Las reservas remanentes de

 

crudo de encuentran alrededor de 9,5 MMbls de las cuales se estima producir 0,98 MMbls según el plan de explotación definido, esto incrementaría el factor de recobro de los yacimientos Quevedo de 16,19% a 20,09% y el factor de agotamiento de 29,99% a 39,2%, por tanto las reservas remanentes no desarrolladas de crudo se estiman en 8,53 MMbls.

190 

 

 

CAPITULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES RECOMENDACIONES CONCLUSIONES

1.  La causa natural de la declinación de producción de los yacimientos Quevedo, es la producción de agua, la cual está asociada al mecanismo de producción  predominante de estos reservorios, que según los resultados del balance de materiales realizado, es hidráulico en un 99%, por tanto el comportamiento de la variable corte de agua y sedimentos en función del tiempo, se considera una guía confiable para el análisis de declinación de producción de estos yacimientos.  2.  Con un coeficiente de determinación (R 2) de 0,83, el tipo de declinación de  producción obtenido para los yacimientos Quevedo es exponencial. e xponencial. 3.  La tasa de declinación de producción actual (junio 2013) de los yacimientos Quevedo, es de 0,11154 anual nominal, 52% menos de su valor para el año 2011, esto debido al cambio de pendiente de la curva del corte de agua observado a partir del año 2012. 4.  Considerando la poca diferencia (25,71%, 24,55% y 31,09%) entre las  predicciones arrojadas por el modelo de declinación determinado para los yacimientos Quevedo a condiciones actuales de producción y las obtenidas mediante otros modelos de estimación como: curva de Blasingame, simulación numérica de yacimientos y balance de materiales. El modelo de declinación de producción determinado para los yacimientos Quevedo, se considera confiable para su utilización en proyectos de predicción. 5.  Bajo un escenario de explotación comprendido por 5 pozos activos y 12  propuestas de reacondicionamiento, las reservas remanentes desarrolladas de los yacimientos Quevedo se estiman en 6,69 MMbls, de las cuales el 16,95 % corresponden a Q1, 61,16% a Q2 y 14,63% a Q3, éstas serían recuperadas en

 

191

 

 

Capítulo V: Conclusiones y Recomendaciones un tiempo aproximado de 21,6 años (tiempo de vida productivo remanente de los yacimientos Quevedo). 6.  Según el escenario de explotación definido (ver tabla 19), las reservas remanentes no desarrolladas de los yacimientos Quevedo se estiman en 18,83 MMbls.

7.  De llevarse a cabo el plan de explotación de los yacimientos Quevedo según lo establecido (ver tabla 19), el factor de recobro de los mismos se incrementaría de 32,43% a 40,32% y el factor de agotamiento de 50,36% a 63,38%.

RECOMENDACIONES 1.  Continuar con la actualización de la data de presión de los yacimientos Quevedo (en caso de no disponer de valores provenientes de un registro MDT, calcular las presiones a través de niveles estáticos de fluido), esto con el objeto de disponer de un modelo de presiones que represente las condiciones actuales de los yacimientos y permita comprender mejor su comportamiento. 2.  Utilizar la metodología empleada en este trabajo, para determinar el modelo de declinación de producción de los demás yacimientos del Campo Guafita, área sur, a fin de validar dicha metodología a través de la comparación entre los resultados obtenidos para los yacimientos Quevedo y los de otros yacimientos con características similares en cuanto a mecanismo de  producción y propiedades físicas del crudo. 3.  Mantener actualizado el modelo de simulación numérica de los yacimientos Quevedo al igual que la tasa de declinación de producción de los mismos para su utilización en proyectos futuros de predicción. 4.  En cuanto sea posible, utilizar la simulación numérica de yacimientos como herramienta para conocer la distribución de los fluidos por intervalo productor

 

192

 

 

Capítulo V: Conclusiones y Recomendaciones de los pozos completados a nivel de los yacimientos Quevedo, a fin de contribuir a la correcta caracterización energética de los mismos. 5.  Realizar las siguientes actualizaciones en el proyecto (Apure_Centinela) de Oil Field Manager (OFM), a fin de garantizar la correcta discretización de las reservas de crudo de los yacimientos Quevedo.

a) Migrar hacia el yacimiento Q2 el histórico de producción cargado en el  pozo GF-68 a nivel de la arena Q3, ya que según el historial de completación mostrado en la carpeta del pozo, el mismo nunca produjo a nivel de dicha arena.  b) Distribuir la producción del pozo GF-64 a partir de la fecha 01/02/2001 hasta la actualidad (junio 2013) según el siguiente porcentaje: Q2 (77,66 %) y Q3 (22,34 %), debido a que los resultados fueron obtenidos mediante el nuevo modelo petrofísico del campo Guafita sur, realizado por Rosario, R (2014). c) Distribuir la producción del pozo GF-70 a partir de la fecha 01/06/2013 según el siguiente porcentaje: Q1 (47,4%) y Q2 (52,6%) ya que los resultados  provienen del modelo dinámico de simulación de los yacimientos Quevedo, el cual es más certero que el método convencional (kh). 6.  Recalcular las reservas remanentes de los yacimientos Quevedo en caso de que los pozos futuros Ra/Rc contemplados en el escenario de explotación (ver tabla 19) no cumplan con el potencial comprometido.

 

193

 

 Referencias bibliográficas

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS handbo ok . (4ed.) Burlington, USA. Ahmed, T. (2010). Reservoir (2010). Reservoir engineering handbook  Álvez, Y. (2007). Caracterización dinámica del agua en formación de las arenas D

 

de la formación Oficina del campo Junín. Junín . Trabajo especial de grado para optar al Título de Ingeniero de Petróleo. Publicado, Universidad Central de Venezuela, Caracas. Arias, F. (2006). El (2006). El proyecto de investigación. (5ed.). investigación. (5ed.). Caracas, Venezuela. Arias, F. (2006).  Mitos y errores en la elaboración de tesis y proyectos de investigación.. (3ed.). Caracas, Venezuela. investigación Arteaga, L. (2009). Caracterización sismo-estratigráfica y estructural, mediante atributos sísmicos, del miembro Quevedo de la formación Navay. Campo Guafita, área sur. Cuenca Barinas  –  Apure. Trabajo   Apure. Trabajo final de grado para optar al Título de Ingeniero Geólogo. No publicado, Universidad de los Andes, Mérida. Bánzer, C. (1996). Correlaciones numéricas P.V.T. Maracaibo, Venezuela. Baptista, P., Fernández, C. y Hernández, R. (2006). Metodología de la investigación. México, México. Calderón, F. (2006). Cálculo de la vida útil promedio mediante el método MTBF (mean time between failures) utilizando técnicas de análisis de supervivencia  propuesto por Herd y Jhonson del equipo de bombeo electro sumergible sumergible.. Tesis de grado para la obtención del Título Tecnologías de Petróleos. Publicado, Universidad Tecnológica Equinoccial, Quito.

194 

 

 Referencias bibliográficas Cuba, C. (2012). Análisis (2012).  Análisis de los modelos de estimación de producción utilizados en los yacimientos petroleros de México México.. Trabajo especial de grado para optar al Título de Ingeniero de Petróleo. Publicado, Universidad Nacional Autónoma de México, México.

 

Damas, J. (2011).  Assessment of production enhancement through numerical  simulation in Quevedo res reservoirs, ervoirs, Guafita Sur oil field . Trabajo de Maestría. No  publicado, Universidad Robert Gordon, Aberdeen. Díaz, G. (2013 ). Declinación de producción de los yacimientos G-8 y G-10 del campo Guafita, área sur del distrito Apure. Trabajo especial de grado para optar al Título de Ingeniero de Petróleo. No publicado, Universidad del Zulia, núcleo Costa Oriental del Lago, Cabimas. Espinoza, R. (2005). Modelo (2005). Modelo dinámico del yacimiento G7-3/4 del miembro Guardulio de la formación Guafita, área sur, cuenca Barinas-Apure. Barinas-Apure.   Trabajo especial de grado para optar al Título de Ingeniero de Petróleo. No publicado, Universidad del Zulia, Maracaibo. Fernández, V. (2005). Modelo (2005).  Modelo dinámico d inámico ddel el yacimiento Quevedo Inferior, campo L Laa Victoria, cuenca Barinas  –  Apure. Trabajo   Apure. Trabajo especial de grado para optar al Título de Ingeniero de Petróleo. No publicado, Universidad del Zulia, Maracaibo.  

Galavís, A. (2002).  Desarrollo de yacimientos marginales mediante producción en conjunto. Caso: área oeste, campo Dación. Dación . Trabajo especial de grado para optar al Título de Ingeniero de Petróleo. Publicado, Universidad Central de Venezuela, Caracas.

195 

 

 Referencias bibliográficas K.S, Chan. (1995, Octubre). Water control diagnostic plots. plots. Documento preparado  para ser presentado en la conferencia y exposición anual de la SPE 1995. Houston, Texas. documental. Valencia, España. Castillo, L. (2005). Análisis (2005). Análisis documental. Valencia,

 

Maggiolo, R. (2008). Optimización de la producción mediante análisis nodal . Lima, Perú. Martínez, R. y Otaizo, I. (2007).  Evaluación de la influencia de parámetros de  yacimiento asociados con pr producción oducción de agua mediante simulación numérica de  yacimientos.. Trabajo especial de grado para optar al Título de Ingeniero de  yacimientos Petróleo. Publicado, Universidad Central de Venezuela, Caracas. M.J, Fetkovich. (1973, Septiembre).  Decline Curve Analysis using type curves curves.. Documento preparado para ser presentado en la conferencia y exposición anual de la SPE 1973. Las Vegas, Nevada. MPETROMIN. (2005).  Definiciones y normas de las reservas de hidrocarburos hidrocarburos.. Caracas: Autor. Ortega, A. (2013). Estudio (2013).  Estudio del comportamiento de la inyección del sistema multigel  sellante en un pozo horiz horizontal ontal de la Faja Petrolífera del Orinoco para con controlar trolar la producción de agua. agua. Trabajo especial de grado para optar al Título de Ingeniero de Petróleo. Publicado, Universidad Central de Venezuela, Caracas. Paris, M. (2009). Fundamentos (2009). Fundamentos de ingeniería de yacimientos. yacimientos . Maracaibo, Venezuela. yacimientos. (2ed.). Maracaibo, PDVSA-CIED. (1997). Caracterización física de yacimientos. Venezuela.

196 

 

 Referencias bibliográficas

 

PDVSA-CIED. (1997). Caracterización energética de yacimientos. yacimientos. (2ed.). Maracaibo, Venezuela. hidrocarburos.   PDVSA-CIED. (1997).  Estimación y cálculo de reservas de hidrocarburos. Maracaibo, Venezuela.

PDVSA División Boyacá, Distrito Apure. (2010). Sometimiento de reservas de los Yacimientos Q-1 GF-5, Q-2 GF-13 y Q-3 GF-13, campo Guafita, área sur . Barinas: Autor. PDVSA División Boyacá, Distrito Apure. (2013).  Plan de explotación 2014-2019  petróleo y gas Asociado 2014. 2014 . Barinas: Autor. PDVSA División Boyacá, Distrito Apure. (2012).  Libro de reservas 2012. 2012. Barinas: Autor. d e la tasa ddee declinación de pro producción ducción existente en Pinto, J. (2011). Determinación (2011).  Determinación de los yacimientos maduros seleccionados de gas y petróleo pertenecientes al campo Santa Rosa del área mayor de Anaco. Anaco. Trabajo especial de grado para optar al Título de Ingeniero de Petróleo. Publicado, Universidad de Oriente, Anzoátegui. Recommended practice 11S4 third edition. (2002, Julio). Recommended Julio).  Recommended practice for  sizing and selection of electric submersible pump installations installations.. American Petroleum Institute. Rivera, J. (2004).  Prácticas de ingeniería de yacimientos petrolíferos petrolíferos.. Anzoátegui, Venezuela.

197 

 

 Referencias bibliográficas Rosario, R. (2014).  Modelo petrofísico del campo Guafita sur. sur.   Trabajo especial de grado para optar al Título de Ingeniero de Petróleo. No Publicado, Universidad  Nacional Experimental de Los Llanos Occidentales “Ezequiel Zamora”, Barinas.

T.A, Blasingame. (2002, Octubre).  Analysis and interpretation of water-oil-ratio

 

 performance.   Documento preparado para ser presentado en la conferencia y  performance. exposición anual de la SPE 2002. San Antonio, Texas. Vélez, M. (2007).  Proyecto de explotación conjunta de las arenas L, M, N en el campo Leona Este. Este. Trabajo especial de grado para optar al Título de Ingeniero de Petróleo. Publicado, Universidad del Zulia, núcleo Costa Oriental del Lago, Cabimas. Zabala, G. (2012).  Estudio de la declinación energética de producción de crudo en  yacimientos de petróleo extrapesado de dos campos de la faja petrolífera del Orinoco. Trabajo especial de grado para optar al Título de Ingeniero de Petróleo. Orinoco. Publicado, Universidad Central de Venezuela, Caracas.

198