PAPER 2009-128
Incremento de Producción de Petróleo P etróleo aplicando Sistema Automatizado de Control de Presión Anular en Pozos de Crudos Extra-pesado en PDVSA, Distrito San Tome. C. BRUNINGS PDVSA E Y P
G. BECERRA PDVSA E y P
W. QUIJADA PDVSA E y P
e located in the southern part of Anzoátegui state in eastern Venezuela, while bare field is located further south and is one of the first f e Este trabajo ha sido seleccionado para su presentación y publicación en el Foro Técnico del World Heavy Oil Congress 2009. Todos los trabajos seleccionados pasaran a ser propiedad de WHOC. El derecho a publicar es retenido por el Comité de Publicaciones de WHOC’s. Los autores acuerdan asignar el derecho a publicar el trabajo arriba titulado a WHOC. efecto pulsante, mejorando el nivel de gas libre-liquido sobre la bomba. Los resultados actuales muestran un incremento promedio de 60 por ciento adicional en la producción de petróleo y una reducción de 25 por ciento en el corte de agua. El propósito de este trabajo es presentar los resultados alcanzados hasta el presente incluyendo comentarios del proyecto en desarrollo y explicando mas exactamente acerca del comportamiento del yacimiento en relación a la estabilización de la reducción del corte de agua.
Abstracto Los pozos de crudo Extra-pesado en la Faja Petrolífera del Orinoco requieren sistema de bombeo, debido a la baja presión de yacimiento y la alta viscosidad del fluido. El proceso de bombeo reduce la presión de flujo del pozo, originando liberación de gas, incrementando el porcentaje de espuma en la fase liquida del crudo extra pesado. Ello reduce la eficiencia eficiencia de bombeo y hace imposible,, en muchos casos, incrementar la producción de crudo a través de mayor velocidad de bombeo, sin importar el alto nivel dinámico de fluido. Adicionalmente, las curvas IPR de los pozos no muestran la común relación inversa entre producción de fluido y presión de fondo fluyente, hay una notable caída de producción cuando la presión se reduce considerablemente por debajo del punto de burbujeo. Una nueva tecnología que no requiere intervención de taladros se ha aplicado desde el año 2005. Esta tecnología tecnología optimiza la eficiencia de bombeo aplicando un sistema automatizado de control de presión anular; que determina también una Pwf apropiada que mantiene un diferencial de presión automatizado. Durante este tiempo se genera estimulación en la zona productiva alrededor del pozo por un
Introduction Estudios de yacimientos de petróleo han demostrado la existencia de muy grandes cantidades recuperables del petróleo en sitio en la Faja Petrolífera del Orinoco, sin embargo es de primordial importancia mejorar las ratas de producción de aquellos pozos cuyo alto RGP y altos cortes de agua, y de allí su baja tasa de producción de petróleo, los hace no rentables operarlos. Un gran número de estos yacimientos están conectados a acuíferos activos, por lo que los pozos p ozos productores existentes muestran cortes de agua superior a 40%. Por otro lado y debido al aumento de producción de gas en el fondo del pozo, la eficiencia volumétrica de la bomba continuamente disminuye; con la consecuente declinación de producción de
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petróleo. Para resolver estas deficiencias de producción de petróleo, nuevas tecnologías para mejorar el levantamiento artificial de crudo a través de una gerencia apropiada de flujo multifásico ha sido evaluada y aplicada. En este sentido, personal del Distrito San Tome se avoco al desarrollo de un sistema automatizado de mejoramiento de la producción de los pozos de petróleo. El éxito del sistema depende en el sostenido control automatizado de la presión del espacio anular (casingtubing), y consecuentemente la presión de fondo fluyente. Han sido numerosas las observaciones de fluctuaciones de la presión del casing en las mediciones acústicas del nivel de fluido que parece ser en las regiones de corte de agua reducido. Dado que el casing es cerrado durante las pruebas acústicas de nivel de fluido, las fluctuaciones en presión del casing se asocian con fluctuaciones en flujo de gas desde el yacimiento. En teoría, esas fluctuaciones podrían ser causadas por flujos por lote de crudo al casing. Mediciones reciente en tiempo real de cortes de agua han detectado fluctuaciones substanciales que sugieren que el yacimiento está produciendo petróleo y agua en modalidad de flujo por lotes. La tecnología utiliza sensores de presión de casing de alta precisión y procesadores de señales digitales para detectar fluctuaciones en la presión d el casing que pueden ser usadas como un valor optimo de trabajo de control de presión Petróleo pesado puede tener columnas de fluido espumante en el casing que causen interferencia con el rendimiento de la bomba. Aumento en la presión del casing puede colapsar esas columnas espumante y ayudar a reducir “gas locking” de las cabillas de la bomba y reduce interferencia del gas en los sistemas de bombeo ESP. El aumento de la presión del casing amortiguada por la columna de gas en el casing, la cual podría tener un efecto estabilizante en la presión del fondo d el pozo. Curvas tradicionales del IPR describiendo comportamiento del pozo muestran generalmente un incremento del flujo de petróleo con la disminución de la presión de fondo fluyente. Pozos con altos cortes de agua generalmente mostraran relativamente una relación directa entre el flujo de fluido y la caída de presión. Pozos con alto corte de petróleo mostraran una reducida rata de incremento de producción debido a la irrupción del gas. Los tratamientos para prevenir o controlar la producción indeseada de fluidos están asociados a altos costos, los cuales incluyen el uso de servicios de taladros. Baja presión en la cara de la arena pueden causar conificación del agua y/o gas. Incremento de la presión de fondo fluyente en el pozo sin el uso de servicio taladro, podría reducir el influjo de agua y mantiene más gas en solución. Manteniendo el gas en solución tiene un efecto beneficioso en el flujo de petróleo por reducción de su viscosidad y también está presente el fenómeno de histéresis en las curvas de permeabilidad y presión capilar, lo cual reduce la producción de agua y gas; así que esta tecnología regula la presión del casing hasta un valor optimo que produce un incremento de producción de petróleo. En el Distrito San Tome, 73% de la producción de crudo se obtiene por métodos de levantamiento por bombeo (66% de los pozos). Los pozos son chequeados diariamente y se hace diagnósticos de la eficiencia de la bomba, con respecto al manejo del gas. Debido a su característica producción de gas y agua, y su configuración mecánica, muchos de estos pozos con bombas de subsuelo son candidatos para la aplicación de la tecnología presentada en este trabajo. El siguiente trabajo presenta el procedimiento aplicado y resultados obtenidos así como sus estudios en desarrollo.
Marco teórico Tecnología de presurización anular. El drenaje de los fluidos en el yacimiento se caracteriza por un incremento continuo de la relación agua petróleo, causada por la invasión de agua en la zona de petróleo del área de drenaje, debido a la permeabilidad vertical, la anisotropía de la formación, la diferencia de viscosidades, la caída de presión, etc. Esto produce en el yacimiento un flujo vertical que deforma el límite agua petróleo con un patrón particular característico de cada pozo. La deformación se expande permanentemente alrededor del área de drenaje evitando el flujo del crudo de la formación hacia el pozo, al tiempo que favorece la producción de agua y por lo tanto, causa bajo recobro de crudo, y un excesivo gasto de la energía del yacimiento por barril de crudo neto producido, que acorta la vida productiva del yacimiento y eleva los costos de producción. Por otra parte, cuando el crudo del pozo exhibe gran cantidad de gas libre, afecta la eficiencia del bombeo de subsuelo. Así, si un pozo no tiene instalado un dispositivo como un separador de gas, paulatinamente la eficiencia de la unidad va a disminuir. Si el gas presente en la bomba esta en solución, la bomba operara normalmente con mayor eficiencia. Se ha practicado tradicionalmente la operación de desalojar continuamente el gas por el espacio anular entre la tubería y el revestidor de producción. Con la tecnología de control de presión del anular se busca por el contrario mantener en el anular el punto óptimo de presión diferencial (Figura 1), donde ocurren cambios favorables de permeabilidad relativa gas/petróleo y agua/petróleo con cambio de movilidad de fluido donde el gas libre entra o se mantiene en solución con el petróleo por presurización.
Figura 1. Efectos de presurizacion anular.
Fundamentos de yacimientos. Crudo espumante.
Basado en los experimentos de laboratorio (1,2), algunos crudos pesados y extra pesados tales como los existentes en la Faja Petrolífera del Orinoco tiene un comportamiento espumante (Figura 2), en el cual las burbujas de gas atrapadas en el petróleo debido a alta viscosidad, bajo coeficiente de difusión y contenido de asfáltenos. En la medida que la presión disminuye, alcanzando el punto de pseudoburbuja se producen grandes cantidades de gas, y así un incremento de la relación gas petróleo ocurre. Este crudo espumante con burbujas de gas atrapadas en el crudo genera descargas de gas y fluido. Basado en estas
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premisas diferentes tipos de equipos fueron diseñados para optimización de producción.
petróleo) durante la etapa de producción con el anular presurizado. También se presenta el fenómeno de histéresis, que trae como consecuencia el incremento de la saturación de gas residual que conlleva una reducción de la RGP (Figura 4 ).
PSIA
Figura 2. Comportamiento del crudo espumante. Pozo MFB91, Faja Petrolífera del Orinoco (2). Fenómeno de Histéresis
Figura 4. Efectos del control de presión del casing en el comportamiento del yacimiento en las cercanías del hoyo.
Este fenómeno (3) se presenta en el medio poroso cuando ocurre un cambio de dirección en el flujo, de acuerdo a la siguiente explicación (Figura 3).
Descripción de la tecnología para el control de la presión en el anular.
% , Y T I L I B A E M R E P E V I T A L E R
La aplicación de la Presurización Anular en los pozos, básicamente es una tecnología de optimización de la p roducción de crudo en los pozos petroleros, consiste en crear una condición de trabajo en levantamiento artificial, bajo regímenes de presiones elevadas en el anular. Esto significa qu e cada pozo, presenta un esquema de trabajo propio (será lento, moderado o rápido). Los equipos instalados en la faja del Orinoco (Figura 5) constan de tres componentes principales: 1.- Vector Drive: que controla y optimiza variables de operación de este proceso. 2.El Hardware: usa un sistema inteligente que captura información del pozo en el espacio anular. 3.- El Software: que procesa la información y calcula mediante modelos matemáticos la Pwf óptima, donde se observan cambios favorables en la relación agua – petróleo y/o gas – petróleo.
IMBIBITION DRAINAGE
INTERSTITIAL WETTING PHASES SATURATION
RESIDUAL NONWETTING PHASES SATURATION
WETTING PHASES SATURATION, % PV
Figura 3. Histéresis de las curvas de permeabilidad. Agua – Petróleo. Basado en los resultados de los análisis de núcleos disponibles para este yacimiento y de las curvas de Krw-Kro, la fase mojante es el petróleo (oil wet) (3). En este caso durante la producción de los pozos antes del control de la presión del anular el desplazamiento del petróleo (fase mojante) por el agua (fase no mojante) es del tipo drenaje, el agua se desplaza por los canales porosos más grandes de la roca y el petróleo por los más pequeños, lo cual genera una rápida canalización del agua; este movimiento preferencial del agua es ayudado por la alta razón de movilidad agua–petróleo (Krw*µo)/(Kro*µw) debido al alto valor del numerador (Krw*µo). Durante el proceso de presurización del fondo del pozo (aumento de Pwf, por manejo de la presión del anular) el agua tiende a retroceder, con lo cual el proceso de desplazamiento se invierte de drenaje a imbibicion. Esto reduce la Krw, y al mismo tiempo ocurre una reducción de µo por la entrada parcial del gas libre a solución dentro del petróleo hasta saturarlo a la nueva presión alrededor del pozo; estos dos fenómenos contribuyen a la reducción del producto Krw*µo, y por tanto a la disminución del corte de agua.
CONTROLLER (STAND ALONNE) CONTROLLER+VFD (INTEGRATED)
MULTIVARIATE SENSOR PRODUCTION LINE
VALVE+MULTIVARITE SENSOR PRODUCTION CASING
HOSES INPUT/OUT PUT LINE
Figura 5. Conformación general de los equipos, área de conexiones. Adicionalmente se utiliza un medidor electrónico de corte de agua a través de un equipo multifásico para realizar pruebas de producción y validar el corte de agua de una manera mas exacta, dado que es difícil establecer un valor promedio por el método tradicional de muestreo continuo en crudos pesados.
Gas - Petróleo.
Otro beneficio que se logra con el proceso de presurización es el incremento de la saturación de gas residual (o gas atrapado por la fase mojante, en este caso por el carácter espumante del
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2.
Construcción, prueba y cotejo de los modelos Pozo/Yacimiento con información antes de la presurización. 3. Integración de los mod elos Pozo/Yacimiento. 4. Cotejo de los resultados de las pruebas después de la presurización. 5. Conclusiones y recomendaciones Para desarrollar la metodología de investigación y alcanzar el objetivo principal del estudio se diseñó el siguiente plan de trabajo:
Criterios de selección de pozos. Para asegurar una aplicación exitosa, el pozo seleccionado debe cumplir con una serie de valores y condiciones y esto significa que la técnica no es universal. Aplica en cualquier tipo de crudo, pero se obtienen los mejores resultados en crudos medianos, pesados y extra pesados; independientes de la profundidad de la arena productora. La tecnología es aplicable a pozos de bombeo (BCP, BES y BM) en producción por debajo del punto de burbujeo, entendiéndose que cada uno de estos métodos de levantamiento requiere de procedimiento particular para su aplicación, para aumentar su producción de petróleo a través del control de la presión de fondo fluyente óptima. El estudio y aplicación de dicha tecnología contempla el
Plan de trabajo. Interpretación del Flujo Multifásico (construcción del modelo multifásico). 1. Captura de datos de presión y caudales, pruebas de producción. 2. Cálculo de Pwf. 3. Simulación y ajuste del modelo multifásico con las pruebas en blanco. Simulación integral de resultados de la Tecnología de Presurización. Integración del sistema Yacimiento - Pozo - Facilidades de superficie.
seguimiento de los pasos siguientes: A.- Revisión de condiciones de superficie existentes, recopilación de data de subsuelo. B.- Con equipo acústico de medición de niveles de fluido en el revestidor, determinar y cuantificar generación de gas a través del anular y Presión de entrada a la bomba (PIP). C.- Instalación de equipo. Es importante realizar pruebas de producción para cada pozo, previo a la aplicación de la tecnología, para su certificación y/o validación, dado que estas pruebas serán usadas para futura referencia y comparaciones con aquellas obtenidas después de aplicada la tecnología.
Desarrollo del modelo de simulación. PDVSA construyo un modelo de simulación para el yacimiento U1,3/MFB–53, con 397 pozos y 254215 celdas activas. Se realizaron corridas de simulación para el periodo 1981- 2009 para determinar sus características y cotejo histórico de presión- producción. Una sección (ventana) del área sur-oeste del yacimiento, la cual incluye los pozos MFB–398 y MFB–415, fue seleccionada para simular la declinación de presión y la historia de producción de agua y gas de estos (2) pozos. El área de la ventana está compuesta por una malla de 25 x 17 x 38; 16150 celdas (10341 celdas activas). Ello incluye 13 pozos (11 pozos horizontales y 2 pozos verticales, siete (7) de los cuales han sido sometidos a inyección alterna de vapor) (Figura 6). Se inicializó el modelo de la ventana. Actualmente se trabaja en un modelo de simulación numérica para evaluar dinámicamente el fenómeno y predecir el comportamiento futuro de los pozos bajo control de la presión óptima de trabajo y la aplicabilidad de la tecnología a nivel de campo, manteniendo en funcionamiento el equipo de control de presión. Los modelos de los dos pozos horizontales serán construidos con una malla fina alrededor del hoyo, para observar, en mayor detalle, las variaciones en saturación y presión. Para este momento se están realizando corridas de cotejo histórico de producción y presión.
Finalmente, debería disponerse de un medidor de flujo multifásico o un medidor de corte de agua para el constante monitoreo de la implementación de la tecnología.
Metodología de la investigación y plan de trabajo. El presente estudio está conceptualizado como una investigación de campo y de ingeniería y tiene como objetivo principal explicar los cambios que se producen en el fluido y a nivel del yacimiento cuando se aplica la Tecnología de Presurización Anular, que consiste básicamente en aumentar, de manera controlada, la presión en el anular del pozo hasta obtener una Presión de fondo fluyente (Pwf) llamada optima, que permita mantener las condiciones de producción para que el gas permanezca en solución con el petróleo a la entrada de la bomba, aumentando su eficiencia manteniendo estable el corte agua en el tiempo y en algunos casos reducción considerable del mismo, mejorando la producción de crudo en el área de drenaje. La metodología establecida es la siguiente:
Fases de la investigación. Campo
1. 2. 3.
Planificación de la prueba de presurización. Ejecución de la prueba. Análisis cualitativo y evaluación cuantitativa de los resultados de la presurización.
Ingeniería
1.
Conceptualización del fenómeno mejoramiento de producción.
físico
del
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Figura 7. Comportamiento de pozos, eficiencia de producción Figura 6. Área de la ventana, Grip Top, capa 4
El efecto del comportamiento espumante en pozos de la Faja petrolífera del Orinoco se muestra en la figura 7, observando la eficiencia del comportamiento de producción en la cual la máxima rata de producción se obtiene a cierta PIP y frecuencia, y la producción disminuye como la presión de entrada a la bomba decrece (600 psi), debido a la liberación del gas en la bomba, bajando su eficiencia. El crudo espumante con sus burbujas de gas atrapadas en el crudo genera cargas de gas y fluido (ver línea roja para el gas y línea verde para el fluido en la Figura 8. Este grafico muestra comportamiento de producción y gas cada 30 minutos a través de de un separador de producción multifásico. El comportamiento de producción muestra que es difícil mantener la rata de producción de petróleo con la caída de presión disponible y ha sido mejorada con la aplicación de la Tecnología de Presurización Anular, como se verá más adelante: Últimamente se han realizado pruebas de producción en los pozos MFB-398, MFB-415 y MFB-460, las cuales muestran el comportamiento de estos pozos bajo control de presión contra sin control de presión. Registros directos en superficie de los parámetros temperatura de la línea y presión del casing fueron leídos por sensores electrónicos y comparados contra los mismos parámetros a la entrada de la bomba La Figura 9 muestra efectos de variables cíclicas registradas en el pozo en superficie, las cuales aparecen registradas con desfases de aproximadamente cinco (5) minutos en la entrada de la bomba. La longitud del ciclo (3 minutes) en el fondo del pozo es más corta que el ciclo en superficie. El incremento en la presión del casing también causa un efecto resorte en la columna de gas en el casing, observando su efecto en la transmisión de fluctuaciones de la presión a la presión al fondo del pozo. La Figura 10 muestra una relación inversa entre la presión del casing y la temperatura de la línea. Este comportamiento se explica como un cambio de la relación de los fluidos producidos (agua y petróleo). En la Figura 11 se observa un comportamiento similar entre la presión de entrada a la bomba (PIP) contra la temperatura del fluido. Además, el incremento en la temperatura del fluido se relaciona con el incremento del corte de agua. En la Figura 12 se observa que, mientras la presión anular se incrementa el corte de agua disminuye. El valor promedio de las lecturas en cada una de las citadas figuras representa la condición optima de trabajo. Ejemplo de estos datos para el pozo MFB-398, se muestran en la Tabla 1.
MODELO PETROFISICO.
Dada la gran extensión areal del yacimiento U1,3/MFB-53, se desarrolló un estudio petrofísico detallado a nivel de pozo, en base a dos núcleos, en el área de la ventana. Se evaluaron los parámetros Presión Capilar (función J de Leverett), Permeabilidades Relativas, tipo de roca, permeabilidad y porosidad; esto con la finalidad de generar el insumo para la construcción de dos pozos modelo que simulen el comportamiento de los pozos MFB-398 y MFB-415, en sus etapas sin control de presión y bajo la tecnología de presurización anular.
Modelo de Flujo Multifásico en el Pozo Flujo Multifásico en el pozo se simulo utilizando técnicas de análisis nodal como sigue: Cotejar el PVT para seleccionar las correlaciones empíricas que permitan calcular las propiedades de los fluidos a temperaturas diferentes a la del yacimiento. Cotejar el perfil de temperaturas dinámicas en la tubería de producción, mediante la determinación de un coeficiente total de transferencia de calor U (BTU/hr.ft 2.ºF). Cotejar las presiones dinámicas en la tubería de producción mediante un análisis de sensibilidad de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías para seleccionar y ajustar la que mejor simule el comportamiento de dicho flujo en el pozo. Una vez seleccionada la correlación de flujo multifásico se procede a cotejar la capacidad de producción exhibida por el pozo antes y después del control de la presión en el anular.
Análisis de resultados Resultados de campo. La tecnología de control de presión anular ha sido aplicada en pozos de la Faja Petrolífera del Orinoco desde el año 2005 hasta ahora. Se han instalado equipos en 25 pozos del oriente de Venezuela; la mayoría de ellos con resultados satisfactorios. Basado en los resultados obtenidos, nuevos equipos serán instalados en 14 pozos en el campo Bare del Distrito San Tome.
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temperatura, se usaron correlaciones bien conocidas despues de cotejar el analisis PVT disponible (U1,3 Reservoir /MFB-53). Las propiedades petrofisiscas, para el flujo desde el yacimiento al nodo del fondo del pozo, se tomaron de la caracterizacion petrofisica previamente mostrada. La curva de comportamiento del influjo (IPR) se determino a partir de las pruebas de campo (Test point data). Cabe destacar que para cada prueba, la presion de fondo fluyente (Pwf) se estimo a partir de su respectiva presion de entrada a la bomba (PIP) utilizando la correlacion ajustada de Hagerdon & Brown. La Figura 15 muestra que las curvas de IPR para aguapetroleo y liquido total del pozo MFB-398 antes de la prueba de control de presion. Se puede ver que para Pwf = 420 psig las tasas de produccion fueron: Petroleo 28 bpd Agua 68 bpd Compuesta 96 bpd Corte de agua 70 %
MFB-398 DATE
BP BPD D
15-Jul-2009 12-Aug-2009 5-Sep-2009 7-Sep-2009
92 95 88 87
PIP Pwf BBOPD OP D (PSIG) (PSIG)
319 329 339 356
411 429 442 447
28 28 38 57
BWPD B WP D % Bs &W %Bs&W
64 67 50 29
70 70 57 34
CONDITION C ON DI TI ON
No control pressure Under control pressure Under control pressure Under control pressure
Tabla 1. Pruebas de producciont, pozo MFB-398.
Las figuras 21 a 25 muestran comportamiento de produccion de los pozos MFA - 70, MFA - 241, MFB - 386, MFB - 398 y MFB – 460 respectivamente, las cuales se presentan en el apendice.
Resultados de Simulación Actualmente se están realizando simulación de los resultados de las pruebas de campo. Se comenzó con la revisión del modelo petrofísico del área de la ventana, donde están ubicados los pozos en prueba, MFB-415 y MFB-398. Luego se construyo un modelo analítico multifásico, incluyendo flujo simultaneo de petróleo, agua y gas, desde el yacimiento hasta el pozo, y el efecto de la presurización anular en la presión de fondo fluyente del pozo. Finalmente, se hacen corridas utilizando un simulador de petróleo negro, para el área de la ventana, para determinar el efecto de la presurización en las vecindades alrededor del pozo, en el corte de agua y relación gas-petróleo. Adicionalmente, INTEVEP (Filial de PDVSA en aéreas de investigación) está investigando el efecto que el patrón de variación de la presión de fondo fluyente observado, está teniendo en el equilibrio fisicoquímico a nivel de poro; debido a cambios en las interacciones fluido / fluido – fluido / roca, para distintos yacimientos en arenas no consolidadas de crudos pesados y extra pesados, con diferentes calidades de roca, a causa de las condiciones naturales de flujo adversas al patrón del petróleo debido a los diferentes componentes en los crudos pesados y extra pesados existentes.
Figura 16. Analisis nodal del pozo MFB-398, antes de la prueba de control de presion. Despues de la prueba de control de presion la Pwf incremento a 447 psig y los cambios en las tasas de produccion incrementaron las tasas de flujo de petroleo y disminuyeron la tasa de flujo de agua como se muestra en la Figura 16. Petroleo 57 bpd Agua 29 bpd Compuesta 86 bpd Corte de agua 33.8 %
Caracterización Petrofísica del Area de la Ventana Basado en los análisis de núcleos y registros de los pozos MFB-391, MFB-398 y MFB-415 se realizo la caracterización . Parámetros petrofísicos tales como K (permeabilidad absoluta), Swirr (saturación irreducible de agua) y Pc (presión capilar agua-petróleo) se obtuvieron de correlaciones construidas a partir de resultados de análisis de núcleos. Los resultados muestran un alto grado de uniformidad (Grafico de Lorenz, Figura 13) para arenas no consolidadas cerca del pozo MFB391. El Grafico de Winland (Figura 14) también, con datos de K-Ø de los pozos MFB-398 y MFB-415, muestra que la roca es una arena clasificada entre Mega y Superior de Macro. Las Figuras 15 y 16 muestran curvas de capilaridad y permeabilidad relativa agua-petróleo. La curva de capilaridad ilustra poca dispersión (alta uniformidad) y una amplia zona de transición. Las curvas de permeabilidad agua-petróleo muestran que la permeabilidad al petróleo es mayor que la del agua, para saturaciones de agua por debajo de 37%; esto muestra que el agua fluye más rápido que el petróleo en medio poroso.
Modelo Multifásico Un modelo multifásico comportamiento actual de presurizacion de fondo. propiedades del petroleo,
Figure 17. Analisis nodal del pozo MFB-398, despues de la prueba de control de presion.
fue construido para cotejar el los pozos sometidos control de Para estimar los cambios en gas y agua con la presion y
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Dado que las curvas IPR representan la capacidad de flujo de fluido desde la formacion productora, el mejoramiento en el IPR del petroleo se debe a la disminucion de la relacion de mobilidad agua-petroleo (Krw*µo)/(Kro*µw). Este fenomeno ocurre por la presurizacion de la formacion cercana al hoyo, lo cual reduce la saturacion de agua, la permeabilidad relativa y la viscosidad del petroleo. Por otro lado, los resultados muestran que las curvas IPR del petroleo para el pozo MFB-398 sin control de presion (Figura 16) se desplaza a la derecha (Figura 15) con el incremento de la presion de fondo del pozo. Este cambio positivo del IPR produce un incremento en la tasa de flujo de petroleo y una disminucion en el corte de agua. Este cambio esta suportado por el efecto positivo del gas disperso formando una mezcla con el petroleo, la cual incrementa la mobilidad del petroleo, asi como tambien la diferencia en densidades de la mezcla (petroleo-gas) y el agua, se incrementa, lo cual reduce la saturacion de agua y por consiguiente incrementa la saturacion del petroleo y la permeabilidad relativa al petroleo. Este comportamiento esta en concordancia con las investigaciones realizadas por Patil (7).
MFB-415. La Figura 19 muestra el excelente seguimiento de la produccion acumulada de petroleo en el simulador de petroleo negro para el pozo MFB-398. El cotejo del corte de agua ha sido bastante bueno en algunos periodos de la vida productiva del pozo. Desde el año 2008 se puede ver que el alto corte de agua (60%) se reproduce, mostrando que el movimiento de agua cerca del hoyo es bueno. Resultados similares se ilustran en la grafica del acumulado de agua en la Figura 20. Para lograr el cotejo de produccion de agua fue necesario simular el efecto del gas disperso en el petroleo, el cual reduce la viscosidad y densidad de la mezcla del crudo espumente (6). Por otro lado, el incremento de la mobilidad del petroleo por reduccion de la viscosidad, el aumento en la diferencia en densidades entre la mezcla (petroleo-gas) y agua, la cual reduce la saturacion de agua y la mobilidad del agua alrededor del pozo.
Conclusiones
Simulación numérica Se construyo un modelo de simulación numérica para un área (ventana) en la zona sur-oeste del yacimiento. La malla tiene 10341 celdas activas (25*17*38). Las saturaciones y presiones para las celdas en la inicialización del modelo de la ventana se tomaron de una corrida (periodo 1981-2009) del modelo completo del yacimiento (254215 celdas activas). Como puede verse en la Figura 18, la presión en el año 1 995, en la capa 22 están en el rango de 1181-1141 psi, cerca a la presión del punto de burbujeo, 1160 psi. Las propiedades de los fluidos, petróleo y gas, se tomaron del análisis PVT del pozo MFB-91 (5).
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Figura 18. Inicializacion de presion del modelo de la ventana. Año 1995 (capa 22).
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El influjo de agua dentro del area de la ventana se simulo con acuifero de fondo. Se considero que el agua entra verticalmente al yacimiento desde una zona de agua en el fondo y fluye hacia el tope por la alta permeabilidad de la arena no consolidada. En el presente trabajo se esta realizando un cotejo muy cuidadoso del flujo de agua y gas libre alrededor de los pozos MFB-415 y MFB-398, lo cual permite las predicciones futuras de la evaluacion dinamica y aplicación de campo de la presurizacion anular del casing, y el comportamiento futuro de los pozos. Hasta ahora, se han obtenido buenos resultados en el cotejo de la produccion de petroleo y agua de los pozos MFB-398 y
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Los resultados de campo muestran incremento promedio de 60 por ciento en la tasa de producción de petróleo y una reducción de 25 por ciento del corte de agua. Un efecto cíclico variable se registro en el casing en superficie, lo cual aparece registrado con un desfase aproximado de cinco (5) minutos a la entrada de la bomba. La longitud del ciclo (3 minutos) es mas corto a nivel del fondo del pozo comparado con el ciclo en superficie. Se ha observado una relación inversa entre la presión del casing y la temperatura de la línea, este comportamiento se interpreta como un cambio en la relación de los fluidos producidos (petróleo y agua). Los resultados muestran que la curva del IPR para el pozo MFB-398 sin control de presión se desplaza a la derecha con el incremento de la presión de fondo del pozo. Este cambio positivo del IPR produce un aumento en la tasa de petróleo y disminución en el corte de agua. Hay tendencia a reducir el corte de agua en estos pozos. La teoría que sustenta esto es el fenómeno de imbibición y drenaje de la fase de petróleo, la cual incrementa la saturación critica de gas y el comportamiento de crudo espumante produce un incremento de la permeabilidad efectiva a la fase del petróleo, reduciendo así la permeabilidad efectiva al gas y agua, todo esto está siendo investigado bajo la aplicación de un modelo físico. Los gráficos de Lorenz y Winland de las zonas cercanas al hoyo del pozo MFB-391, MFB-398 y MFB-414 muestran dos (2) tipos de roca: Mega y Macro Superior con poca heterogeneidad. La presión capilar de la formación muestra una amplia zona de transición que ayuda al efecto de la presurización a reducir el corte de agua e incrementa la tasa de flujo de petróleo. Se cotejo los resultados del control de la presión anular del pozo MFB-398 con análisis nodal. El mejoramiento en el IPR observado se debe a la disminución de la relación de movilidad agua – petróleo cerca del hoyo (Krw*µo)/(Kro*µw). La simulación numérica del área probada (ventana) permitió cotejar el flujo de agua en las cercanías del
hoyo de los pozos MFB-398 y MFB-415, los cuales permitirán la evaluación dinámica futura de las pruebas de control de presión anular.
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