TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
OPTIMIZACIÓN DEL ESQUEMA DE EXPLOTACIÓN DEL PROYECTO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA EN EL YACIMIENTO MVR-1, ARENA M3U DEL CAMPO MATA-R, MATA-R, ÁREA MAYOR OFICINA OFICINA (AMO), MUNICIPIO PEDRO MARÍA FREITES ESTADO ANZOÁTEGUI.
Presentado ante la Ilustre Universidad Central de Venezuela Por el Br. Fernández F, Leonardo J Para optar al Título de Ingeniero de Petróleo.
Caracas, Noviembre de 2012
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TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
OPTIMIZACIÓN DEL ESQUEMA DE EXPLOTACIÓN DEL PROYECTO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA EN EL YACIMIENTO MVR-1, ARENA M3U DEL CAMPO MATA-R, MATA-R, ÁREA MAYOR OFICINA OFICINA (AMO), MUNICIPIO PEDRO MARÍA FREITES ESTADO ANZOÁTEGUI.
TUTOR ACADÉMICO: Prof. ACADÉMICO: Prof. René Rojas TUTOR INDUSTRIAL: Ing. INDUSTRIAL: Ing. Ana Bravo.
Presentado ante la Ilustre Universidad Central de Venezuela Por el Br. Fernández F., Leonardo J. Para optar al Título de Ingeniero de Petróleo.
Caracas, Noviembre de 2012
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TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
OPTIMIZACIÓN DEL ESQUEMA DE EXPLOTACIÓN DEL PROYECTO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA EN EL YACIMIENTO MVR-1, ARENA M3U DEL CAMPO MATA-R, MATA-R, ÁREA MAYOR OFICINA OFICINA (AMO), MUNICIPIO PEDRO MARÍA FREITES ESTADO ANZOÁTEGUI.
TUTOR ACADÉMICO: Prof. ACADÉMICO: Prof. René Rojas TUTOR INDUSTRIAL: Ing. INDUSTRIAL: Ing. Ana Bravo.
Presentado ante la Ilustre Universidad Central de Venezuela Por el Br. Fernández F., Leonardo J. Para optar al Título de Ingeniero de Petróleo.
Caracas, Noviembre de 2012
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DEDICATORIA
A Dios todo poderoso, por brindarme la oportunidad de lograr una de las metas más importantes de mi vida y permitirme compartirla con mis seres queridos. A mi madre, Andrea Fernández y abuelos, Jesús Fernández y Ana Fernández, por ser mis apoyos y razones para seguir adelante, por siempre estar a mi lado y enseñarme que para cumplir las metas es necesario sacrificar algunas cosas pero lograr el éxito de ellas es una gran recompensa. recompensa.
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AGRADECIMIENTOS
Gracias a Dios todo poderos por permitirme crecer, desarrollar mis conocimientos, por darme salud y por darme la oportunidad de tener a mis padres y a toda mi familia. A la Ilustre Universidad Central de Venezuela, por ser parte de mi formación personal y profesional. Y a la Facultad de Ingeniería, Escuela de Petróleo, por brindarme la oportunidad de formarme como Ingeniero de Petróleo. Al Profesor René Rojas Rojas y la Ingeniera Ana Ana Bravo, por su gran apoyo, Colaboración Colaboración incondicional incondicional e interés en el desarrollo desarrollo de este trabajo. trabajo. A mis compañeros y amigos en la Jefatura de Zona Anaco, Ana Bravo, Juan Villa Roel, Vilman González, Paul Suarez, Antonio Alcalá, Darío Loaiza, Gustavo Rukos, Karline Mejías, Daruihs Guevara, Aquiles Salazar, Eliezer Rodríguez, Miguel Romero, Mayda Cárdenas, Elizandra Puertas, Oscar Silva, Mayerlin Flores, Armando Vivas, Luis Vivas, sin su apoyo este trabajo no fuese realidad. Un agradecimiento agradecimiento especial a los Técnicos Técnicos Juan Villa Roel y Vilman González quienes quienes siempre estuvieron pendientes del desarrollo del proyecto y aclararon las dudas que se me fueron presentando a lo largo de cada una de las etapas del trabajo, me familiarizaron con todo lo referente al trabajo que se realiza en las actividades de campo y el seguimiento respectivo respecti vo que se realiza desde las oficinas de la jefatura de Zona a estos proyectos. A Licenciada Marisol Rutiño y María Eugenia Pérez por su apoyo. A la Sr Luz Mary Ordoñez y su familia. A los profesores profesore s y compañeros con los que compartí y adquirí los conocimientos necesarios para estar culminando mi carrera en este momento, momento, gracias a todos.
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RESUMEN Fernández F., Leonardo J OPTIMIZACIÓN DEL ESQUEMA DE EXPLOTACIÓN DEL PROYECTO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA EN EL YACIMIENTO MVR-1, ARENA M3U DEL CAMPO MATA-R, ÁREA MAYOR OFICINA (AMO), MUNICIPIO PEDRO MARÍA FREITES ESTADO ANZOÁTEGUI. Tutor Académico: Prof. René Rojas. Tutor Industrial: Ing. Ana Rosa Bravo. Tesis. Caracas, U.C.V. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería de Petróleo. Año 2012, n° pag. 210 Palabras Claves: Campo Mata R (Estado Anzoátegui), caracterización de yacimientos, esquema óptimo de explotación, inyección de gas seco, Modelo Estático, Modelo Dinámico, recuperación secundaria, simulador ECLIPSE 300®. Resumen. Se actualizó el modelo estático y dinámico con la información de los nuevos pozos perforados en el Campo Mata R desde Enero del 2005 hasta Diciembre del 2011. Esta actualización permite el eficiente monitoreo del comportamiento de producción y presión del yacimiento, validar los volúmenes de gas y condensado originalmente en sitio y las reservas a desarrollar de dichos fluidos bajo las premisas del esquema óptimo de explotación mediante recuperación secundaria suplementaria, tal que permita la recuperación de las reservas remanentes de gas y condensado del yacimiento M3U, MVR-1. El proyecto se basó en el nuevo modelo geológico resultado del estudio integrado del área Mata R. Este modelo geológico ha sido soportado en una interpretación geoestadística de las arenas de la Formación Oficina, integrando la data validada de pozos existentes, pozos nuevos, análisis de núcleos y la información derivada del levantamiento sísmico 3D. Una vez finalizada la actualización de la caracterización estática del yacimiento M3U MVR 1, se procedió a modelar nuevamente el comportamiento dinámico mediante la simulación composicional usando la aplicación ECLIPSE 300® para simular la recuperación secundaria suplementaria mediante la inyección de gas seco. Tomando en cuenta el volumen poroso actualizado y los fluidos originales en sitio ajustados, se procedió a realizar el cotejo del modelo de simulación. Este proceso se hizo buscando reproducir un comportamiento similar al comportamiento real del yacimiento. El plan óptimo de recuperación secundaria suplementaria corresponde al Caso 2, que considera el Caso Base, adicionando a la propuesta la inyección de 93,6 MMMPCN de gas seco a través de 4 pozos inyectores (MVR-51, MVR-57, MVR-105, ZM308) a partir del año 2013 durante 10 años, 8 trabajos menores a pozos, interdistribuidos entre el año 2012 y el año 2013, calculándose unas reservas recuperables de 194,9 MMMPCN de gas y 11,5 MMBN de condensado, siempre y cuando se logre acumular los volúmenes de inyección simulados. De esta manera el factor de recobro calculado es de 78 % para el gas y 32 % para condensado.
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ÍNDICE
DEDICATORIA……………………………………………………………………………………. iii AGRADECIMIENTOS……………………………………………………………………………. iv RESUMEN…………………………………………………………………………………………. vi ÍNDICE GENERAL……………………………………………………………………………….. vii ÍNDICE DE FIGURAS………………………………………………………………………….. xvii ÍNDICE DE TABLAS………………………………………………………………………….... xxii INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………………….. 1 CAPÍTULO I FUNDAMENTOS DE LA INVESTIGACIÓN 1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA……………….………………………….………….. 3 1.2 JUSTIFICACIÓN…………………………………………………………………………….… 6 1.3 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN…………………………………………………...... 7 1.3.1 Objetivo General……………………………………………………………………………. 7 1.3.2 Objetivos Específicos…………………………………………………………………….… 7 1.4 ALCANCE……………………………………………………………………………………… 8 1.5 LIMITACIONES……………………………………………………………………………..… 8 CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO 2.1 FUNDAMENTO TEÓRICO…………………………………………………………………... 9 2.2 BASES TEÓRICAS……………………………………………………………………….… 11 2.2.1 Yacimiento…………………………………………………………………………………. 11 vii
2.2.1.1 Principales propiedades que debe tener una formación para ser considerada como un yacimiento…………………………………………………………………….……….. 11
Porosidad ( φ )………………………………………………………………………….. 11
Permeabilidad (K)………………………………………………………………………. 11
Saturación de Fluidos (S)……………………………………………………………… 12
2.2.1.2 Parámetros que definen el comportamiento de un yacimiento…………………….. 12
Tasa de gas producido (Q g)…………………………………………………………... 12
Tasa de petróleo producido (Qo)……………………………………………………... 12
Relación Gas- Líquido (RGL)…………………………………………………………. 12
Gravedad API…………………………………………………………………………... 13
Factor Volumétrico del Gas (Bg)…………………………………….……………….. 13
Factor Volumétrico del Petróleo (Bo)……………………………………………….... 13
2.3 PRESIONES EN EL POZO Y EN EL YACIMIENTO……………………………….…… 13
Presión promedio de yacimiento (P)…………………………………………………. 13
Presión de fondo fluyente (Pwf)………………………………………………………. 13
Presión de cabezal (Pwh)…………………………………………………………...… 13
Presión al Datum……………………………………………………………………….. 13
2.4 CARACTERIZACIÓN DEL YACIMIENTO………………………………………………... 14 2.4.1 Modelo estático……………………………………………………………………………. 14 2.4.2 Modelo geológico………………………………………………………………………….. 14 2.4.3 Modelo estratigráfico……………………………………………………………………… 14
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2.4.4 Modelo estructural………………………………………………………………………… 15 2.4.5 Modelo Geoestadístico…………………………………………………………………… 15 2.4.6 Modelo dinámico………………………………………………………………………..…. 15 2.5 ENERGÍA DEL YACIMIENTO…………………………………………………..…….…… 15 2.6 TIPOS DE YACIMIENTOS PETROLÍFEROS……………………………………….…… 16 2.7 CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS………………………………………….…… 16 2.7.1 Según su geología o tipo de trampa……………………………………………………. 16 2.7.2 Según el tipo de empuje………………………………………………………………….. 17 2.7.3 Según el tipo de Hidrocarburo…………………………………………………………… 17
Yacimientos de gas seco ……………………………………………………………... 17
Yacimientos de gas húmedo………………………………………………………..… 19
Yacimientos de gas condensado …………………………………………….…….… 19
Yacimientos de gas condensado con zona de petróleo………………………….... 19
Yacimientos de petróleo volátil………………………………………………………. 20
Yacimientos de petróleo negro……………………………………………………….. 20
2.8 RESERVAS DE HIDROCARBUROS ……………………………………………..……… 21 2.8.1 Clasificación de las reservas de hidrocarburos ……………………………….………. 21 2.8.1.1 Según el grado de certidumbre………………………………………………………... 21
Reservas probadas…………………………………………………………………….. 21
Reservas probables…………………………………………………….……………… 21
Reservas Posibles……………………………………………………………………… 22
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2.8.1.2 Según la energía del yacimiento…………………………………….………………… 22
Reservas Primarias……………………………………………………………..……… 22
Reservas Secundarias…………………………………………………………..…….. 22
2.8.1.3 Según el grado de desarrollo…………………………………………………….……. 22
Reservas Desarrolladas……………………………………………………………….. 22
Reservas No Desarrolladas………………………….………………………………... 23
2.9 PRODUCCIÓN PETROLERA………………………………….………………………….. 23 2.9.1 Fases de la producción petrolera…………………………….………………………….. 23
Exploración……………………………………………………………………………… 23
Explotación……………………………………………………………………………… 23
Refinación……………………………………………………………………………..… 23
Mercadeo…………………………………………………………………………….….. 24
2.10 PRUEBAS DE PRODUCCIÓN…………………………………………………..……….. 24 2.10.1 Objetivos de las pruebas………………………………………………………………... 24 2.10.2 Pruebas de producción en pozos petrolíferos……………………………………...… 25
Pruebas de productividad……………………………………………………………... 25
Pruebas periódicas…………………………………………………………………….. 25
Pruebas de restitución de presiones…………………………………………………. 26
2.10.3 Pruebas de producción en pozos gasíferos ………………………………………….. 26 2.11 Rehabilitación y Reacondicionamiento de Pozos ……………………………………… 27 2.11.1 Rehabilitación…………………………………………………………………………….. 27
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Limpieza de arenas…………………………………………………………………….. 27
Limpieza de parafinas………………………………………………………………….. 28
Limpieza de asfáltenos………………………………………………………………… 29
Remplazo de la sarta de producción………………………………………………… 29
Remplazo de la bomba de subsuelo …………………………………………………. 30
Remplazo de cabillas……………………...…………………………………………… 31
Cambio de zonas productoras………………………………………………………… 32
Cambio de válvulas para Levantamiento Artificial por Gas (LAG)……………….. 32
Recuperación de pescados…………………………………………………………… 32
Instalación del regulador de flujo……………………………………………………... 33
2.11.2 Reacondicionamiento…………………………………………………………………… 34
Cementación forzada………………………………………………………………….. 34
Conversión de productor a inyector ……………………………………………….…. 35
Recompletaciones……………………………………………………………………… 36
Desviación larga………………………………………………………………………... 36
Aislamiento de zonas productoras…………………………….……………………… 37
Desviación corta………………………………………………………………………... 37
Empaque con grava a hueco abierto……………………………………………….... 38
Forzamiento arena petróleo (FAP)…………………………………………………… 38
Empaque interno con grava (EIG) …………………………………………………… 38
Grass - root……………………………………………………………………………… 39
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Cañoneo…………………………………………………………………………………. 39
Tapones de cemento………………………………………………………………...… 39
2.12 ECLIPSE 300…………………………………………………………...…….……………. 40 CAPÍTULO III CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL ÁREA 3.1 CUENCA ORIENTAL DE VENEZUELA…………………………………………………... 42 3.2 ÁREA MAYOR DE OFICINA (AMO) ……………………………………………………... 44 3.3 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL YACIMIENTO MVR-1, ARENA M3U…...… 46 3.4 MODELO GEOLÓGICO………………………………………………………………….… 49 3.5 CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS GENERALES………………………………….… 49 3.6 MODELO ESTRUCTURAL………………………………………………………………… 51 3.7 MODELO SEDIMENTOLÓGICO………………………………………………………….. 52 3.8 MODELO GEOLÓGICO, ANÁLISIS GEOLÓGICO Y PETROFÍSICO. ………….…… 54 CAPÍTULO IV MARCO METODOLÓGICO 4.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN………………………………………………………………… 61 4.2 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN………………………………………………………… 61 4.3 POBLACIÓN Y MUESTRA ………………………………………………………………… 62 4.4 TÉCNICAS E INTRUMENTOS PARA LA RECOLECCIÓN DE DATOS…………...…. 62 4.5 TÉCNICAS Y HERRAMIENTAS DE PROCESAMIENTO Y ANÁLISIS DE DATOS… 64 4.6 PROCEDIMIENTO METODOLÓGICO.…………………………………………………... 66
Revisión Bibliográfica. ……………………...…………………………………………. 68
Revisión y Validación de la Información. ……………………………………………. 68
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Revisión del Modelo Geológico. ……………………………………………………... 69
Análisis de la Prueba PVT. …………………………………………………………….69
Análisis del Comportamiento de Presión/Producción del Yacimiento. …………... 69
Datos de Presiones. …………………………………………………………………… 70
Obtención de las presiones y datos de producción………………………………… 70
Datos de Producción. …………………………………………………………………. 71
4.7 DISEÑO DEL PROCESO DE SIMULACIÓN ………………………...…………………. 72 4.7.1 Generación del mallado para la simulación del yacimiento …………….……………. 72
Construcción del Mallado de Simulación……………………………….……………. 72
Determinación del número de celdas del modelo……………………….………..… 7 2
Escalamiento de las propiedades…………………….…………………….………… 72
Curvas de permeabilidades relativas…………….………………………….……….. 76
4.7.2 Caracterización de fluidos.…………..…………………………………………………… 80
Información PVT………………………………………………………………………... 80
4.7.3 Inicialización del modelo de simulación. ……………………………………..………… 84
Inicialización de las presiones y saturaciones ………………………………………. 84
Volumetría inicial de fluidos………………………………………………………….... 85
4.7.4
Cotejo Histórico De Producción Y Presiones……………………………………….. 86
Cotejo histórico…………………………………………………………………………. 87
4.8 Generación de un Esquema de Explotación. …………………………………………... 90
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