FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA PARA LA INSTALACIÓN DE · PDF...
151
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA PARA LA INSTALACIÓN DE UNA COMPLETACIÓN INTELIGENTE EN UN POZO PRODUCTOR DEL CAMPO TOMOPORO TIERRA Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al grado Académico de MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO Autor: Ing. Freddy José Jiménez Morón Tutor: Ing. Américo Perozo Msc. Maracaibo, junio de 2010
Transcript of FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA PARA LA INSTALACIÓN DE · PDF...
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA
DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA PARA LA INSTALACIÓN DE UNA
COMPLETACIÓN INTELIGENTE EN UN POZO PRODUCTOR DEL CAMPO
TOMOPORO TIERRA
Trabajo de Grado presentado ante la
Ilustre Universidad del Zulia
para optar al grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Autor: Ing. Freddy José Jiménez Morón
Tutor: Ing. Américo Perozo Msc.
Maracaibo, junio de 2010
Jiménez Morón, Freddy José. Factibilidad Técnico-Económica para la instalación de una Completación Inteligente en un pozo productor del campo Tomoporo Tierra (2010). Universidad del Zulia, Facultad de Ingeniería, Postgrado de Ingeniería, Maracaibo – Venezuela. 146 p. Tutor: Prof. Américo Perozo.
RESUMEN
El campo Tomoporo tierra, específicamente el yacimiento Eoceno B-Superior, VLG-3729 se encuentra ubicado en el sureste del campo Ceuta y se extiende sobre las subdivisiones del mismo denominadas Área 8 Sur y Moporo. Estas áreas están limitadas al oeste por la falla VLG-3686 (falla de Pueblo Viejo), al norte por la falla VLG-3729, hacia el este el límite está representado por las fallas norte-sur que separan a la región 1 de la zona denominada Pasillo, hacia el sur el yacimiento está limitado por un contacto agua petróleo a 17150 pies bajo el nivel del lago, observado a nivel de B-4 en los bloques donde se ubican los pozos VLG-3846 y VLG-3848 (regiones 3 y 5 respectivamente). Hacia el bloque donde se encuentra el pozo TOM-9 (región 6) el contacto agua petróleo se encuentra a 17380 pies bajo el nivel del lago. El yacimiento B-SUP VLG-3729, representa una gran importancia para PDVSA, ya que sus reservas calculadas con un petróleo original en sitio (POES) son de 5217 millones de barriles (MMBN), un área promedio de 28064 acres y crudo mediano de 22º API, lo cual refleja una alto potencial en cuanto a las reservas recuperables de 1148 MMBN, con un factor de recobro del 22% según la data disponible de estudios integrados de PDVSA desde el año 2008. Con este factor de recobro bajo, los sistemas de completaciones inteligentes de pozos, constituyen una alternativa tecnológica que posibilita a través de un proceso remoto desde la superficie; mejorar la operatividad de la producción mediante la eliminación tanto de los costos de intervención, como de los perfiles de producción bajos (diferida de producción). En la actualidad, existe la necesidad de una metodología para la selección de una completación inteligente que posibilite disminuir dichos costos de intervención y los perfiles de producción bajos así como optimizar el valor global neto del campo.
Palabras clave: completación inteligente, factibilidad, Diseño, Aplicación.
E-mail del autor: [email protected]
Jiménez Morón, Freddy José. Technical and Economic Feasibility for the installation of an Intelligent Completion in a well field producer Tomoporo Earth (2010). Universidad del Zulia, Facultad de Ingeniería, Postgrado de Ingeniería, Maracaibo – Venezuela. 146 p. Tutor: Prof. Américo Perozo.
ABSTRATAC
Tomoporo field earth, specifically the Eocene reservoir B-Superior, VLG-3729 is located in the southeast of Campo Ceuta and extends over the subdivisions of the area called South eight Moporo. These areas are limited to the West for the failure VLG-3686 (Failure of Pueblo Viejo), north of the fault VLG-3729, to the east the boundary is represented by north-south faults that separate the region one of the area Hall called, to the south the site is limited by an oil-water contact 17 150 feet below sea level, is observed at the level of B-4 in the block where the wells are located and VLG VLG-3846-3848 (regions 3 and 5 respectively). To the block where the well is TOM-9 (region 6) the oil water contact is at 17 380 feet below the lake level. The site B-SUP VLG-3729, represents a great importance for PDVSA, as their stocks calculated with original oil in place (POES) are 5217 billion barrels (MMstb), an average area of 28 064 acres and medium crude 22 º API, which reflects a high potency in terms of recoverable reserves MMstb 1148, with a recovery factor of 22% according to data available from integrated studies of PDVSA since 2008. This recovery factor, is a systems intelligent well completions, an alternative technology that enables a remote process through from the surface, improving the operation of production by eliminating much of the costs of intervention, such as profiles low production (delayed production). At present, there is a need for a methodology for selecting an intelligent completion that will enable intervention in reducing those costs and low production profiles and to optimize the overall value of the field net.
Keywords: completion intelligent, feasibility, design, implementation.
E-mail del autor: [email protected]
DEDICATORIA
A DIOS todopoderoso nuestro padre creador, fuente de iluminación y sabiduría que nos
acompaña en cada día.
A mi madre, por todo el apoyo, sacrificio, consideración, que tuvo conmigo,
enseñándome la importancia que tienen los estudios para los hombres y mujeres de
bien, mostrándome el verdadero valor de las cosas y ante todo a luchar por alcanzar
una meta.
A mi esposa Xinayn, por creer siempre en mí, apoyándome con su amor y paciencia
para alcanzar este logro.
A mi abuelo a quien le dedico mi triunfo de todo corazón.
A todos mis tíos, en especial Alexis, por apoyarme en el desarrollo de mi carrera
profesional.
A mis hijos adorados, que son mi luz y fuente de inspiración para concluir otra meta de
mi vida.
A mis hermanos, por tenerme paciencia durante el desarrollo del trabajo de grado.
A mis compañeros de estudio, de trabajo que me apoyaron con lo necesario para
concretar este reto.
Freddy Jiménez.
AGRADECIMIENTO
A la universidad del Zulia por ser el lugar donde nos formamos, lo cual nos dio la
oportunidad de lograr nuestros sueños.
Al profesor Américo Perozo, por su gran tarea de impartir conocimiento y ética para
formar profesionales de éxito.
A la doctora Alexis Morón, como asesor metodológico, y su orientación para contribuir
gran parte de esta investigación.
A todos aquellos que ayudaron con su conocimiento a la elaboración de este trabajo
especial de grado.
Freddy Jiménez
TABLA DE CONTENIDO
Página
RESUMEN…………..………………………………………………………………………. 3
ABSTRACT………………………………………………………………………………….. 4
DEDICATORIA…………………………………………………………………………….... 5
AGRADECIMIENTO……………………………………………………………………..…. 6
TABLA DE CONTENIDO…………………………………………………………..…..….. 7
LISTA E TABLAS……………………………………………………………………....….. 13
LISTA DE FIGURAS……………..…………………………………………..…….………. 14
INTRODUCCIÓN……………………………..……………………………………..……… 17
CAPÍTULO I EL PROBLEMA 18
Planteamiento y formulación del problema……………………………..……….……..... 18
Objetivos……………………………………………………………………………..…….... 19
Objetivo general…………………………………………………………………………….. 19
Objetivos específicos……………………………………………………………………..... 19
Justificación de la investigación…………………………………………………………… 20
Delimitación de la investigación…………………………………………………………… 20
Antecedentes de la investigación………………………………………………………..... 21
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO 22
Bases teóricas………………………………………….……………………………..... 22
Sarta de producción o eductor…..………………………………………………………… 22
Empacadura de producción………………………………………………………………... 22
Selección de empacaduras………………………………………………………………… 29
Equipos de subsuelo convencionales:……………………………………………………. 30
Completación de pozos convencionales…………………………………………………. 32
Factores que determinan el diseño de la completación de pozos…………………...... 33
Clasificación de las completaciones de acuerdo a las características del pozo……... 33
Configuración mecánica de los pozos……………………………………………………. 34
Factores que determinan el tipo de configuración mecánica…………………………... 34
Tipos de completación de acuerdo a la configuración mecánica……………………… 34
Métodos de levantamiento artificial……………………………………………………...... 39
Reacondicionamiento, recompletación (Ra/Rc) y servicios a pozos ………………… 46
Implementación de las completaciones inteligentes……………………………………. 47
Definición de una completación inteligentes…….……………………………………….. 48
Aplicación de una completación inteligente……………………………………………… 49
Las aplicaciones fundamentales de una completación inteligente……………………. 49
Criterios para la aplicación…………………………………………………………………. 50
Ventajas de una completación inteligentes………………………………………………. 50
Tipos de completaciones inteligentes…………………………………………………...... 51
Los nuevos sistemas inteligentes…………………………………………………………. 51
Marco legal para la producción conjunta…………………………………………………. 54
CAPÍTULO III MARCO GEOLÓGICO 55
Descripción y Análisis del campo seleccionado…………………………………………. 55
Ubicación………………………………………………………………………………......... 55
Datos generales del campo seleccionado……………………………………………...... 56
Marco estructural……………………………………………………………………………. 56
Estratigrafía……………………………………………………………………………......... 59
Comportamiento de presión……………………………………………………………….. 64
Análisis de fluidos…………………………………………………………………………… 66
CAPÍTULO IV MARCO METODOLÓGICO 67
TIPO DE INVESTIGACIÓN………………………………………………………….. 67
Diseño de la
investigación……………………………………………………………….....
67
Población…………………………………………………………………………………...... 68
Muestra……………………………………………………………………………………..... 68
Técnicas de recolección de datos.………………………………………………………... 69
Recopilación de la información….………………………………………………………… 70
Validez……………………………………………………………………………………….. 70
Procedimientos de la investigación.………………………………………………………. 70
CAPÍTULO V ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS 72
Características de geología, yacimiento y estado mecánico para los pozos
candidatos a una completación inteligente cuando se requiere la producción de dos
sub-unidades en conjunto………………………………………………………….............
72
Esquema mecánico de los pozos candidatos…………………...……………………..... 74
Diseño de la completación inteligente con producción en conjunto de las arenas B-1
y B-4......................................................................................................................
75
Descripción de los elementos de subsuelo…………………………………………….... 75
Líneas Hidráulicas…………………………………………………………………………... 75
Configuración……………………………………………………………………………. 76
Colores…………………………………………………………………………………… 76
Cable de Sensores………………………………………………………………………….. 76
Configuración…………………………………………………………………………….. 77
Capilares para inyección de químicos………………………………………………….... 77
Empacaduras especiales…………………………………………………………………... 77
Configuración……………………………………………………………………………. 78
Camisa de producción tipo hidráulica…………………………………………………...... 78
Características…………………………………………………………………………… 78
Medidor de flujo……………………………………………………………………………... 79
Configuración…………………………………………………………………………….. 80
Sensores P,T,fw y Q………………………………………………………………………... 80
Configuración…………………………………………………………………………….. 80
Conexiones de subsuelo………………………………………………………………….... 81
Puerto múltiple……………………………………………………………………………..... 81
Puerto simple………………………………………………………………………………... 81
Alternativas de la completaciones inteligente……………………………………………. 81
Completación inteligente con bombeo electrosumergible (BES)……………………... 82
Esquema de completación propuesto…………………………………………………….. 82
Requerimiento de materiales de completación para pozo inteligente campo
Tomoporo…………………………………………………………………………………….
84
Estimación del potencial inicial……………………………………………………………. 85
Comparación de los diferentes equipos y tipos de completación inteligente
existentes en el mercado y su aplicación, para el pozo candidato a completar……...
87
Sistema de monitoreo y control en pozos………………………………………………... 87
Suplidores disponibles……………………………………………………………………… 89
Sistema hidráulico de superficie…………………………………………………………... 90
Válvulas de control de flujo………………………………………………………………… 96
Empacaduras hidráulicas multipuerto…………………………………………………….. 102
Medidor de flujo en fondo..……………………………………………………………........ 104
Tabla resumen de equipos disponibles en el mercado…………………………………. 105
Análisis de los esfuerzos de carga y temperatura de la completación, soportado con
un simulador ya disponible…………………………………………………………….
106
Temperatura estable………………………………………………………………………... 110
Limites de diseño en producción………………………………………………………….. 111
Factor de seguridad en condiciones iniciales……………………………………………. 112
Movimiento de tubería en producción…………………………………………………….. 113
Movimiento de tubería en prueba de presión……………………………………………. 114
Movimiento de tubería durante el proceso de recuperación…………………………… 115
Resumen de cargas en tubería sección 1 y sección 2…………………………………. 116
Diagrama esquemático generado por el WELLCAT……………………………………. 117
Esquema de fuerzas resultantes empacadura tope de B1 (sección1)………………... 118
Esquema de fuerzas resultantes empacadura tope de B4 (sección 2)……………….. 118
Diseño de instrumentación del subsuelo e instalaciones de superficie………………. 119
Infraestructura…………………………………………………………………………......... 119
Medición e instrumentación………………………………………………………………... 119
Panel de control……………………………………………………………………………... 119
Pantalla de monitoreo de sensores……………………………………………………..... 120
Conexiones en superficie………………………………………………………………….. 121
Flat Packs para líneas hidráulicas…………………………………………………..…….. 121
Multipack para capilares de inyección de químicos (equipo BES)………………..…... 121
Cabezal de completación para el
pozo…………………………………………….……..
122
Sección
“B”………………………………………………………………………………...…
122
Sección
“C”………………………………………………………………………………...…
122
Equipo de prueba de líneas………………………………………………………………... 124
Operación del equipo……………………………………………………………………..... 125
Equipo complementario…………………………………………………………………….. 126
Protectores………..…………………………………………………………………………. 126
Carretos para líneas y cable de poder…………………………………………………… 127
Calidad de medición requerida de las variables presión y temperatura en fondo de
pozo según los siguientes
términos……………………………………………………….
127
Transporte de información, control y
optimización……………………………………....
128
Estrategia de control, supervisión y optimización para la
completación………………
129
Esquema de comunicaciones propuesto para la completación inteligente…………... 130
Procedimiento operacional para la bajada de la completación inteligente…………… 131
Flujograma…………………………………………………………………………………… 135
CAPITULO VI ANÁLISIS ECONÓMICO 139
Datos de producción.……………………………………………………………………….. 139
Criterios de comparación…………………………………………………………………... 139
Análisis del valor presente neto del pozo…………………………………………….…... 140
CONCLUSIONES…………………………………………………………………………… 144
RECOMENDACIONES…………………………………………………………………….. 145
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS……………………………………………………… 146
LISTA DE TABLAS
Tabla Página
1 Tipo de elementos sellantes..……………….………………………… 24
2 Unidades Sellantes para empacaduras permanentes……………… 29
3 Datos del campo seleccionado…………………………………..……. 56
4 Pozos en estudio………………………………………………………... 68
5 Especificaciones de válvulas de control………………………………. 97
6 Resumen de disponibilidad en el mercado…………………………… 105
7 Factor de seguridad en condiciones iniciales………………………… 112
8 Movimiento de tubería durante la producción………………………… 113
9 Movimiento de tubería en prueba de presión………………………… 114
10 Movimiento de tubería durante el proceso de recuperación………... 115
11 Cargas en la tubería de producción sección 1 y sección 2…………. 116
12 Parámetros utilizados para la evaluación de producción con B-4…. 140
13 Resultados de evaluación económica (B-4)………………………….
141
14 Parámetros utilizados para la evaluación de producción en conjunto de B-1/B-4……………………………………………………...
142
15 Resultados de la evaluación económica B-1/B-4 (completación inteligente)………………………………………………………………...
142
LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1 Empacadura mecánica/hidráulica….……………………………………... 25
2 Empacadura dual…………………………………………………………… 27
3 Empacaduras permanentes……………………………………………… 28
4 Unidades de sellos……………………………………………………...... 29
5 Niple o mandril de inyección……………………….…………………….. 32
6 Camisa ó manga deslizantes convencional……………………………. 32
7 Completación doble con una tubería de producción y una
empacadura de producción……………………………………………….
36
8 Completación sencilla selectiva…………………………………………. 37
9
Completación doble con tuberías de producción paralelas y múltiples
empacaduras de producción……………………………….....................
38
10 Bombeo mecánico convencional…………………………………………. 40
11 Bombeo electrosumergible………………………………………………... 43
12 Bomba de cavidad progresiva…………………………………………… 43
13 Bombeo hidráulico………………………………………………………… 44
14 Levantamiento artificial por gas (LAG)………………………………….. 45
15 Ambos laterales producen petróleo……………………………………… 49
16 Sólo hay producción desde el lateral superior………………………….. 49
17 Ubicación geográfica del distrito Tomoporo……………………………. 55
18 Mapa estructural de B-4.0 del yacimiento VLG-3729............................ 58
19 Modelo del desarrollo de la cuenca de Maracaibo (tomado de Lugo y
Mann, 1998)………………………………………………………………….
59
20 Columna geológica del área………………………………………………. 61
21 Sección estratigráfica mostrando las facies sedimentarias……………. 62
22 Distribución de los pozos con núcleos….……………………………….. 63
23 Comportamiento de Presión, B-4 / R-1, Yacimiento “B-Sup VLG-
3729”……….…………………………………………………………….....
64
24 Agotamiento de Presión, B-4 / R-1, Yacimiento “B-Sup VLG-
3729”………………………………………………………………………
65
25 Sección O-E (presión de yacimiento), B – 4 / R - 1, yacimiento B –
Sup VLG – 3729…………………………………………………………
65
26 Propiedades PVT del petróleo, unidad B-4, Yacimiento “B-Sup
VLG-3729”………………………………………………………………..
66
27 Características promedio de los pozos productores, en la región I del
campo Tomoporo……………………………………………………………
73
28 Esquema mecánico del pozo tipo a ser completado selectivo………... 74
29 Características de las líneas hidráulicas……………………………….. 75
30 Especificación del cable eléctrico……………………………………….. 76
31 Especificación del capilar de inyección…………………………………. 77
32 Especificación de la empacadura especial…………………………...... 77
33 Empacadura especial multipuerto……………………………………....... 78
34 Camisa hidráulica………………………………………………………….. 79
35 Medidor de flujo……………………………………………………………. 80
36 Sensores de fondo…………………………………………………………. 80
37 Esquema de completación propuesto……………………………………. 83
38 Requerimiento de materiales de completación para el pozo inteligente 84
39 Análisis nodal completado produciendo B-4 …………………………… 85
40 Análisis nodal completado sencillo selectivo produciendo B-1 y B-4 86
41 Software SmartWell Master de Halliburton………………………………. 89
42 Cabina SmartWell Master para 06 pozos “SHS”………………………... 91
43 Módulo de suministro hidráulico “HSM”…………………………………………. 93
44 Módulo de control de pozo “WCM”………………………………………. 94
45 Módulo RSM1……………………………………………………………….. 95
46 Módulo RSM2……………………………………………………………….. 95
47 Válvula modelo HVC-ICV………………………………………………….. 97
48 Válvula de control ROSS………………………………………………….. 98
49 Válvula de control ROSS-V……………………………………………….. 99
50 Válvula de control ROSS-S……………………………………………….. 99
51 Válvula WRFC-H…………………………………………………………… 100
52 Detalle de funcionamiento de la válvula WRFC-H……………………… 100
53 Válvula de control de flujo TRFC-HN AP and TRFC-HN LP………….. 101
54 Área de flujo vs posición del choke………………………………….…… 101
55 Caudal vs caída de presión………………………………………………. 102
56 Empacadura modelo Halliburton…………………………………………. 103
57 Empacadura modelo Schlumberger……………………………………… 104
58 Sensor de fibra óptica Weatherford………………………………………. 104
59 Temperatura estable……………………………………………………...... 110
60 Limites de diseño en producción sección 1…..………………………….. 111
61 Limites de diseño en producción sección 2…..………………………….. 111
62 Diagrama esquemático generado por WellCat………………………….. 117
63 Esquema de fuerzas resultantes empacadura tope de B-1 Sección1.. 118
64 Esquema de fuerzas resultantes empacadura tope de B-4 Sección 2.. 118
65 Panel de control del sistema inteligente……………………………....... 120
66 Pantalla de monitoreo de datos del sensor……………………………… 120
67 Conexión de líneas y cable de potencia en cabezal del pozo………… 121
68 Conexión de líneas a panel de control…………………………………… 122
69 Esquema de sección “B” del cabezal propuesto……………………...... 123
70 Esquema de sección “C” del cabezal propuesto………………………... 124
71 Equipo de prueba de líneas y camisas hidráulicas…………………….. 126
72 Protectores de cable……………………………………………………….. 126
73 Carreto de cable de potencia…………………………………………….. 127
74 Esquema de comunicaciones propuesto para la completación
inteligente……………………………………………………………………
129
75 VPN vs Desviaciones de variables B-4………………………………….. 141
76 VPN vs Desviaciones de variables B-1/B-4…………………….……….. 143
INTRODUCCIÓN
La unidad de explotación Moporo adscrita al Distrito Social Tomoporo de PDVSA
E&P Occidente, ha identificado recientemente oportunidades de producción para la
explotación del yacimiento B-Superior VLG-3729 a través de la aplicación de
mecanismos alternativos que permitan identificar escenarios de esquema de
explotación con nuevas tecnologías.
La perforación de pozos nuevos en el área de tierra, ha permitido visualizar la
necesidad de incorporar nuevas estrategias y tecnologías de explotación que se
orientan a la búsqueda de esquemas de completación no tradicionales, para apalancar
la producción en conjunto de varias arenas de crudos producidas por un mismo pozo,
cumpliendo con las normativas exigidas por el Ministerio del Poder Popular para la
Energía y Petróleo. Entre las alternativas propuestas se encuentra un pozo tecnológico
que involucra las completaciones inteligentes que representan una promisoria
aplicación con incidencia directa en la optimización de la producción en conjunto.
Bajo este contexto, la UE Moporo propone realizar un proyecto piloto de un pozo
tecnológicamente que se identifique como una completación inteligente en la
localización W-DWB-1. Para ello es necesario considerar los equipos asociados a la
completación de un pozo inteligente, el yacimiento (en la vecindad del pozo), la
instrumentación y los sistemas de retroalimentación necesarios para establecer el
control mediante válvulas ajustables en fondo de pozo. Entre los objetivos del proyecto
se pueden mencionar la oportunidad de maximizar el recobro y gerencial la vida útil del
yacimiento, medir en tiempo real y minimizar la intervención del pozo.
El presente trabajo contiene la descripción del proyecto tecnológico de completación
inteligente de la localización W-DWB-1 en la UE Moporo de PDVSA E&P Occidente,
con el fin de evaluar su factibilidad técnica-económica en un pozo productor, y así la
posterior aplicación de la tecnología.
+CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
Planteamiento y formulación del problema
Tal como lo señala Dyer Stephen (2007), “actualmente en el campo de la industria
de exploración y producción, se continúa debatiendo acerca de las predicciones de una
declinación inminente de la producción de petróleo mediante el reemplazo continuo de
reservas producidas, donde la maximización de la producción de muchas de estas
nuevas reservas, son el resultado de innovaciones tecnológicas”.
La literatura consultada acerca de esta problemática, devela que la tasa de
recuperación de reservas de la industria petrolera se cierne alrededor del 35%,
constituyendo los sistemas de completación inteligentes de pozos una alternativa
tecnológica que posibilita a través de un proceso de completación remota desde la
superficie; mejorar la operatividad de la producción mediante la eliminación tanto de los
costos de intervención como de los perfiles de producción bajos como lo es la diferida.
La completación mecánica de un pozo es la fase esencial para la producción de
estos, constituyendo además la única forma de comunicar al yacimiento con la
superficie. La aplicación de las completaciones inteligentes y todos los aspectos
relacionados a ella, contribuirá a disminuir los problemas operacionales e incertidumbre
que se presente al momento de su instalación, así como la disminución de los costos
por intervención.
Generalmente las completaciones de pozos a menudo son obligatoriamente con
producción de múltiples zonas en forma secuencial. Históricamente, la explotación de
más de una zona a la vez ha constituido una alternativa viable solo cuando las zonas
son compatibles en términos de presión y composición de fluidos.
En el campo Tomoporo Tierra, específicamente el yacimiento B-SUP VLG-3729 en
la Región 1, la producción secuencial habitualmente requiere explotar una zona hasta
su límite económico, antes de abandonarla para ascender por el pozo con el fin de
completar la zona siguiente. En casi todos los casos, esta estrategia deja atrás
volúmenes considerables de reservas y se traduce en perfiles de producción pobres
debido a la extensión de los períodos de agotamiento de cada zona. Con la utilización
de una completación inteligente en forma secuencial, que implica abrir y cerrar cada
zona en forma remota desde la superficie, debe mejorar la producción mediante la
eliminación tanto de los costos de intervención como de los perfiles de producción
bajos.
Teniendo en consideración la inexistencia de una metodología para la selección de
una completación inteligente en el campo de Tomoporo de Petróleos de Venezuela. S.A
(PDVSA), en el Estado Zulia-Venezuela, se decidió realizar el estudio para la factibilidad
técnico económico de la tecnología de pozos inteligentes en pozos productores de este
campo.
Objetivos de la investigación
Objetivo general
Determinar la factibilidad técnico-económica para la instalación de una completación
inteligente en un pozo productor del yacimiento B- Superior VLG-3729, en la región 1,
ubicado en el campo Tomoporo de Petróleos de Venezuela. S.A (PDVSA), en el Estado
Zulia-Venezuela, con fines de impulsar el proceso de recuperación de las reservas
petroleras del país.
Objetivos específicos
Definir características de geología, yacimiento y estado mecánico para los pozos
candidatos a una completación Inteligente cuando se requiere la producción de dos
sub-unidades en conjunto.
Diseñar una completación Inteligente, que permita mejorar la operatividad de la
producción garantizando la disminución de intervenciones, así como la producción en
conjunto según el requerimiento de la región en estudio.
Comparar los diferentes equipos y tipos de completación inteligente existentes en
el mercado y su aplicación, para el pozo candidato a completar.
Análisis de los esfuerzos de carga y temperatura de la completación, soportado
con un simulador ya disponible.
Establecer el diseño de instrumentación del subsuelo e instalaciones de
superficie.
Realizar un procedimiento operacional para la actividad de bajar la completación
Inteligente propuesta, según alineación y homologación de las mejores prácticas
operacionales, revisados y/o actualizados a nivel de la industria petrolera.
Realizar la evaluación técnico-económica del proyecto.
Justificación de la investigación
En vista de las necesidades que presenta el campo Tomoporo (PDVSA), en el área
de completación de pozos, se hace necesario desarrollar una metodología que conlleve
a la aplicación de tecnología de completaciones inteligentes en pozos productores, con
la demostración de necesidades y evaluación de criterios para dicha aplicación.
Este trabajo contribuirá en la búsqueda de la excelencia técnica de la empresa
PDVSA, trayendo como resultado el manejo de la data a tiempo real, y así utilizarla en
los modelos para obtener mayor información y lograr extender la vida productiva de los
pozos, maximizando la recuperación de las reservas mediante el uso de nuevas
tecnologías, enmarcadas en los procesos estándar de completación.
Delimitación de la investigación:
Espacial: el estudio propuesto se realizará en las instalaciones del edif. El Menito,
porque el campo al que pertenece el yacimiento en estudio, es manejado por la Unidad
de Explotación Moporo del distrito Tomoporo de la División Occidente de Petróleos de
Venezuela, S.A. El proyecto tomó en consideración, la información y archivos con data
anterior de proyectos similares y la metodología y técnicas existentes en esta área, así
mismo abarca la demostración de la necesidad de completaciones inteligentes como
también la descripción de criterios para aplicar dicha tecnología en el campo Tomoporo,
perteneciente al yacimiento Eoceno B-Superior VLG-3729, región 1.
Temporal: este estudio se realizará en un tiempo estimado de seis (6) meses, desde
febrero de 2009 hasta agosto de 2009.
Antecedentes de la investigación
Articulo SPE 106011, presentado en el Simposio de Producción y Operaciones la
SPE, Oklahoma City (Abril 2007), menciona que el manejo automatizado de pozos,
concebidos inicialmente como alternativas a las intervenciones costosas o técnicas
difíciles, los pozos inteligentes que pueden ser monitoreados y controlados en forma
remota, han evolucionado para convertirse en una herramienta poderosa de
yacimientos. Hoy, los pozos inteligentes y los campos instrumentados apuntan a
incrementar las reservas y acelerar la producción. Como resultado, después de un
proceso de asimilación inicialmente lento a través de toda la industria, las proyecciones
indican que su número se quintuplicará en los próximos cinco años, siempre que estas
instalaciones sigan demostrando su confiabilidad.
Según Nava D. (2002) en su investigación “Análisis estadístico de los esquemas de
completación en el ampo Ceuta - Tomoporo” explica que el objetivo primario de
cualquier diseño de completación es conseguir un pozo que maximice su productividad
y longevidad de manera segura hasta que los recursos de hidrocarburos se agoten.
Como se perfore o complete el pozo inicialmente influye en su desempeño, por lo que al
perforar y completar el pozo utilizando los procedimientos y técnicas más avanzadas en
las operaciones, se tendrá un efecto significativo en la rentabilidad del pozo.
En la II Jornada Latinoamericana de Ingeniería de Petróleo (2004), se analizó entre
sus temas: La Automatización Integrada lo cual explica que la inteligencia hecha por el
hombre fue canalizada por dos caminos, la inteligencia artificial simbólica (sistemas
expertos) y redes neurales (sistemas de aprendizaje adaptativo). Estas dos tendencias
en conjunto con el razonamiento difuso han dado paso a grandes avances en el
procesamiento de información (soft), que consta del aprendizaje rápido, asociaciones
difusas, razonamiento y control difuso, generalización y el procesamiento de
información masivamente en paralelo, que constituye el hardware concurrente, paralelo,
asociativo, y celular.
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
Bases Teóricas
Sarta de producción o eductor
Estas constituyen arreglos de tubulares y equipos de fondo; pueden ir desde arreglos
sencillos hasta arreglos muy complicados. Su objetivo primordial es conducir los fluidos
desde la boca de las perforaciones hasta la superficie. Según la clasificación Grados
API para tubería mayormente empleados se tiene: J-55, N-80 y P-110. Los grados C-75
y C-95 son diseñados para soportar ambientes ácidos, son más resistentes y costosos
que el J-55, este último presenta un buen comportamiento en ambientes básicos.
Existen dos tipos de conexiones, para tuberías de producción, abaladas por la American
Petroleum Institute (API). La conexión API “NU” (NOT-UPSET), que consta de una
rosca de 10 vueltas, siendo la conexión menos fuerte que la tubería.
La conexión de tubería “EUE” (EXTERNAL UPSET), dicha conexión posee mayor
resistencia que el cuerpo de la tubería y es ideal para los servicios de alta presión. La
conexión “PREMIUM”, a diferencia de los perfiles API, su funcionamiento consiste en la
generación de un esfuerzo de contacto en los flancos de carga y en un área positiva a
torque (hombro), reduciendo sustancialmente los niveles de esfuerzo expansivos, la
interferencia de los hilos de rosca y la integridad del sello mediante el contacto metal-
metal de las partes en lugar de la grasa como mecanismo de sello.
El material de la tubería deberá cumplir con los factores de diseño y el servicio
corrosivo establecido por PDVSA en el documento técnico de Procedimiento de Diseño
para Tubulares de Revestidores y Producción, y para el servicio erosivo como mínimo lo
establecido en la Práctica Recomendada API 14E.
Empacadura de producción
Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubería
eductora y el revestimiento de producción, a fin de evitar el movimiento vertical de los
fluidos, desde la empacadura por el espacio anular, hacia arriba ó aislar producción de
varios yacimientos. Estas empacaduras se utilizan bajo las siguientes condiciones:
para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta
producción o presiones de inyección.
para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.
para aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones múltiples.
en instalaciones de levantamiento artificial por gas.
para proteger la tubería de revestimiento del colapso, mediante el empleo de un
fluido sobre la empacadura en el espacio anular entre la tubería eductora y el
revestimiento de producción.
Asentamiento mecanismo básico
Para que una empacadura realice el trabajo para el cual ha sido diseñada, deben
suceder dos cosas: primero debe ser empujado un cono hacia las cuñas a fin de que
ellas se peguen a la pared del revestidor y segundo el elemento de empaque (gomas)
debe ser comprimido y producir un sello contra la pared del revestidor. Sus
componentes básicos son:
Elementos sellantes
Estos elementos son normalmente construidos de un producto de goma de nitrilo y
se usan en aplicaciones tales como: instalaciones térmicas, pozos cretácicos y pozos
productores de gas seco. Se ha comprobado que los sellos de goma de nitrilo son
superiores cuando se utilizan en rangos de temperaturas normales a medias. Cuando
se asienta una empacadura, el elemento sellantes se comprime de manera tal que
forma un sello contra la pared de la tubería de revestimiento. Durante esta compresión,
el elemento de goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de la
tubería. Esta expansión junto con la maleabilidad del mencionado elemento ayuda a
que estos vuelvan a su forma original al ser eliminada la compresión sobre la
empacadura. Algunas empacaduras incluyen resortes de acero retráctiles moldeados
dentro del elemento sellantes para resistir la expansión y ayudar en la retracción
cuando se desasiente la empacadura. Existen cuatro tipos de elementos sellantes que
se usan de acuerdo al tipo de servicio: ligero, mediano, duro y especiales. (I, II, III y IV,
respectivamente).
Tabla 1. Tipo de Elementos Sellantes
Fuente: Jiménez, F. 2010.
Cuñas
Las cuñas existen en una gran variedad de formas. Es deseable que posean un área
superficial adecuada para mantener la empacadura en posición, bajo los diferenciales
de presión previstos a través de esta. Las cuñas deben ser reemplazadas si ya se han
utilizado una vez en el pozo.
Elementos de asentamiento y desasentamiento
El mecanismo más simple de asentamiento y desasentamiento es el arreglo de
cerrojo en “J” y pasador de cizallamiento que requiere solamente una ligera rotación de
la tubería de producción al nivel de la empacadura para el asentamiento y puede,
generalmente, ser desasentada por un simple levantamiento sobre la empacadura. Este
procedimiento se aplica a las empacaduras recuperables.
Dispositivos de fricción
Tipos Elementos Sellantes
Presión de Trabajo
(lb/pulg2)
Temperatura de trabajo
(ºF) I Un solo elemento 5000 250 II Dos o mas 6800-7500 275 III Dos o mas 10000 325
IV Especiales para CO 2
y H 2 S 15000 450
EMPACADURA MECANICA DG
CUÑA
SUPERIOR
CUÑA
INFERIOR
SELLO
SELLO
PINES DE ASENTAMIENTO
EMPACADURA HIDRAULICA
PINES DE LIBERACIÓN
CUÑA
SUPERIOR
CUÑA
INFERIOR
Los elementos de fricción son una parte esencial de muchos tipos de empacaduras
para asentarlas y en algunos casos para recuperarlas. Pueden ser flejes, en resortes o
bloque de fricción, y si están diseñados apropiadamente, cada uno de estos
proporciona la fuerza necesaria para asentar la empacadura.
Anclas hidráulicas
Las anclas hidráulicas o sostenedores hidráulicos proporcionan un método confiable
para prevenir el movimiento que tiende a producirse al presentarse una fuerza en la
dirección opuesta de las cuñas principales. Por ejemplo, una empacadura de cuñas
simples que se asiente con peso puede moverse hacia arriba en el hoyo, cuando se
lleva a cabo una acidificación o fractura, sin embargo, este movimiento se puede evitar
mediante el uso de sostenedores hidráulicos o de una ancla hidráulica.
Tipos de Empacaduras
Los diferentes tipos de empacaduras se pueden agrupar en clases principales; luego
se pueden subdividir de acuerdo a métodos de asentamientos, dirección de la presión a
través de la empacadura y número de orificios a través de la empacadura. De esta
forma se tienen: recuperables, permanentes, permanentes – recuperables.
Existen alrededor de 10 fabricantes de empacaduras, sin embargo, en la industria
petrolera nacional las más utilizadas son de las marcas, Baker, Halliburton,
Schlumberger en diámetros de 4 ½, 5½, 7, 9 5/8 pulgadas, como los más comunes.
Figura 1. Empacadura Mecánica / Hidráulica
Fuente: Catálogo Halliburton, 2009
Empacaduras recuperables
Son aquellas que se bajan con la tubería de producción o tubería de perforación y se
pueden asentar: por compresión, mecánicamente e hidráulicamente. Después de
asentadas pueden ser desasentadas y recuperadas con la misma tubería. Las
empacaduras recuperables son parte integral de la sarta de producción, por lo tanto, al
sacar la tubería es necesario sacar la empacadura.
Las empacaduras recuperables se pueden clasificar tomando en cuenta la dirección
del diferencial de presión en:
Empacaduras recuperables de compresión
Una empacadura de compresión se asienta aplicando el peso de la tubería de
producción sobre la empacadura y se recupera tensionando. Por estas razones, no se
desasienta aplicando una fuerza hacia abajo, bien aplicando peso de la tubería de
producción (compresión) o bien aplicando presión por el espacio anular sobre la
empacadura. Sus características particulares las hacen apropiadas para resistir
diferenciales de presión hacia abajo. Son principalmente utilizadas en pozos verticales,
relativamente someros y de baja presión. Pueden soportar presiones diferenciales
desde abajo si se les incorpora un anclaje hidráulico de fondo dentro del ensamblaje de
la empacadura.
Empacaduras recuperables de tensión
Estas empacaduras se asientan rotando la tubería de producción ¼ de vuelta a la
izquierda y luego tensionando. Para recuperarla, se deja caer peso de la tubería de
manera tal de compensar la tensión y luego se rota la tubería a la derecha ¼ de vuelta,
de manera que las cuñas vuelvan a su posición original. Se usan en pozos someros y
donde se anticipen presiones diferenciales moderadas desde abajo. Las presiones
desde abajo solo sirven para aumentar la fuerza de asentamiento sobre la empacadura.
Son usadas preferiblemente en pozos de inyección de agua y en pozos someros, donde
el peso de la tubería de producción no es suficiente para comprimir el elemento
sellantes de una empacadura de asentamiento por peso o empacadura a compresión.
Empacaduras recuperables de compresión – tensión
Estas empacaduras se asientan por rotación de la tubería más peso o con rotación
solamente. No se desasientan por presiones aplicadas en cualquier dirección, por lo
tanto pueden soportar un diferencial de presión desde arriba o desde abajo. Para
recuperarlas, solamente se requiere rotación de la tubería de producción hacia la
derecha. Cuando se usan en pozos de bombeo mecánico se dejan en tensión y actúan
como anclas de tubería. Cuando se utilizan en pozos de inyección de agua permiten
mantener la tubería de producción en peso neutro, lo que elimina la posibilidad de que
se desasienten debido a la elongación de la tubería o por contracción de la misma. Su
mayor desventaja se debe a que como deben ser liberadas por rotación de la tubería, si
hay asentamiento de partículas sólidas sobre el tope de la empacadura se hace
imposible realizar cualquier trabajo de rotación, sin embargo, eso se soluciona usando
un fluido libre de partículas sólidas como fluido de empacadura.
Empacaduras recuperables sencillas y duales de asentamiento hidráulico
El asentamiento de las empacaduras sencillas se realiza cuando existe un diferencial
de presión entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento. La principal
ventaja de las empacaduras recuperables con asentamiento hidráulico, es que la
tubería eductora se puede correr en el pozo y el colgador de producción instalado antes
del asentamiento de la empacadura. Estas empacaduras son particularmente
apropiadas en pozos altamente desviados donde la manipulación de la tubería de
producción puede presentar dificultades. Las empacaduras duales se utilizan en
completaciones múltiples cuando se requiere producir dos o más arenas.
Figura 2. Empacadura Dual
Fuente: Catálogo Halliburton, 2009
Empacaduras Permanentes
Estas se pueden correr con la tubería de producción o se pueden colocar con
equipos de guaya fina. En este último caso, se toman como referencia los cuellos
registrados en el perfil de cementación para obtener un asentamiento preciso. En caso
de formaciones con temperatura de fondo alta (400ºF-450ºF), el método más seguro de
asentamiento consiste en utilizar un asentador hidráulico bajado junto con la tubería de
producción. Una vez asentada la empacadura, se desasienta el asentador hidráulico y
se saca la tubería junto con la tubería de producción. Las empacaduras permanentes se
pueden considerar como una parte integrante de la tubería de revestimiento, ya que la
tubería de producción se puede sacar y dejar la empacadura permanente asentada en
el revestidor. Usualmente para destruirla es necesario fresarla, por lo que
frecuentemente se denomina empacadura perforable.
Figura 3. Empacaduras Permanentes
ELEMENTOS SELLANTES
PRODUCCIÓN INFERIOR
PRODUCCIÓN SUPERIOR
CONEXIÓN HIDRÁULICA
CONEXIÓN HIDRÁULICA
PRODUCCIÓN CONJUNTA
HERRAMIENA DE
CRUCE
PRODUCCIÓN INFERIROR
PRODUCCIÓN SUPERIOR
ELEMENTOS SELLANTES
CUÑAS
Fuentes: Catálogo Halliburton, 2009
Unidades Sellantes para Empacaduras Permanentes
Las unidades sellantes que se corren con la tubería de producción, se empacan en el
orificio de la empacadura permanente; ver la Tabla 2. Adicionalmente existen los niples
sellantes con ancla. Este último arreglo permite que la tubería de producción sea
colgada bajo tensión.
Figura 4. Unidades de Sellos
UNIDAD
DE
SELLOS
Fuente: Catálogo Halliburton, 2009
Tabla 2. Unidades Sellantes para Empacaduras Permanentes.
Fuente: Catalogo Halliburton, 2009
Selección de empacaduras
Tipo Componente del
Elemento Sellante
Diferenciales de Presión
(Lppc)
Temperaturas de Fondo (ºF)
Normales NITRILO 5000 325 V-RYTE VITON-TEFLON 10000 400
MODELADOS NITRILO/VITON 5000 350 K-RYTE KALREZ 15000 450
Para la selección de empacaduras es necesario considerar diversos factores tanto
técnicos como económicos. Generalmente, se escoge la empacadura menos costosa
que puede realizar las funciones para la cual se selecciona. Sin embargo, el costo inicial
de la empacadura no debe ser el único criterio de selección. Es necesario tomar en
cuenta los requerimientos presentes y futuros de los pozos para la selección de la
empacadura, por ejemplo, las empacaduras más económicas son generalmente las de
compresión y las de tensión. Las empacaduras hidráulicas suelen ser las más costosas.
Es necesario tomar en cuenta facilidades de reparación y disponibilidad. Las
empacaduras con sistemas complejos para el asentamiento y desasentamiento deben
evitarse, así por ejemplo, las empacaduras recuperables que se liberan con simple
tensión son deseables en muchos casos.
La selección de una empacadura para un trabajo en particular, debe basarse en el
conocimiento de las diferentes clases de empacaduras. Sin embargo, para hacer una
selección preliminar es necesario recabar la siguiente información y verificar que la
empacadura seleccionada cumpla con cada uno de los siguientes aspectos:
tipo de empacadura (recuperable, permanentes, permanentes –
recuperables).
tipo de completación.
dirección de la presión.
procedimiento de asentamiento de la empacadura.
procedimiento de desasentamiento de la empacadura.
La selección final de la empacadura se basará en un balance entre los beneficios
mecánicos y las ganancias económicas, resultando preponderante de dicho balance lo
que genere mayor seguridad para el pozo.
Equipos de subsuelo convencionales
Son aquellos que se bajan con la tubería de producción y permiten llevar a cabo
trabajos de mantenimiento en subsuelo, sin tener que matar el pozo o sacar la tubería
de producción. También proporcionan facilidades para instalar equipos de seguridad en
el subsuelo.
Clasificación de los equipos de subsuelo.
Los equipos de subsuelo se dividen de acuerdo a su función en la completación, lo
cual se muestra en el esquema siguiente:
COMPLETACIÓN
PRODUCCIÓN
IGUALADOR SUSTITUTO
TAPONES RECUPERABLES DE EDUCTOR
REGULADORES DE FONDO
VÁLVULA DE SEGURIDAD
SEPARACIÓN
Y
COMUNICACIÓN
MANGAS DESLIZANTES
MADRIL DE BOLSILLO
NIPLE DE DRENAJE
NIPLES DE ASIENTO
DISPOSITIVOS REMOVIBLES
NIPLES PULIDOS
NIPLES DE INYECCIÓN
ACOPLES DE FLUJO
JUNTAS DE EROSIÓN Y DE IMPACTO
Niples de asiento
Son dispositivos tubulares insertados en la tubería de producción y comunes en el
pozo a una determinada profundidad. Internamente son diseñados para alojar un
dispositivo de cierre para controlar la producción de la tubería. Los niples de asiento
están disponibles en dos tipos básicos que son:
Niple de asiento selectivo: su principio de funcionamiento está basado en la
comparación del perfil del niple, con un juego de llaves colocado en un mandril de
cierre. Pueden ser colocados más de uno en una corrida de tubería de producción,
siempre que tenga la misma dimensión interna. Las ventajas de este tipo de niple son:
taponar el pozo hacia arriba o hacia abajo o en ambas direcciones.
permite probar la tubería de producción.
permite colocar válvulas de seguridad.
permite colocar reguladores en fondo.
permite colocar un niple de parada.
permite colocar empacaduras hidráulicas.
Existen básicamente dos tipos de niples de asiento selectivo:
Niple de asiento selectivo por la herramienta de corrida.
Niple de asiento selectivo por el mandril de localización.
Niples de asiento no selectivo: este tipo de niple es un receptor para dispositivos de
cierre. Su principio de funcionamiento es de impedir el paso de herramientas de
diámetro no deseado a través de él (“NO-GO”), para localizar los dispositivos de cierre,
por lo tanto el diámetro exterior del dispositivo debe ser ligeramente mayor que el
diámetro interno más pequeño del niple. Estos niples son colocados, generalmente, en
el punto más profundo de la tubería de producción.
Niples de inyección: son pequeños niples tubulares construidos del mismo material
que el niple de asiento, el cual no tiene receptáculo de cierre, a través de él, se puede
mejorar el aseguramiento de flujo mediante un preciso procedimiento químico que
reduce la necesidad de intervenir el pozo, optimiza la producción y reduce los costos,
cumpliendo así con los principios de un pozo inteligente.
Figura 5. Niple o mandril de inyección
Fuente: [email protected], 2009
Camisas deslizantes convencionales
Son equipos de comunicación o separación, los cuales se instala en la tubería de
producción. Pueden ser abiertos o cerrados mediante guaya. Entre las funciones que
cumplen estos dispositivos se tienen:
traer pozos a producción.
matar pozos.
lavar arena.
Producción de pozos en múltiples zonas (producción en conjunto).
Figura 6. Camisa ó manga deslizantes convencional
Fuente: slb.com., 2010
Completación de pozos convencionales
Se entiende por completación o terminación al conjunto de trabajos que se realizan
en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlos en
condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a otros
usos, como inyección de agua o gas. Los trabajos pueden incluir el revestimiento del
intervalo productor con tubería lisa o ranurada, la realización de empaques con grava o
el cañoneo del revestidor y, finalmente, la instalación de la tubería de producción de
forma continua.
Factores que determinan el diseño de la completación de pozos
La productividad de un pozo y su futura vida productiva está afectada por el tipo de
completación y los trabajos efectuados durante la misma. La selección de la
completación tiene como principal objetivo obtener la máxima producción en la forma
más eficiente y, por lo tanto, se deben estudiar cuidadosamente los factores que
determinan dicha selección, tales como:
tasa de producción requerida.
reservas de zonas a completar.
Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar.
necesidades futuras de estimulación.
requerimientos para el control de arena.
futuras reparaciones.
consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico, etc.
posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de petróleo.
inversiones requeridas.
Clasificación de las completaciones de acuerdo a las características del pozo
Básicamente existen tres tipos de completaciones de acuerdo a las características
del pozo, es decir, como se termine la zona objetivo:
hueco abierto.
hueco abierto con forro o tubería ranurada.
tubería de revestimiento perforada (cañoneada).
En este trabajo se mencionarán las configuraciones mecánicas en pozos
terminados ó completados con tubería de revestimiento perforada (cañoneada).
Configuración mecánica de los pozos
De acuerdo a la configuración mecánica del pozo, la completación del mismo puede
clasificarse en completación convencional y completación permanente. Se entiende por
“completación convencional” aquella operación en la cual existe una tubería mayor de 4
½ pulgadas de diámetro externo dentro del pozo y a través de la cual fluyen los fluidos
de la formación hacia la superficie. La mayoría de las partes mecánicas o equipos de
subsuelo pueden ser removidos, es decir, no tienen carácter permanente. Respecto a la
“completación permanente” son aquellas operaciones en las cuales la tubería de
producción y el cabezal del pozo (árbol de navidad), se instalan de tal manera que todo
trabajo subsiguiente se lleva a cabo a través de la tubería de producción con equipo
manejado a cable.
Los factores que determinan el tipo de configuración mecánica son los
siguientes:
tipo de pozo (productor, inyector, etc).
número de zonas a completar.
mecanismo de producción.
procesos de recuperación secundaria (inyección de agua, inyección de gas, etc).
grado de compactación de la formación.
posibilidades de futuros reacondicionamientos.
costos de los equipos.
Los tipos de completación están definidas de acuerdo a la configuración mecánica de
pozo a completar, estas se describen a continuación:
Completación sencilla: este tipo de completación es una técnica de producción
mediante la cual las diferentes zonas productivas producen simultáneamente o lo
hacen en forman selectiva por una misma tubería de producción. Este tipo de
completación se aplica donde existe una o varias zonas de un mismo yacimiento. En
completaciones de este tipo, todos los intervalos productores se cañonean antes de
correr el equipo de completación. Además de producir selectivamente la zona
petrolífera, este tipo de completación ofrece la ventaja de aislar zonas productoras de
gas y agua. En caso de que la zona petrolífera no tenga suficiente presión como para
levantar la columna de fluido hasta la superficie se pueden utilizar métodos de
levantamiento artificial. Entre las variedades de este tipo de completación se tiene:
Completación sencilla convencional: este tipo de completación se realiza para la
producción una sola zona, a través de la tubería de producción.
Completación sencilla selectiva: consiste en separar las zonas productoras mediante
empacaduras, produciendo a través de mangas ó válvulas de circulación.
Completación múltiple: se utiliza cuando se quiere producir simultáneamente varias
zonas petrolíferas (yacimientos) en un solo pozo, sin mezclar los fluidos. Generalmente
reduce el número de pozos a perforar.
Entre las ventajas más importantes se pueden mencionar las siguientes:
pueden obtenerse altas tasas de producción
pueden producirse varios yacimientos a la vez
existe un mejor control del yacimiento, ya que se pueden probar las diferentes
zonas con miras a futuros proyectos.
Entre las desventajas más importantes se pueden mencionar las siguientes:
en zonas de corta vida productiva, se traduce en mayores inversiones.
en caso de trabajos de reacondicionamiento, el tiempo de taladro es elevado.
aumenta el peligro de pesca de equipos y tubería.
Entre los principales tipos de completaciones múltiples, se destacan:
Completación doble con una tubería de producción y una empacadura de
producción
En este tipo de completación, la zona superior produce a través del espacio anular
revestidor / tubería de producción, mientras que la zona inferior produce a través de la
tubería de producción. Generalmente, se aplica donde la zona superior no requiera
levantamiento artificial, no tenga problemas de arena, corrosión, etc.
Figura 7. Completación doble con una tubería de producción y una empacadura de
producción.
TUBERIA DE PRODUCCIÓN
REVESTIDOR INTERMEDIO
CAMISA DE PRODUCCIÓN
EMPACADURA HIDRÁULICA
INTERVALOS CAÑONEADOS
INTERVALOS CAÑONEADOS
Fuente: Jiménez, F. 2010.
Entre las ventajas más importantes se pueden mencionar las siguientes:
bajo costo.
Entre las desventajas más importantes se pueden mencionar las siguientes:
la zona superior no puede ser producida por la tubería de producción a
menos que la zona inferior esté aislada o posea sistema de control de flujo
instrumentado.
el revestidor está sujeto a presión de la formación y a la corrosión de los
fluidos.
la reparación de la zona superior requiere que se mate primero la zona
inferior.
la producción de arena en la zona superior puede atascar la tubería de
producción
la conversión a levantamiento artificial es difícil de implantar
Completación doble con una tubería de producción y dos empacaduras de
producción
Mediante este diseño es posible producir cualquier zona a través de la tubería de
producción. Esto se lleva a cabo a través de la manga de producción, dependiendo de
la zona que se desea producir, la otra zona quedará aislada con tapón en la punta de
tubería o en caso contrario se produce por la punta de tubería y permanece la manga
de producción cerrada.
Figura 8. Completación Sencilla Selectiva
Fuente: Jiménez, F. 2010.
Entre las ventajas más importantes se pueden mencionar las siguientes:
la manga de producción cerrada permite que la zona inferior sea
producida por la tubería de producción.
esta completación permite realizar el levantamiento artificial por gas en la
zona superior.
Entre las desventajas más importantes se pueden mencionar las siguientes:
el revestidor está sujeto a daño por altas presiones de la formación y por
la corrosión de los fluidos.
se deben controlar ambas zonas antes de realizar cualquier trabajo al
pozo ó de reparar la zona superior.
Completación doble con tuberías de producción paralelas y múltiples
empacaduras de producción
Mediante este diseño se pueden producir varias zonas simultáneamente y por
separado a través del uso de tuberías de producción paralelas y empacaduras dobles.
Figura 9. Completación doble con tuberías de producción paralelas y múltiples
empacaduras de producción.
Fuente: Jiménez, F. 2010.
Entre las ventajas más importantes se pueden mencionar las siguientes:
se puede producir con levantamiento artificial por gas.
se pueden realizar reparaciones con tubería concéntricas y con equipo
manejado a cable en todas las zonas
Entre las desventajas más importantes se pueden mencionar las siguientes:
alto costo inicial
las reparaciones que requieran la remoción del equipo de producción
pueden ser muy costosas
las tuberías y empacaduras tienen tendencia a producir escapes y
filtraciones.
no se pueden levantar por gas ambas zonas simultáneamente. al menos
que se instalale en la sarta corta, una tubería continua para inyección del gas, lo
cual impediría la intervención a futuro de dicha zona.
Completación triple
Este tipo de diseño puede llevarse a cabo utilizando dos ó más tuberías y
empacaduras de producción
Entre las ventajas más importantes se pueden mencionar las siguientes:
Permite obtener alta tasa de producción por pozo.
Entre las desventajas más importantes se pueden mencionar las siguientes:
Dificultad para su instalación y remoción de los equipos en los futuros
trabajos de reparación.
Son muy susceptibles a problemas de comunicación, filtraciones, etc.
Métodos de levantamiento artificial
Cuando la energía natural de un yacimiento es suficiente para promover el
desplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo, y de allí hasta la
superficie, se dice que el pozo fluye “naturalmente”. Es decir, el fluido se desplaza como
consecuencia del diferencial de presión entre la formación y el fondo del pozo.
Posteriormente como producto de la explotación del yacimiento la presión de este
disminuye, esto implica que la producción de fluidos baja hasta el momento en el cual,
el pozo deja de producir por sí mismo. De allí que surja la necesidad de extraer los
fluidos del yacimiento mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo. A
este proceso se le denomina levantamiento artificial.
Existen diversos métodos de levantamiento artificial entre los cuales se encuentran
los siguientes: Bombeo Mecánico Convencional (BMC), Bombeo Electrosumergible
(BES), Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP), Bombeo Hidráulico (BH) y
Levantamiento Artificial por Gas (LAG).
A continuación se describen brevemente los métodos de levantamiento artificial
mencionados anteriormente:
Bombeo mecánico convencional
Este método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción
reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de cabillas. La
energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza una
unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. El bombeo
mecánico convencional tiene su principal aplicación en el ámbito mundial en la
producción de crudos pesados y extrapesados, aunque también se usa en la
producción de crudos medianos y livianos. No se recomienda en pozos desviados, y
tampoco es recomendable cuando la producción de sólidos y/o la relación gas – líquido
sea muy alta, ya que afecta considerablemente la eficiencia de la bomba.
Una unidad típica de bombeo mecánico consiste de cinco componentes básicos:
1. el movimiento primario, el cual suministra la potencia del sistema.
2. la unidad de transmisión de potencia o caja reductora de velocidades.
3. el equipo de bombeo en superficie, el cual se encarga de transformar el
movimiento rotatorio (primario) en movimiento linealmente oscilatorio.
4. la sarta de cabillas, la cual transmite el movimiento y la potencia a la
bomba de subsuelo. Aquí también puede incluirse la sarta de
revestimiento y la de tubería de producción.
5. la bomba de subsuelo, que se clasifican bomba tipo tubería y una tipo
insertada, donde su diferencia, es la forma en la cual el cilindro o barril es
instalado en el pozo. En el caso de las bombas tipo tubería el cilindro es
conectado a la parte inferior de la sarta de la tubería de producción, para
luego ser introducido en el pozo. Por el contrario, en el caso de las
bombas tipo inserta el cilindro forma parte del ensamblaje de la bomba de
subsuelo, y es colocado dentro del pozo a través de la sarta de cabillas.
Figura 10. Bombeo mecánico convencional.
Fuente: Baker Hughes., 2009
Bombeo electrosumergible
Este método de levantamiento artificial es aplicable cuando se desea producir
grandes volúmenes de fluido, en pozos medianamente profundos y con grandes
potenciales. Sin embargo, los consumos de potencia por barril diario producido son
también elevados, especialmente en crudos viscosos. Una instalación de este tipo
puede operar dentro de una amplia gama de condiciones y manejar cualquier fluido o
crudo, con los accesorios adecuados para cada caso.
El equipo de superficie de este sistema de levantamiento artificial cuenta con los
siguientes elementos:
banco de transformación eléctrica: constituido por transformadores que cambian
el voltaje primario de la línea eléctrica por el voltaje requerido por el motor.
tablero de control: su función es controlar las operaciones en el pozo.
variador de frecuencia: permite arrancar los motores a bajas velocidades
reduciendo los esfuerzos en el eje de la bomba, protege el equipo de variaciones
eléctricas.
caja de venteo: está ubicada entre el cabezal del pozo y el tablero de control,
conecta el cable de energía del equipo de superficie con el cable de conexión del motor,
además permite ventear a la atmósfera el gas que fluye a través del cable, impidiendo
que llegue al tablero de control.
Los principales componentes del equipo de subsuelo son los siguientes:
Motor eléctrico: es la fuente de potencia que genera el movimiento a la bomba
para mantener la producción de fluidos. Se recomienda colocarlo por encima de las
perforaciones.
Protector o sello: se encuentra entre el motor y la bomba, permite conectar el eje
de la bomba al eje del motor. Además absorbe las cargas axiales de la bomba y
compensa la expansión o contracción del motor, no permite la entrada de fluidos al
motor.
sección de succión: está constituida por la válvula de retención y la válvula de
drenaje. La primera de ellas disminuye la presión hidrostática sobre los componentes de
la bomba, y la segunda se utiliza como factor de seguridad para circular el pozo de
revestidor a tubería de producción o viceversa.
separador de gas: está ubicado entre el protector y la bomba, reduce la cantidad
de gas libre que pasa a través de la bomba. Su uso es opcional y se emplea cuando se
prevé alta relación gas – petróleo (RGP).
bomba electrosumergible: es de tipo centrífugo–multietapas, cada etapa consiste
en un impulsor rotativo y un difusor fijo. El número de etapas determina la capacidad de
levantamiento y la potencia requerida para ello. El movimiento rotativo del impulsor
imparte un movimiento tangencial al fluido que pasa a través de la bomba, creando la
fuerza centrífuga que impulsa al fluido en forma radial, es decir, el fluido viaja a través
del impulsor en la resultante del movimiento radial y tangencial, generando al fluido
verdadera dirección y sentido del movimiento.
cables trifásicos: suministran la potencia al motor eléctrico, y deben cumplir con
los requerimientos de energía del mismo. Están aislados externamente con un protector
de bronce o aluminio, en la parte media un aislante y cada cable está internamente
aislado con plástico de alta densidad.
Es posible la aplicación de bombeo electrosumergible en pozos que se encuentren
bajo las siguientes condiciones: altas tasas de producción, alto índice de productividad,
baja presión de fondo, alta relación agua – petróleo, y baja relación gas – líquido (RGL).
En caso de alta RGL, se puede emplear este método utilizando un separador de gas.
Figura 11. Bombeo electrosumergible
Fuente: Baker Hughes., 2009
Bombeo de cavidad progresiva
Las bombas de cavidad progresiva son máquinas rotativas de desplazamiento
positivo, compuestas por un rotor metálico, un estator cuyo material es elastómero
generalmente, un sistema motor y un sistema de acoples flexibles. El efecto de bombeo
se obtiene a través de cavidades sucesivas e independientes que se desplazan desde
la succión hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator.
El movimiento se transmite por medio de una sarta de cabillas desde la superficie hasta
la bomba, empleando para ello un motor – reductor acoplado a las cabillas.
Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir
manejar altos volúmenes de gas, sólidos en suspensión y cortes de agua, así como
también son ideales para manejar crudos de mediana y baja gravedad API.
Figura 12. Bomba de cavidad progresiva
Fuente: Baker Hughes., 2009
Bombeo hidráulico
Los sistemas de bombeo hidráulico transmiten su potencia mediante el uso de un
fluido presurizado que se inyecta a través de la tubería. Este fluido conocido como fluido
de potencia o fluido motor, es utilizado por una bomba de subsuelo que actúa como un
transformador para convertir la energía de dicho fluido a energía potencial o de presión
en el fluido producido que se envía hacia la superficie. Los fluidos de potencia más
utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo.
Figura 13. Bombeo Hidráulico.
Fuente: Baker Hughes., 2009
Levantamiento artificial por gas (LAG).
Este método de levantamiento artificial opera mediante la inyección continua de gas
a alta presión en la columna de los fluidos de producción (flujo continuo), con el objeto
de disminuir la densidad del fluido producido y reducir el peso de la columna
hidrostática sobre la formación, obteniéndose así un diferencial de presión entre el
yacimiento y el pozo que permite que el pozo fluya adecuadamente. El gas también
puede inyectarse a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en
forma de tapones de líquido (flujo intermitente). Como variantes de estos métodos,
también se han desarrollado otros como la cámara de acumulación, el pistón metálico y
el flujo pistón.
Una instalación de LAG consta básicamente de: la sarta de producción y el equipo
asociado, la línea de flujo, el separador, los equipos de medición y control, la planta
compresora o fuente de gas de levantamiento de alta presión y las líneas de distribución
del gas. El equipo de producción consiste en una o varias piezas tubulares
denominadas mandriles, los cuales se insertan o enroscan a una válvula de
levantamiento, a través de la cual pasa el gas destinado a levantar el fluido de
producción.
El equipo de subsuelo representa la base para el funcionamiento del LAG y está
constituido principalmente por las válvulas de LAG y los mandriles. Las válvulas de LAG
tienen como función permitir la inyección del gas a alta presión que se encuentra en el
espacio anular. De acuerdo a su mecanismo de operación existen distintos tipos de
válvulas tales como: las cargadas con nitrógeno, las accionadas por resorte, aquellas
operadas por la presión del gas inyectado, las operadas por la presión de los fluidos de
producción, las balanceadas y las no balanceadas.
El mandril es una sección tubular que permite colocar la válvula a la profundidad
deseada y permite el paso del gas, desde el espacio anular hacia la válvula LAG. Se
instala con la tubería de producción, puede ser de tipo convencional, donde la válvula
va enroscada externamente con un protector superior, para recuperar dicha válvula es
necesario sacar la sarta de producción. Las instalaciones de LAG pueden ser: cerradas,
semicerradas y abiertas. Las cerradas son aquellas provistas de empacadura y válvula
fija de retención de líquido, las semicerradas poseen empacaduras, pero sin válvula fija;
y las abiertas no utilizan empacaduras, ni válvula fija. Las instalaciones cerradas y
semicerradas se usan para flujo por la tubería de producción o por el anular.
Este tipo de método de levantamiento artificial permite manejar grandes volúmenes
de producción, incluyendo la producción de agua y sedimentos. Además cuenta con la
flexibilidad de distribuir gas a varios pozos con una sola planta de compresión, y de
recuperar las válvulas con guaya fina o tubería.
Figura 14. Levantamiento artificial por gas (LAG).
Fuente: Baker Hughes., 2009
Reacondicionamiento, recompletación (Ra/Rc) y servicios a pozos
El reacondicionamiento y recompletación se refieren a todos aquellos trabajos que se
realizan a los pozos activos o inactivos, cuyo objetivo principal es mejorar las
condiciones productivas de los mismos (producción de hidrocarburos e inyección de
fluidos). Estos trabajos modifican las condiciones de:
pozo: entre estas actividades se encuentran el cañoneo, control de arena, gas y agua,
apertura o cierre de arenas, perforación de ventanas horizontales (“Reentry”) o
verticales (“Redrill”), profundización, lavado de perforaciones, cambios de método de
producción, conversión de productor a inyector y viceversa.
yacimiento: entre estas actividades se encuentran las estimulaciones con inyección
alternada de vapor, acidificación de zonas, bombeo de químicos, fracturamiento y
recañoneo.
Todas estas actividades antes mencionadas se pueden realizar con o sin taladro.
Esto depende de si el trabajo necesita el manejo de la tubería o si solo se necesita
hacer uso de una guaya fina.
Los servicios se refieren a todos aquellos trabajos que se realizan a los pozos activos
o inactivos, cuyo objetivo principal es mejorar las condiciones productivas de los
mismos (producción de hidrocarburos e inyección de fluidos), sin modificar las
condiciones físicas/ mecánicas del pozo y/o yacimiento. Entre estas actividades se
tienen: sacar las varillas y tuberías de producción, reemplazar el equipo subterráneo,
trabajo de limpieza de pozos, trabajos de inducción a producción, conexión del cabezal
del pozo y los trabajos de guaya.
fallas en el equipo: muchas veces las fallas mecánicas están asociadas con el
equipo del pozo instalado, tales como: filtraciones en la tubería y la empacadura; fallas
del revestimiento y la tubería y el mal funcionamiento del levantamiento artificial. Las
indicaciones de la presión de superficie generalmente indicarán la fuente del problema,
pero los estudios de presión y temperatura son útiles donde se puedan aplicar.
pozos no problemáticos: aunque la corrección de pozos problemáticos
constituye una gran parte del programa de reacondicionamientos, hay muchas
razones por las cuales se hacen reacondicionamientos. Los de mayor importancia
son: (1) reterminación o terminación múltiple; (2) evaluación del yacimiento; (3)
instalaciones de servicios.
reterminación, terminación múltiple: estos reacondicionamientos son hechos para
obtener producción adicional en zonas nuevas o para drenar más efectivamente un
yacimiento desarrollado. La revisión periódica del comportamiento del yacimiento,
mapas de subsuelo y las capacidades de producción del pozo, conducirán
frecuentemente a reacondicionamientos económicamente atractivos en esta categoría.
La selección del intervalo de producción debe ser considerada cuidadosamente, como
se discute bajo la sección de selección del intervalo, para prevenir una producción
prematura de gas o agua y para minimizar reacondicionamientos futuros.
evaluación del yacimiento: un control geológico y del yacimiento, muchas veces
requiere pruebas exploratorias para localizar contactos o probar arenas de contenidos
desconocidos. El análisis cuidadoso de todos los datos disponibles es necesario para
asegurar que el costo de este tipo de reacondicionamiento sea justificado.
instalaciones de servicios: los pozos de inyección de gas y agua, pozos de
eliminación y de fuentes de agua, están incluidos en este grupo. Asociado
generalmente con proyectos adicionales de recuperación o requerido por otras razones,
el análisis generalmente está limitado a la designación del pozo óptimo para lograr el
resultado deseado. La disponibilidad del pozo, la localización estructural, desarrollo de
arena y la selección del equipo, están entre las mayores consideraciones.
Implementación de las completaciones inteligentes
Alma Rivero (2008), en su artículo “Pozos automatizados con tecnología
Venezolana”, menciona que hace 18 años, se requerían operadores que supervisaran
personalmente a diario más de 7500 pozos que tiene PDVSA en el occidente del país.
Hoy, un analista y un operador por distrito pueden verificar y controlar el funcionamiento
de los yacimientos bajo su supervisión con sólo cuatro computadores.
La automatización que se está implementando funciona bajo la red SCADA que es
un sistema de adquisición de datos de campo conformado por tres vertientes. Primero,
el procesamiento de la información que se realiza en la sala de cómputos con los datos
que se reciben desde el campo por medio de la telemetría. Esta información entra a una
red de proceso de PDVSA, para luego ser enviada a las consolas de la sala COA
(Centro de Operaciones Automatizadas) donde finalmente se toman acciones ante las
fallas que se perciben en tiempo real o del control de producción.
La ventaja de este nuevo sistema de automatización es que permite desplegar todo
un operativo de seguridad en el que el mismo pozo envía una serie de señales y guarda
registros fílmicos y fotográficos para informar al personal de seguridad sobre la
presencia de extraños en sus instalaciones de superficie, y para las instalaciones del
subsuelo también envía información en tiempo real del comportamiento de la zona
productora.
El beneficio directo de aplicar estos sistemas en la industria petrolera es la reducción
de la producción diferida que es la pérdida de producción por fallas que no son
atendidas en tiempo real, la optimización del pozo a través del diagnóstico en tiempo
real y minimizar los eventos de hurto y sabotaje.
Definición de una completación inteligentes
Las completaciones inteligentes son sistemas integrados de sensores y dispositivos
controlados remotamente, colocados en forma permanente en el pozo, con la
capacidad de recolectar datos en tiempo real y la posibilidad de reconfigurar el
mecanismo de funcionamiento del pozo sin intervenciones en el mismo.
Aplicación de una completación inteligente
La tecnología de pozos inteligentes tiene muchas aplicaciones, principalmente por la
habilidad de manejar activamente el proceso de recobro del yacimiento, lo cual es
especialmente importante para proyectos de recobro secundario y terciario.
. Los pozos inteligentes pueden controlar la distribución de inyección de agua o gas en
un pozo, entre estratos o entre yacimientos. Con esto se logra restringir la producción
de influjos indeseados (agua y/o gas) desde diferentes zonas de producción en el pozo.
Por consiguiente se puede decidir cuando inyectar agua o extraer petróleo a fin de
movilizar las reservas no barridas remanentes en el yacimiento. Esto cobra mayor
importancia para pozos con arquitecturas complejas, pozos multilaterales, y para
yacimientos caracterizados por un alto grado de anisotropía y/o heterogeneidad.
Adicionalmente, se minimizan las intervenciones con equipos de subsuelo
(plataforma ó camión de servicio) en los pozos.
Las aplicaciones fundamentales de una completación inteligente son las
siguientes:
control de producción de zonas individuales a lo largo de la vida productiva en los
pozos productores.
aceleración de la producción logrando la producción conjunta.
monitoreo continuo en tiempo real de la producción en conjunto.
También las completaciones inteligentes tienen significativas aplicaciones en el
campo de pozos multilaterales, ya que ofrece la flexibilidad requerida para controlar la
contribución de cada brazo de los pozos multilaterales. Para ejemplificar esto las figuras
15 y 16, muestran como el control de flujo puede impedir el avance del agua en pozos
multilaterales.
Figura 15. Ambos laterales producen petróleo
Fuente: slb.com., 2010
Figura 16. Sólo hay producción desde el lateral superior
Fuente: slb.com.,2010
Criterios para la aplicación
Para la aplicación de la tecnología de completaciones Inteligentes, se debe tomar en
cuenta lo siguiente:
considerar para el diseño de la completación, todos los datos de petrofísica,
registros y pruebas de producción de los yacimientos ó subunidades productoras del
pozo.
manejar la información referente a los requerimientos del pozo como los son
temperatura, presiones, % de agua y tasas de producción esperada, para la
selección de la instrumentación necesaria.
caracterizar el tipo de fluido que vamos a producir, es decir, si existe ambiente
acido, posible abrasividad, caídas de presión que produzcan formación de
asfáltenos, producción de parafinas, viscosidad, entre otros., para obtener un diseño
optimo de los accesorios de la sarta de producción.
para el caso de una producción a través de una completación sencilla selectiva,
se debe verificar que los índices de productividad (IP) de las zonas productoras no
tengan mucha diferencia, debido a la restricción que se debe efectuar a la formación
de mayor presión para obtener una producción ideal de forma conjunta.
los yacimientos o subunidades que se vayan a producir a través de una
completación inteligente deben tener una alta tasa de producción de crudo,
certificadas en pruebas DST, para que sea económicamente rentable, y la tasa
interna de retorno sea en menor tiempo posible, debido al alto costo de la inversión.
Ventajas de una completación inteligentes
Una de las grandes ventajas de la completación inteligente es la posibilidad de que
por una misma sarta, se produzca en forma conjunta varios yacimientos o sub
unidades, esto es posible por la instalación de sensores que miden el flujo frente la
zona productora y por diferencias se obtiene el resto de la producción. Por ende, solo
se necesita una línea de flujo para toda la producción de los diferentes yacimientos o
subunidades. Esto no sucede con las completaciones dobles, ya que necesitan una
línea para cada subunidad, lo cual aumenta los costos en facilidades de superficie.
Estos sensores instalados arrojan datos en tiempo real y de forma independiente,
mientras que en la completación doble, a pesar de poder obtenerse a nivel de
superficie, esta no sería en tiempo real, lo cual puede retardar las acciones que se
deben tomar frente a cualquier anormalidad detectada en cualquiera de los yacimientos.
Otra gran ventaja surge al momento de abrir o cerrar alguna manga o camisa de
producción o aislamiento de las zonas, haciéndolo desde superficie sin necesidad de
intervención del pozo y generación de diferida, por supuesto evitando el riesgo
operacional producto de dicha intervención.
En cuanto a los colgadores de tubería utilizados, no presenta mayores dificultades,
puesto que no necesita de modelos especiales ya que solo se utiliza una sola sarta para
producir. Caso contrario para las completaciones dobles donde si necesita de diseños
para sartas dobles y para tuberías concéntricas.
Las completaciones Inteligentes aumentan el valor neto presente del pozo, así como
la recuperación de reservas y reducción en costos de facilidades de superficie.
Para el caso que se necesite completar el pozo con un revestidor de 7", se puede
utilizar una sola sarta que se acopla fácilmente al revestimiento y colgadores, lo que las
completaciones dobles no permitirían debido a la necesidad de dos sartas de
producción, lo que se necesitaría mínimo un revestimiento de 9-5/8" para dos sartas de
2-3/8", implicando menor producción en casos de altos potenciales.
A pesar de los beneficios y múltiples ventajas que resultan del empleo de
completaciones Inteligentes, ésta no se ha difundido tan rápidamente como se
esperaba, principalmente por la carencia de confianza por parte de la gerencia al
momento de considerar si el valor agregado de las completaciones inteligentes es
suficiente para justificar la inversión adicional en su aplicación
Tipos de completaciones inteligentes
Existen varios tipos de completación Inteligente, que se clasifican de acuerdo al tipo
de accionamiento que tengan, estas son: hidráulicas, eléctricas, combinaciones de
ambas. En este trabajo se referiré en detalle a la tipo hidráulica.
Los nuevos sistemas inteligentes
Los sistemas difusos y las redes neuronales han tenido un interés creciente de los
investigadores en varias áreas científicas y de ingeniería. El número y variedad de
aplicaciones de la lógica difusa y las redes neuronales ha ido en aumento. Variando
desde productos de consumo popular y control de procesos industriales hasta
instrumentación médica, sistemas de información y análisis de decisión.
La lógica difusa está basada en la forma en que el cerebro maneja información
inexacta, mientras las redes neuronales están modeladas en la arquitectura física del
cerebro. Aunque las inspiraciones fundamentales para estos dos campos son muy
diferentes, hay un número de situaciones paralelas que apuntan a sus similitudes. Los
sistemas difusos y las redes neuronales son estimadores de modelo libre y sistemas
dinámicos. Ellos comparten la habilidad común de mejorar la inteligencia de los
sistemas que trabajan en un ambiente de incertidumbre, imprecisión y ruido. Ambos
sistemas y sus técnicas han sido aplicados con éxito a una variedad de sistemas de
control y dispositivos para mejorar su inteligencia. Se ha mostrado que los sistemas
difusos y las redes neuronales tienen la capacidad de modelar procesos complejos no
lineales a un grado arbitrario de exactitud.
Sistemas difusos
En la década pasada, los sistemas difusos han desplazado a las tecnologías
convencionales en muchas aplicaciones científicas y sistemas de ingeniería,
especialmente en los sistemas de control y el reconocimiento de patrones. Se tiene
también un rápido crecimiento en el uso de la lógica difusa en una amplia variedad de
productos de consumo y sistemas industriales. Los ejemplos más sobresalientes son:
máquinas lavadoras, cámaras de vídeo, cámaras de auto enfoque, aire acondicionado,
transmisión de automóviles, guías de buques, trenes suburbanos, reguladores de
control de combustión y control de calidad del cemento. La misma tecnología difusa, en
la forma de razonamiento aproximado, está también resurgiendo en la tecnología de
información, donde proporciona soporte de decisiones y sistemas expertos con las
capacidades de razonamiento poderosos limitados a un mínimo de reglas.
Redes neuronales
Fundamentalmente hay dos enfoques principales en el campo de la inteligencia
artificial (IA) para implementar inteligencia humana en las máquinas. Una es la IA
simbólica, la cual está caracterizada por un alto nivel de abstracción y un punto de vista
macroscópico. La psicología clásica opera a un nivel similar, y los sistemas de
ingeniería del conocimiento y la programación lógica caen en esta categoría. El
segundo enfoque está basado en los modelos biológicos de nivel microscópico. Es
similar al énfasis de fisiología o genética. Las redes neuronales artificiales y los
algoritmos genéticos son los ejemplos primordiales de este último enfoque. Ellos se
originaron del modelo del cerebro y la evolución. No obstante, estos modelos biológicos
no necesariamente se parecen a sus contra partes biológicas originales. Las redes
neuronales son una nueva generación de sistemas de procesamiento de información
que son construidos deliberadamente para hacer uso de algunos de los principios
organizacionales que caracterizan al cerebro humano. El tema principal de la
investigación de redes neuronales se enfoca sobre el modelado del cerebro como un
dispositivo computacional paralelo para varias tareas computacionales que eran
realizadas malamente por computadoras seriales tradicionales. Las redes neuronales
tienen un gran número de elementos de procesamiento altamente interconectados que
usualmente operan en paralelo y están configurados en arquitecturas regulares.
Algoritmos genéticos
Los algoritmos genéticos (AG) fueron desarrollados para simular algunos de los
procesos observados en la evolución natural. Los principios subyacentes de los AG
fueron publicados por Holland [1962]. La estructura matemática fue desarrollada en los
sesenta y se presenta en su libro pionero[Holland 1975]. Los algoritmos genéticos se
empleado en dos áreas principales: optimización y aprendizaje de máquina. En las
aplicaciones de optimización, se han usado en campos muy diversos tales como
optimización de funciones, procesamiento de imágenes, el problema del agente viajero,
identificación de sistemas, y control. En aprendizaje de máquina, los AG se han usado
para aprender reglas de cadenas sintácticamente simples “IF – THEN” en un ambiente
arbitrario.
Marco legal para la producción conjunta
Reglamento sobre la conservación de los recursos de hidrocarburos
Disposiciones Generales
Artículo 7. El operador dotará a todos los pozos que haya de completar como
productores, de observación o de inyección, con el equipo adecuado en el cabezal y en
el fondo, a fin de:
a. controlar en forma apropiada la producción e inyección de fluidos.
b. permitir que las presiones de fondo, tanto en el entubado de producción como en
el revestimiento puedan medirse fácilmente
c. evitar la mezcla de fluidos provenientes de diferentes estratos.
En presentación realizada ante el Ministerio de Energía y Petróleo en el año 2008,
se solicitó la producción en conjunto del yacimiento VLG-3729, B Inferior / Superior,
llegando al acuerdo que si garantizaban la producción y cuantificaban de manera
determinante la tasa de ambos yacimientos, y sumado a la problemática presentada en
los pozos, durante la perforación donde en su mayoría en el campo se ha perforado
hasta B-1, trayendo como consecuencia el agotamiento de la presión en dicha zona, y
por ende problemas por pegas diferenciales a esa profundidad, no permitiendo el
desarrollo de B-4, quedaría aprobada la instalación del sistema inteligente, en cualquier
campo maduro que demuestre bajo el sometimiento de un proyecto macro la necesidad
y compruebe la producción de ambos yacimientos a lo largo del tiempo. Esto con la
finalidad de tener la mayor certeza de la producción para los cálculos de reservas y
factor de recobro.
CAPÍTULO III
MARCO GEOLÓGICO
Descripción y análisis del campo seleccionado
Ubicación geográfica
La unidad de explotación Moporo perteneciente al distrito Tomoporo, que realiza
actividades de explotación en los yacimientos petrolíferos, perteneciente a la
segregación Ceuta tierra (campos Ceuta y Tomoporo), está ubicada entre los límites del
Edo. Zulia y del Edo. Trujillo.
En la siguiente figura se muestra la ubicación geográfica del distrito Tomoporo.
Figura 17. Ubicación geográfica del distrito Tomoporo
Fuente: Jimenez, F. 2010.
U U . . E E ́ ´ S S B B A A R R U Ú A A - - M M O O T T A A T T A Á N N
M M O O P P O O R R O O C C E E U U T T A A
Datos generales del campo seleccionado
Tabla 3. Datos del campo seleccionado
Fuente: Unidad de explotación Moporo (2009).
Marco estructural
Se generó el modelo estructural con base a la interpretación sísmica 3D y a la
información aportada por pozos perforados en el área.
El modelo estructural de la región 1, se interpreta como una continuación de la
estructura correspondiente al yacimiento Eoceno B-Superior VLG-3729,
DESCRUBIMIENTO MARZO DE 1988
ÁREA: 28064 ACRES PROFUNDIDAD PROMEDIO: 16500 PIES FORMACIÓN PRODUCTORA: EOCENO B-SUP LITOLOGÍA: ARENISCAS POROSIDAD: 15% PERMEABILIDAD: 200 MD POES: 5217 MMBN FACTOR DE RECOBRO: 22% RESERVAS RECUPERABLES: 1148 MMBN PRODUCCIÓN ACUMULADA (09/2009): 291 MBPPD TASA DE PRODUCCIÓN (09/2009) EOCENO B-SUP RESERVAS REMANENTES: 857 MMBN PRESIÓN: INICIAL: 7500 LPC ACTUAL: 2500 A 6000 LPC SATURACIÓN: 1564 LPC POZOS (09/2010): PERFORADOS: 89 ACTIVOS: 80 INACTIVOS: 3 ABANDONAOS: 4
específicamente se espera continuidad respecto a lo observado e interpretado a nivel
de los pozos de tierra (TOM-8, TOM-11, TOM-12 y TOM-14) como los de Lago (VLG-
3877, VLG-3873, VLG-3890, VLG-3882 y VLG-3854), los cuales constituyen los más
cercanos con mejores características circundantes a la localizaciones en la región 1.
La estructura en el área del yacimiento B superior VLG-3729 está conformada por un
homoclinal con buzamiento entre 3° a 5° al sur, el cual se encuentra limitado por: la falla
VLG-3729 al norte, el sistema de fallas de Pueblo Viejo al oeste (falla VLG-3686), la
falla “Pasillo 1” al este y la falla “Ceiba 5” al sur.
La estructura homoclinal es cortada aproximadamente en dirección este - oeste en la
parte central por la falla VLG-3783, lo que le da a la estructura, de norte a sur, un
carácter de sistema de fallas normales en “echelon”. El homoclinal se ubica en el bloque
yacente de la falla VLG-3729, la cual es una estructura normal, con inclinación hacia el
Norte y con salto que varía hasta aproximadamente 200 pies.
El desarrollo del anticlinal con la presencia de la falla antitética y la diferencia de
espesor, en ambos bloques de la falla, sugiere una reactivación de la falla VLG-3729
como inversa en las unidades más antiguas (bajo las arenas B inferior). La falla VLG-
3783, es una falla normal lístrica con dirección aproximada N60°O y salto aproximado
de 200 pies. Estas fallas despegan en las lutitas de la formación colón, de edad
Cretácico Superior. Mecánicamente esta unidad constituye un buen nivel de despegue
por su contraste litológico con las calizas inferiores de la formación la luna.
Al sur ocurre la falla “Ceiba 5”, la cual se observa con geometría lístrica, normal en
su parte inferior e inversa en la parte superior, afectando aún la discordancia del
Eoceno, lo que indica que es una falla reactivada. La falla tiene plano inclinado hacia el
norte y un salto que varía entre 40 y 150 pies. En éste flanco sur del yacimiento se
observó un contacto agua - petróleo @ 17150 pies b.n.m (horizonte interpretado como
B-4), en los bloques donde se ubica el pozo VLG-3848. Hacia el bloque donde se
encuentra el pozo TOM-9 el contacto agua - petróleo se encuentra a @ 17380 pies
b.n.m.
Hacia el este el yacimiento está limitado por la falla “Pasillo 1”, la cual se observa
como una estructura de carácter normal con buzamiento hacia el este y salto que varía
entre 300 y 400 pies de norte a sur.
El límite oeste del yacimiento está constituido por la falla VLG-3686 del sistema de
fallas Pueblo Viejo, estructura que se observa normal hacia la parte inferior e inversa
hacia la parte superior.
En el bloque levantado de la estructura se desarrolla un pliegue anticlinal, cilíndrico,
que ocurre a lo largo del rumbo de la falla. A lo largo del plano de falla, se observa una
marcada diferencia de espesor entre las unidades presentes en el bloque deprimido y
levantado. El desarrollo del anticlinal, el carácter normal e inverso y la diferencia de
espesor de las unidades son indicativos de una estructura normal que fue reactivada
como inversa.
Figura 18. Mapa estructural al tope de B-4.0 del yacimiento B sup VLG-3729 Ceuta
Fuente: Unidad de explotación Moporo (2009).
El estilo de las estructuras presentes en el yacimiento VLG-3729, indica que estas se
generaron por deformación plana, lo que queda evidenciado por la deformación
F alla V LG 3 729
A RE A 2 S U R
D
L
Fal la V LG 3 783
L D
D
L
C . A . P .O @ -1 7 3 80
Fa
lla
V
LG
3
68
6
T OM 0 00 7
-1 5 6 51
T O M 00 08
-1 49 0 9
T O M0 0 09-1 5 98 2
T O M0 0 09 S T-1 5 97 1
T OM 0 01 0
-1 6 0 96
T OM 0 01 1-1 55 9 7
T O M 00 12
-1 48 1 8
T O M0 01 3
-1 5 8 45
T O M 00 14
-1 48 5 8
T OM 0 01 5
V LG 3 72 9-1 4 2 41
V LG 37 4 4
-1 42 4 9
V LG 3 76 5-1 4 4 2 6
V L G3 7 79-1 4 5 75
V L G3 78 3-1 4 95 0
V L G 38 19-1 4 81 8
V LG 38 2 2
-1 5 27 6
V LG 3 82 5
V LG 3 82 7
V L G 38 29-1 49 5 8
V L G3 83 0-1 4 1 8 3
V LG 3 83 1-1 4 82 0
V LG 3 83 2-1 41 9 4
V LG 3 83 3
-1 48 1 5
V L G 38 35-1 4 6 0 3
V L G 38 37
V L G 38 39
-1 48 2 5V L G3 8 40
-1 5 02 3
V L G 38 42-1 4 2 78
V L G3 8 44-1 4 8 61
V L G 38 4 5-1 4 80 8
V L G- 38 4 5 S T
V L G 38 46-1 57 1 7
V L G 38 47-1 4 8 67
V L G 38 48-1 5 90 9
V LG 38 4 9
-1 4 7 3 4
V L G3 8 50-1 4 8 6 2
V L G 38 51-1 6 0 0 0
V L G3 8 52-1 4 96 1
V L G 38 54-14 5 7 6
V L G 38 5 5-1 5 2 4 8
V LG 3 85 6-1 52 9 9
V L G 38 57-1 46 3 9
V L G 38 58-15 0 3 3
V L G 38 59 A 1V L G3 8 60
-1 5 5 1 4
V LG 3 86 1
-1 4 79 5
V L G3 86 2-1 5 8 63
V LG 3 86 3-1 5 0 90
V L G3 86 4
-1 5 5 77
V LG 3 86 5-1 60 4 5
V LG 3 86 6-1 4 6 38
V L G 38 68-1 5 2 65
V L G 38 69-15 0 9 6
V L G 38 7 0-15 4 0 4
V L G 38 71-1 50 2 6
V L G 38 72-14 7 8 8
V L G3 8 73
-1 4 6 62
V LG 38 7 5-14 5 0 0
V LG 3 87 6-1 4 3 65
V L G 38 77-1 4 72 4
V L G 38 78-1 5 7 10
V LG 3 87 9-1 4 3 71
V LG 3 88 1-1 5 76 9
V LG 3 88 2-1 46 4 4
V L G 38 8 3
-1 4 3 07
V LG 3 88 4-1 5 8 2 5
V L G3 8 86
V L G 38 89-1 5 57 2
V LG 38 9 0
-15 8 3 9
V L G3 89 1-14 5 1 9
V L G 38 93-1 4 2 96
V LG 38 9 4-14 4 8 3
V LG 3 89 5
V LG 3 89 6
-1 4 4 88 V L G 38 97-1 45 5 5
V LG 3 89 8-1 4 56 4
V L G 38 99-1 4 74 0
V L G 39 00-1 47 1 7
V LG 3 90 1-1 4 33 7
V LG 39 0 2
-1 4 32 3
V L G3 9 04-14 3 5 7
C W Z - 6 . CW Z -7
D Y D- 3
F R A NQ UE R A - 1X-1 4 4 74
W - DV D -6
1 04 60 00 1 046 00 0
1 04 80 00 1 048 00 0
1 05 00 00 1 050 00 0
1 05 20 00 1 052 00 0
1 05 40 00 1 054 00 0
1 05 60 00 1 056 00 0
1 05 80 00 1 058 00 0
1 06 00 00 1 060 00 0
1 06 20 00 1 062 00 0
1 06 40 00 1 064 00 0
1 06 60 00 1 066 00 0
1 06 80 00 1 068 00 0
25 000 0
25 000 0
2 52 00 0
2 52 00 0
25 40 00
25 40 00
25 60 00
25 60 00
2 58 00 0
2 58 00 0
26 00 00
26 00 00
26 200 0
26 200 0
2 64 00 0
2 64 00 0
26 60 00
26 60 00
26 800 0
26 800 0
2 70 00 0
2 70 00 0
27 20 00
27 20 00
274 00 0
274 00 0
2 76 00 0
2 76 00 0
27 80 00
27 80 00
280 00 0
280 00 0
2 82 000
2 82 000
28 40 00
28 40 00
2 86 00 0
2 86 00 0
2 88 000
2 88 000
29 00 00
29 00 00
1 : 20 000
UNIDAD DE PRODUCCI ÓN MOPOROMAPA ESTRUCTURAL
FORMACION MISOA - TOPE DE UNIDAD B-1.0
PDVSA EXPLORACION Y PRODUCCION
Fecha: Junio 2006 AREA 8 SURYAC. VLG-3729Esca la : 1 :20.000
Real izado por:Estudios I ntegrados U.P Moporo
In te rce p ció n B- 1
P ozo en F on do
P ozo en Sup e rf ici e
T ra ye ctori a d el Poz o
L E Y E N D A
Falla VLG-3729
Falla VLG-3783
Falla VLG-
3686
Falla “Pasillo”
Falla VLG-3831
REGION
1
homogénea observada a lo largo del rumbo de las estructuras. Por lo tanto, no se
deben esperar grandes desplazamientos a lo largo del rumbo.
En general, la disminución del salto de falla ocurre hacia los niveles interpretados
como arenas B-2 a B-3, aunque en algunos perfiles sísmicos este se observa en los
niveles B-1 y B-4.
Los resultados observados en el pozo Franquera-1, sugieren que el depósito de las
arenas B superior de la formación Misoa ocurrió en una cuenca de ante país donde se
interdigitan sedimentos provenientes desde el noreste como producto del
emplazamiento de las Napas de Lara y desde el sur como producto de deltas
provenientes del continente (ver figura 19), como lo propusieron Lugo y Mann (1998).
Figura 19. Modelo del desarrollo de la cuenca de Maracaibo (tomado de Lugo y
Mann, 1998).
Fuente: Unidad de explotación Moporo (2009).
Este modelo tectono – estratigráfico se aplica también para el depósito de las
unidades en el área del yacimiento VLG-3729. Estratigráficamente, las unidades
ubicadas entre el miembro Socuy, de edad Cretácico y la discordancia del Eoceno,
tienden a adelgazarse de norte a sur.
El marco presentado anteriormente, muestra que la estructura que constituye el
yacimiento B superior VLG-3729, es relativamente simple y para el desarrollo del
yacimiento no se deberían esperar riesgos estructurales mayores siempre y cuando las
localizaciones se ubiquen a distancias considerables a las fallas descritas
anteriormente.
Estratigrafía
Estratigrafía Local
La columna litológica, está constituida por unidades cronológicas que van desde el
Pleistoceno hasta el Eoceno. Ésta comprende a las formaciones: El Milagro, Onia, La
Puerta, Lagunillas, La Rosa, Paují y Misoa, donde se alcanza la profundidad final hasta
el tope de la unidad B-5.0.
Estratigrafía a evaluar
El objetivo a evaluar son las arenas B- superior específicamente las arenas B-4/B-1,
la unidad B-4 se caracteriza por tener grandes espesores, mostrando canales
estuarinos, de mareas y barras de marea, lo que permite inferir un ambiente deltáico
con influencia de mareas, las arenas B-1, se caracterizan por presentar un sistema de
barras costeras con excelentes características como roca almacén, y se interpretan
dentro de un ambiente de sedimentación próximo costero.
En la figura 20 se muestra la columna geológica del área.
Figura 20. Columna geológica del área.
E
O
C
F
M
M
A
R
E
N
A
S
“B”
INFERIOR
SUPERIOR
B-1
B-2
B-3
B-4
B-5
F
M
L
A
G
U
N
I
L
L
A
S
FORMACIÓN LA ROSA)
LAGUNILLAS
INFERIOR
MIEMBRO
LAGUNA
MIEMBRO
BACHAQUERO
BACH-1
BACH-2
BACH-3
LAG-1
LAG-2
LAG-3
M
I
O
C
E
N
O
ER-EO
FORMACIÓN PAUJÍ ( P.E )
FORMACIÓN LA PUERTA
PLEISTOCENO FORMACIÓN MILAGRO
PLIOCENO FORMACIÓN ONIA
B-6 / 9
Fuente: Unidad de explotación Moporo (2009).
La dirección de este eje principal de sedimentación es sur-norte, como lo ha
evidenciado con contundencia la mayoría de los pozos perforados en la región 3, esta
área incluye al pozo TOM-7,TOM-10 y TOM-13, en la región 1 el TOM-8, TOM-11,
TOM-12, TOM-14 y TOM-15, en el área de tierra como pozos vecinos representativos
de los excelente desarrollos y calidad de roca esperada en el área a cubrir.
Figura 21. Sección Estratigráfica mostrando las facies sedimentarias
Fuente: Unidad de explotación Moporo (2009).
Estratigrafía secuencial
En el yacimiento B-Superior del área 8 Sur del campo Ceuta se dispone de
información de núcleos en los pozos VLG-3829, VLG-3863, VLG-3873, VLG-3890,
VLG-3891 y TOM-09ST. Ver figura 22.
Los núcleos cortados en el pozo VLG-3829 abarcan parcialmente las unidades
estratigráficas informales B-2, B-3 y en menor proporción B-4. El núcleo del pozo VLG-
3863 comprende la parte basal de B-3, todo B-4, tope y parte media de B-5.
En el pozo VLG-3873 la información abarca la base de B-3, todo el yacimiento B-4 y
la parte superior de B-5. El núcleo cortado en el pozo VLG-3890, abarca parcialmente la
parte inferior de las arenas básales de la formación Paují así como todo el espesor de
B-1. El núcleo VLG-3891 abarca todo el espesor de B-1 de la formación Misoa.
En el pozo TOM-09ST la información abarca desde la base de A-10 hasta el tope de
B-5 de manera continua, recuperándose un total de 1593,8 pies.
Figura 22. Distribución de los pozos con núcleos
Fuente: Unidad de explotación Moporo (2009).
El total de pies recuperados asciende a 4525.25 pies, correspondiendo 503’ para el
pozo VLG-3829, 604´contínuos para el pozo VLG-3863, 562´ continuos para el VLG-
3873, 698’ para el VLG-3890, 483’ para el VLG-3891 y 1593,8’ para el TOM-09ST. Se
dispone además de 228 kms2 de levantamiento sísmico 3D, perfiles eléctricos y
muestras de canal para 82 pozos; así como de tres sismogramas sintéticos para los
pozos VLG-3848, VLG-3858 y VLG-3783, que sirvieron para calibrar la sísmica con la
información de pozos.
El análisis de los núcleos, sísmica 3D y registros convencionales (rayos gamma,
resistividad, neutrón, densidad y sónico) tomados en los pozos VLG-3829, VLG-3863,
VLG-3873, VLG-3890 y VLG-3891 y su integración con el resto de los pozos, permitió
diferenciar unidades estratigráficas informales mayores; a nivel de las areniscas B-
Superior de la formación Misoa de edad Eoceno Medio.
Comportamiento de presión
Para el análisis de presiones del yacimiento “B-Sup VLG-3729”, fueron utilizados los
datos provenientes de las pruebas de restauración (Build Up), gradientes estáticos
(BHP) y probadores de formación (MDT, RCI, etc.) disponibles.
En la figura 23 mostrada a continuación, se puede observar el comportamiento de
presión del miembro B-4 (Región 1) del yacimiento “B-Sup VLG-3729”.
Figura 23. Comportamiento de Presión, B-4 / R-1, Yacimiento “B-Sup VLG-3729”
Fuente: Unidad de explotación Moporo (2009).
Debido a la explotación irregular del campo, con una alta densidad de pozos en lago
y muy pocos en tierra, se ha observado un mayor agotamiento de la presión en la zona
oeste del mismo, con niveles actuales aproximados de 2500 lpc para esta sección del
yacimiento (B4, región 1, lago), mientras que se observan presiones entre 2000 a 6000
lpc en el área de tierra.
Figura 24. Agotamiento de presión, B-4 / R-1, yacimiento “B-Sup VLG-3729”
0
1 0 0 0
2 0 0 0
3 0 0 0
4 0 0 0
5 0 0 0
6 0 0 0
7 0 0 0
8 0 0 0
9 0 0 0
1 0 0 0 0
A g o - 8 8 N o v - 9 0 E n e - 9 3 M a r - 9 5 M a y - 9 7 A g o - 9 9 O c t - 0 1 D ic - 0 3 M a r - 0 6 M a y - 0 8
F E C H A
P @
DA
TU
M (
LP
CA
)
M D T
B .U .
B .H .P .
TierraLago
y = -62.498x + 7282
y = -88.069x + 10984
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
Np (MMBN)
P @
Dat
um
(lp
c)
LAGO
TIERRA
Lineal (LAGO)
Lineal (TIERRA)
Fuente: Unidad de explotación Moporo (2009).
En la figura 24 se puede interpretar una declinación lineal para ambas zonas, l cual
es aproximada a los 63 y 88 lpc/MMBN para lago y tierra respectivamente. Este
comportamiento es característico de yacimientos con expansión roca-fluido como
método de producción natural.
Como se observa en la sección del modelo estratigráfico, la unidad genética B-4 está
dividida en 9 sub-unidades, que a su vez son consideradas unidades hidráulicas
independientes, por lo que la prognosis de presión variará entre ellas.
Figura 25. Sección O-E (presión de yacimiento), B-4 / R-1, yacimiento “B-Sup VLG-3729”.
Fuente: Unidad de explotación Moporo (2009).
La figura 25 muestra una sección proveniente del modelo de simulación del
yacimiento, en donde se observa la variación de la presión entre la zona oeste (lago) y
este (tierra) del yacimiento, notando un mayor agotamiento al oeste, como ya fue
comentado. Adicionalmente, se observa las variaciones de presión entre sub-unidades,
notando que en el área de tierra, existen tres zonas con mayor agotamiento que el
resto, las cuales corresponden a las sub-unidades B-4.2, B-4.4, B-4.7 y B-4.8, ya que
estas poseen las mejores propiedades petrofísicas, y por lo tanto el mayor drenaje.
Análisis de fluidos
La unidad B-4 posee crudo sub-saturado mediano de 22 °API. Su caracterización
PVT fue posible a la disposición de 4 análisis de fluidos válidos y representativos de las
condiciones del yacimiento.
Figura 26. Propiedades PVT del petróleo, Unidad B-4, Yacimiento “B-Sup VLG-3729”
Fuente: Unidad de explotación Moporo (2009).
En la figura 26 se puede observar las propiedades PVT finales en función de presión,
lo cual fue el resultado de la validación, integración y ajuste a condiciones del separador
de la información proveniente de los 4 informes PVT representativos.
De manera general, se espera una RGP de 173 PCN/BN, un Bo de 1.262 BY/BN y
una viscosidad de 1.772 cp a la presión de burbujeo (1500 lpc). A las condiciones
actuales de presión (5000 lpc) en la zona donde serán perforadas las localizaciones, se
espera una viscosidad de 2 cp, dato importante para el modelaje del pozo mediante un
análisis nodal.
CAPÍTULO IV
MARCO METODOLÓGICO
Las bases teóricas y los aspectos que se quieren probar, así como el alcance y las
causas que originaron la investigación, determinan la metodología a ser utilizada en
todo trabajo de investigación y la forma como esta se desarrolla. Según Tamayo y
Tamayo (2003:175). “Garantiza que las relaciones que se establecen y los resultados o
nuevos conocimientos obtenidos tengan el máximo grado de exactitud y confiabilidad”.
Abarca los siguientes aspectos: el tipo y nivel de investigación, diseño, población objeto
de estudio, técnicas de recolección de datos.
1. TIPO DE INVESTIGACIÓN
De acuerdo con los objetivos planteados la siguiente investigación es de carácter
descriptiva en base documental, ya que la misma tiene como propósito la delimitación
de los hechos que conforman el problema de investigación, Méndez Carlos (2001), por
esto es posible establecer las características demográficas de unidades investigadas,
identificar formas de conducta y actitudes de las personas que se encuentran en el
universo de investigación; establecer comportamientos concretos; y el de descubrir y
comprobar la posible asociación de las variables de investigación.
Los estudios descriptivos, son aquellos en los cuales se especifican todas las
propiedades y características más resaltantes de un fenómeno, cuando sea sometido a
análisis.
Diseño de la investigación
Su objeto es proporcionar un modelo de verificación que permita contrastar
hechos con teorías, su forma es una estrategia o plan general que determina las
operaciones para hacerlo. (Sabino.2000; Pág. 91).
En el diseño tratamos todos los pasos a seguir para el desarrollo de la
investigación:
Durante el desarrollo de la investigación se utilizó un diseño de campo no
experimental; el cual permitió establecer una interacción entre los objetivos y la
realidad de la situación de campo, recoger los datos en forma directa de la realidad,
mediante el trabajo concreto del investigador y su equipo. (Sabino; 2000, Pág.93).
El diseño de campo permite recoger los datos directamente de la realidad, por lo
cual se denomina primarios, su valor radical en que permiten cerciorarse de las
verdaderas condiciones en que se han obtenido los datos, lo cual facilita su revisión
o modificación en caso de surgir dudas. (Tamayo y Tamayo; 1996,Pág.71).
Población
Según Chávez (1.994, p, 162) plantea que: “La población de un estudio, es el
universo de la investigación sobre el cual se pretende generalizar los resultados de la
misma. Esta se encuentra constituida por características o estratos que le permiten
distinguir los sujetos”.
La población objeto seleccionado para el desarrollo de la presente investigación, se
encuentra constituida por un número de (12) pozos perforados de los cuales están
activos, y la población sujeto de estudio corresponde a la región I del yacimiento B-SUP
VLG 3729 de la unidad de explotación Moporo distrito Tomoporo.
Tabla 4. Pozos en Estudio
BBPD %AyS ZONA
1 TOM-0008 1 PRODUCTOR 22,5 3000 40,0 5724 3549 38,0 B-1 MISOA
2 TOM-0011 1 PRODUCTOR 22,5 2200 1,0 2296 2273 1,0 B-4 MISOA
3 TOM-0012 1 PRODUCTOR 22,5 3100 4,0 3490 3420 2,0 B-4 MISOA
4 TOM-0014 1 PRODUCTOR 22,5 2700 6,0 2938 2820 4,0 B-4 MISOA
5 TOM-0015 1 PRODUCTOR 22,5 2600 2,0 4390 4346 1,0 B-4 MISOA
6 TOM-0019 1 PRODUCTOR 22,5 3000 0,2 3197 3194 0,1 B-1 MISOA
7 TOM-0020 1 PRODUCTOR 25,5 2800 18,0 3424 3013 12,0 B-1 MISOA
8 TOM-0021 1 PRODUCTOR 22,5 7000 1,0 7017 6996 0,3 B-1 MISOA
9 TOM-0022 1 PRODUCTOR 22,5 3400 10,0 3955 3480 12,0 B-1 MISOA
10 TOM-0023 1 PRODUCTOR 22,5 1200 0,2 1325 1324 0,1 B-1 MISOA
11 TOM-0024 1 PRODUCTOR 22,5 4200 0,1 4212 4170 1,0 B-4 MISOA
12 TOM-0025 1 PRODUCTOR 22,5 1500 1,0 817 816 0,1 B-4 MISOA
POZON°ARENA
ABIERTA%AyS
POTENCIALPROD. BRUTA
(B/D)
PROD. NETA
(B/D)°APITIPOREGION
Fuente: Jiménez, F. 2010
Muestra
Chávez (1999) define que la muestra es una porción representativa del universo que
permite generalizar sobre esta los resultados de una investigación.
La muestra utilizada fue la localización W-DWB-1 la cual está en la formación Misoa
en las subunidades B1 y B4 en la edad del Eoceno de la región I del yacimiento B-SUP
VLG 3729 de la unidad de explotación Moporo distrito Tomoporo del estado Trujillo.
Técnicas de recolección de datos
Otro importante aspecto a desarrollar en este capítulo está relacionado con la
definición de las técnicas e instrumentos de recolección de información que se utilizarán
en la investigación. Al respecto Sierra (citado por Chávez, 2001), afirma que la
observación engloba todos los procedimientos utilizados en las ciencias sociales, no
solo para examinar las fuentes donde se encuentran los hechos y datos objetos estudio,
sino también para obtener y registrar estos.
Para Sabino, (1996): “Los datos constituyen el principal soporte del análisis de
cualquier investigación, por lo tanto el instrumento para recogerlo como la técnica que
se aplican son fundamentales y pueden llevar al investigador al éxito o al fracaso según
en el campo que se ubique”.
Para la recolección de los resultados de la presente investigación se utilizaron
fuentes primarias (observaciones, entrevistas) y fuentes secundarias (textos,
documentos) que muestran en si todo el análisis del proceso de completación
inteligente.
Referencias bibliográficas o documental: se establece que la investigación
documental permite extraer la información básica de materiales documentales. A través
de documentos escritos (libros, manuales, revistas, tesis, entre otros) con el fin de
captar sus planteamientos esenciales y aspectos lógicos de su contenido y propuestas
para extraer los datos bibliográficos de interés para el estudio. Su utilización permitió la
fundamentación teórica del objeto en estudio.
Observación directa: permite al investigador tener una percepción directa de la
situación en estudio, con la finalidad de formarse una idea más precisa y amplia de la
situación para el cumplimiento de los objetivos establecidos en la investigación. Méndez
(2002), la define como el uso sistemático del sentido de búsqueda de los datos que se
necesitan para resolver un problema de investigación.
Entrevista no estructurada: las cuales para Chávez ( 2001), en esencia consiste en
una interacción entre dos personas, una de las cuales el investigador formula
determinadas preguntas relativas al tema en investigación, mientras que la otra el
investigador proporciona verbalmente o por escrito la información que le es solicitada.
Las mismas permitieron recolectar parte de la información necesaria incluida en la
propuesta de la presente investigación.
Bavaresco (1991) determina que la entrevista es un medio que: consiste en la
obtención de los datos de manera verbal por parte del sujeto informante, se escoge
personas que pudieran estar vinculadas con el objeto de estudio siendo el tipo de
preguntas lo más corto posible.
Recopilación de la información
La recolección de la información se obtuvo a través de:
trabajos y/o proyectos previos
data relacionada con las completaciones inteligentes.
información técnico-económica de proveedores de equipos y servicios de
equipos inteligentes con las especificaciones requeridas.
información de los límites operacionales de los equipos, materiales y accesorios
a utilizar en el campo Tomoporo Tierra.
Evaluación económica.
Información de internet.
Validez
Según Hernández, Fernández y Baptista (1.994, p, 242-243), considera que “La
validez se refiere al grado en que un instrumento realmente mide la variable que
pretende medir”. En este sentido el instrumento se sometió al juicio de expertos,
constituidos por los asesores técnicos y metodológicos de la presente investigación.
Procedimientos de la investigación
Se definió y se planteó el problema a estudiar al igual que los objetivos
trazados.
Se estableció el tipo de investigación así, como también los instrumentos y
técnicas de recolección.
Se consultó bibliografías de diferentes autores, para buscar información
general de la completación en pozos
Se estructuró un marco teórico fijando los fundamentos hacia la completación
de pozos
CAPÍTULO V
ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS
Características de geología, yacimiento y estado mecánico para los pozos
candidatos a una completación inteligente cuando se requiere la producción de
dos sub-unidades en conjunto.
Luego de la descripción del campo seleccionado, se determinó las siguientes
características de los pozos candidatos para instalar una completación inteligente con
producción en conjunto de ambas arenas:
ambas arenas B-1 y B-4, están separadas hidráulicamente con una diferencia de
presión considerable entre ellas. Para el segundo semestre del 2010 (fecha
estimada de completación de la localización W-DWB-1) se estima que la unidad
B-1 posea aproximadamente 5500 Lpc mientras que para B-4 se pronostican
aproximadamente 4000 Lpc.
el pozo será revestido y cañoneado en cada arena prospectiva.
el pozo debe estar en capacidad de manejarse remotamente para el control
individual de cada arena.
debe existir la posibilidad de cierre de una zona sin interrumpir la producción de
la zona restante.
el pozo contará con válvulas ajustables, sensores de presión, de temperatura y
medidores de flujo en cada arena productora.
se debe considerar la selección de los equipos en fondo de pozo como una
función de la vida útil del mismo.
el diseño de la completación está enmarcado dentro de una filosofía preventiva
que considera los posibles cambios de mecanismo de producción en función de la
energía disponible en el yacimiento.
A continuación se describen las características de los pozos candidatos a ser
completados:
Figura 27. Características promedio de los pozos productores, en la región I del
campo Tomoporo.
POZOS (VLG-3729)
Yacimiento perteneciente al
pozo:
Eoceno-B Inferior/Superior.
Mecanismo de empuje del
yacimiento:
Empuje expansión roca fluido en la mayoría de las
regiones, a excepción en la región 3 un posible
empuje hidráulico.
Tipo de pozo: Verticales e Inclinados
Inclinación KOP:
Inclinación:
Profundidad max.
11500 - 12000’,
30° - 70°
17000 - 17500’
Tipo de completación: Hueco revestido.
Revestidor de producción 7”(32-35 lbs/pies)
Tubería de producción: 3-1/2” y 4-1/2” OD
API del crudo promedio: Entre 21 y 25
Rango de producción: Entre 300 – 7000 BBPD.
Porcentaje de agua: Entre 1 y 70%
Relación gas – petróleo: Entre 150 - 400 PCN/BN
Presión de burbuja: 1700 – 1750 psi
Temperatura de fondo del
yacim.
Entre 290 – 330 °F
Rango de viscosidad a 295°F: Entre 1,58 y 3,9 cps
Índice de productividad: 0,6 BFPD/psi (más frecuente) hasta 5 BFPD/psi
PPM cloruros: 3000 – 5000
Base Agua
11,5 – 14,5 lpg
Base Agua
10,5 – 11,2 lpg
Gravedad del gas: 0,7 – 0,8
% Molar CO2: 8,45 – 20
PPM de H2S: 10 – 50
Problemas de producción: Asfáltenos, carbonatos, H2S, CO2 y migración de
finos.
Fuente: Jiménez, F. 2010.
Esquema mecánico de los pozos candidatos
Durante la construcción de los pozos pertenecientes al campo Tomoporo, se estima
cubrir las lutitas de paují a +/- 15718’ (MD) con revestidor de 9-5/8”, logrando así la
posibilidad de revestir las arenas productoras con liner o camisa de 7”, lo que es
ventajoso al momento de producir dos zonas a la vez, es decir se puede completar el
pozo de forma selectiva tanto en el liner de 7” como en el de 9-5/8”, permitiendo así
mayores opciones.
Figura 28. Esquema mecánico del pozo tipo a ser completado selectivo
Fuente: Jiménez, F. 2010.
Diseño de la completación inteligente con producción en conjunto de las arenas
B-1 y B-4.
La completación se ha planteado del tipo sencilla selectiva con instrumentación en
fondo y equipo de levantamiento artificial dual (BES+LAG).
Entre los accesorios a instalar se destacan las válvulas de control de flujo ó
camisas deslizantes operadas hidráulicamente, las cuales fueron propuestas en
función de las características del yacimiento y deben ser capaces de permitir el paso
del máximo flujo esperado durante la vida productiva del pozo.
En cuanto a los sensores de presión, temperatura y los equipos de medición de
flujo, estos deberán satisfacer los parámetros de operación del yacimiento, el tipo, la
composición de los fluidos a producir y que cumpla con los requerimientos exigidos
para realizar pruebas de presiones.
Los equipos de superficie supervisarán y controlarán todos los elementos
primarios de medición y todos los elementos finales de control, tanto del subsuelo
como de la superficie. Cada equipo de control contará con la facilidad de
comunicación Ethernet IP y una interfase hombre maquina (IHM).
Descripción de los elementos de subsuelo.
Líneas hidráulicas.
El sistema de pozo inteligente utiliza líneas hidráulicas desde subsuelo hasta superficie,
por medio de las cuales se trasmite poder hidráulico hacia los pistones de la camisa.
Las líneas de capilares hidráulicos van desde las camisas hasta el panel de control de
superficie. Generalmente cada capilar tiene un color específico para evitar confusiones
en las conexiones en superficie.
Figura 29. Características de las líneas hidráulicas
MATERIAL ALEACION NIQUEL Y CARBONO
PRESIÓN MÁXIMA 10000 Lpc
PRESIÓN DE PRUEBA 6500 Lpc
PRESIÓN DE TRABAJO 4500-5000 Lpc
DIÁMETRO 1/4 Pulg
Fuente: slb.com., 2010
Configuración: las líneas hidráulicas (tres) están agrupadas formando un cable
independiente de los demás y conectadas al colgador de la sarta de producción. La
máxima presión de trabajo recomendada es de hasta 7000 Lpc, aunque sólo se
necesita de 4000 a 5000 Lpc para cambiar de posición y tener un nuevo choque.
Para diferenciar las diferentes líneas utilizadas y su respectiva función, se clasifican
por colores, de la siguiente manera:
Rojo: es la línea de cerrado común que se comparte para todas las camisas
hidráulicas bajadas en la completación.
Verde y Azul: son líneas independientes, es decir, van conectadas a cada camisa
instalada en la respectiva completación.
Cable de sensores
Se utiliza un solo cable para la transmisión de datos desde los sensores hasta
superficie. Recolecta la información de presión, temperatura, caudal y corte de agua en
tiempo real con una diferencia de 2 segundos entre cada parámetro. Dependiendo de la
temperatura que se maneje en el yacimiento se utiliza cable eléctrico o fibra óptica.
Para nuestro caso la temperatura no supera los 300 °F, por lo que se utiliza en la de
fibra ó eléctrico.
Figura 30. Especificación del cable eléctrico
MATERIAL ALEACION NIQUEL Y CARBONO
CONDUCTOR Cobre
DIÁMETRO 1/4 Pulg
Fuente: slb.com., 2010
Configuración
Desde el subsuelo hasta superficie el cable va junto a los capilares de inyección de
químicos e independiente de las líneas hidráulicas. Está conectado al colgador de
tubería.
Capilares para inyección de químicos
Son conductos de pequeño diámetro que sirven para la inyección de químicos
desde las bombas hacia el pozo y así evitar los problemas de escala, emulsión,
espuma, bacterias, corrosión; los cuales son los problemas que se pueden presentar
durante la vida productiva de un pozo.
Figura 31. Especificación del capilar de inyección
MATERIAL ALEACIÓN NIQUEL Y CARBONO
PRESIÓN MÁXIMA 10000 Lpc
DIÁMETRO 0.350 Pulg
Fuente: slb.com., 2010
Empacaduras especiales
Esta empacadura permite el paso de las líneas tanto hidráulicas como la de sensor y
capilares sin dejar de ser eficiente en su función de aislamiento de zonas. Se utiliza en
ciertos diseños de completación inteligentes, en donde se necesita pasar a través de la
empacadura las líneas hidráulicas y capilares para químicos, por medio de la
implementación de conectores especiales arriba y debajo de las gomas de la
empacadura. Se debe probar las líneas y capilares de químicos en superficie.
Figura 32. Especificación de la empacadura especial
PRESIÓN DE ASENTAMIENTO 1500 – 2000 Lpc
TIPO DE ASENTAMIENTO Hidráulico
DESASENTAMIENTO POR TENSIÓN 60000 Lbsf
Fuente: slb.com., 2010
Configuración
Esta empacadura se asienta hidráulicamente como las tradicionales, necesita entre
1500 y 2000 Lpc de presión para el asentamiento y de hasta 60000 libras de tensión
para su desasentar.
Figura 33. Empacadura especial multipuerto
Fuente: slb.com., 2010
Camisa de producción tipo hidráulica
Es una camisa que se abre o cierra hidráulicamente desde superficie de forma
remota por un panel de control hidráulico operadas muy similarmente a como actúan las
válvulas de seguridad, es decir con un pistón en balance hidráulico que proporciona
hasta 15000 Lbsf de tensión axial para mover la camisa internas en el caso de que
exista problemas de escala o corrosión.
Este tipo de camisa no necesita herramientas de guaya fina para abrirse o cerrarse,
por lo que no es necesaria una intervención.
Características
Contiene un juego de válvulas para poder chocar en diferentes posiciones a la
formación según sea el requerimiento, puede tener hasta 14 posiciones diferentes.
Estas se activan a través de las líneas hidráulicas que se manejan desde superficie
trabajando bajo el principio de carga y descarga de presión. Cabe resaltar que este tipo
de camisa se abre hacia arriba y se cierra hacia abajo.
Figura 34. Camisa hidráulica
Fuente: Welldynamic., 2006
Medidor de flujo
Es un dispositivo que se basa en el principio de Venturi para medir la tasa de flujo,
para el efecto tiene una reducción del diámetro en su estructura. Adicionalmente tiene la
capacidad de medir la fracción de agua del fluido que pasa por el mismo. En la
actualidad muchos dispositivos pueden proveer:
presión, temperatura, corte de agua y caudal
se despliega a través de la tubería de producción
puerto completo, enteramente no-intrusivo
100% sensores ópticos
carece de partes electrónicas, móviles o ventanas ópticas en fondo de pozo
corte de agua de 0-100%
flujo máximo ilimitado
clasificado para 165°c/15,000 Lpc
determinación de flujo trifásico con modelo de pozo
Configuración
Se podrá instalar uno o varios dependiendo del diseño, pero si se quiere medir el
flujo de dos zonas productoras solo se necesitaría un medidor, porque en superficie, por
diferencia entre flujo total y la de una arena se puede obtener el flujo de la segunda
arena, disminuyendo costos de la aplicación.
Figura 35. Medidor de flujo
Fuente: Weatherford.com.,2006
Sensores P,T,fw y Q
Este dispositivo registrará información sobre presión, y temperatura de cada una de
las zonas que están produciendo en tiempo real. Existen de varias clases, de acuerdo a
los requerimientos del operador y del yacimiento.
Configuración
Estos sensores están ubicados a una misma profundidad. La información registrada
será enviada a través de cable eléctrico o fibra óptica hasta el panel de control en
superficie con un diferencia de dos segundos entre cada dato enviado.
Figura 36. Sensores de fondo
Fuente: Jiménez F., 2006
Conexiones de subsuelo
Las líneas hidráulicas, capilares de químicos, y cable de sensores tiene una conexión
de fondo en el puerto de la camisa hidráulica y sensores tanto de flujo como de P, T y
fw. Para estas conexiones se necesita emplear accesorios que permitan hacer sello
metal – metal, para que no sean un punto de falla al momento de operar con presión el
equipo. Para el efecto la conexión de fondo tiene dos posibilidades, la primera es utilizar
un múltiple y la segunda un puerto simple, dependiendo del número de válvula que se
quiera actuar en subsuelo.
Puerto múltiple
Es un elemento de completación hidráulica multifásico que utiliza tres líneas de
entrada y siete líneas de salida para controlar hasta seis camisas o choques con solo
tres líneas de control desde superficie. Aplicando presión hidráulica a dos de las líneas
de entrada se alterna la posición interna de un pistón balanceado que descarga esa
presión a una tercera línea.
Puerto simple
Este dispositivo permite que la válvula de pistón en balance sea operada con una
sola línea de control o hasta dos líneas usualmente requeridas. Este elemento se monta
justo arriba de la camisa hidráulica para permitir el control mediante esta línea sin
sacrificar la funcionalidad de actuador hidráulico de pistón en balance. El dispositivo
recibe presión desde la línea hidráulica entrante y altera el apertura y cierre de la
camisa.
Alternativas de la completaciones Inteligente
La completación inteligente es muy flexible en adaptarse a diferentes tipos de
levantamiento artificial, por lo que hay que diferenciar entre el tipo de completación y las
alternativas que esta puede ofrecer. Entre las alternativas que se manejan en el campo
Tomoporo, se encuentra la completación con equipo BES.
Completación inteligente con bombeo electro sumergible (BES).
Los pozos del campo Tomoporo específicamente en la región 1, se completan con
equipo electrosumergible, después de fluir naturalmente. El diseño del tipo de bomba
que se utilizará, está sujeto al análisis nodal previo, el cual está basado en el índice de
productividad de las arenas, caudal, presión de yacimiento, presión de fondo fluyente,
RGL, y diámetro de sarta de producción y revestimiento. Todos los factores
mencionados anteriormente afecta directamente la selección del equipo
electrosumergible que se vaya a bajar en lo que se refiere a capacidad, poder, número
de etapas, presión a la entrada y descarga de la bomba valores que permiten estar
seguros de la presión con la que vamos a llegar a las facilidades de superficie.
Esquema de completación propuesto
En la siguiente figura se presenta el esquema de completación propuesto para la
completación inteligente sencilla selectiva con equipo de levantamiento artificial dual,
con la finalidad de evitar alguna falla prematura del equipo electrosumergible. Dicha
completación lleva incluida la herramienta “y-tool”, la cual tiene como función dejar
pasar herramientas a través de ella hasta el fondo, en caso de requerirse. Más
adelante se describe los accesorios de superficie, como lo son los cabezales de
producción.
Figura 37. Esquema de completación propuesto
FORMACIÓN: MISOA B-4
FORMACIÓN: LUTITA
FORMACIÓN: MISOA B-1
FORMACIÓN: PAUJÍ
REV. SUP. 13-3/8”, 68 LBS/PIE, J-55 @ 4500’
TOPE DEL COLGADOR 9-5/8” X 7”, 53,5 X 35 LBS/PIE, P-110 @ 15300’
LINER PROD. 7, 35 LBS/PIE, P-110 @ 17848’
ZAPATA DE REVESTIDOR 9-5/8”, 53,5 LBS/PIE, P-110 @ 15700’
CONDUCTOR 20”, 94LBS/PIE, J-55 @ 1000’
CAMISA 7”, 23-26 LBS/PIE, N-80
Líneas hidráulicas
“Y-tool”
Fuente: Jiménez F., 2010
Requerimiento de materiales de completación para pozo inteligente campo
Tomoporo
Figura 38. Requerimiento de materiales de completación para el pozo inteligente
EQUIPO INTELIGENTE
RENG. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO CANT.
1
Válvulas de control de flujo en fondo: flujo máximo de 22.000 bpd, con
máxima presión diferencial de 10.000 Lpc, temperatura máxima °F, con
máximo diámetro externo de 5.86”, máxima presión de igualización de 1300
Lpc, conexión a tubería de producción: 3-1/2”, rosca 533 hyd, con entrada de
flujo, radial, sello de los choques metal-metal, con conectador para línea de
control con sello metal-metal con una línea de control para operar, niple
selectivo integrado (perfil “R” ID: 2.562”), material mínimo de 13% Cr + 1%
Mo, deben ser de múltiple choque, estas tienen que controlarse desde
superficie mediante la utilización de panel de control.
2
2
Medidores de flujo: medidor óptico de flujo multifásico 100%, precisión de
caudal volumétrico agua, crudo, gas +/- 20%, presión diferencial de 15.000
Lpc, temperatura de 320°F, máximo diámetro externo de 5.86”, material 13%
Cr + 1% Mo, conexión a tubería de producción: 3-1/2”, rosca 533 hyd, longitud
máxima de la fibra 31 millas (50kms) conector de la fibra óptica 3 pines, con
un solo cable para flexibilidad del diseño de la completación.
2
3
Empacadura multipuerto: para revestidor de 7” 32-35 lb/pie con una presión
diferencial de 10.000 Lpc, temperatura de 325 °F, con material del mandril de
13% Cr, conexión a tubería de producción: 3-1/2”, 10.3 lb/pie con rosca 533
hyd configuración Pin x Box, con asentamiento hidráulico, calibración para 4
pines en el pistón, cono superior, cono inferior y elementos, Mecanismo de
desanclaje por tensión de tubería calibración máxima 60.000 Lbsf sobre
tensión, sellos para cada línea de control con sello metal-metal en cada
conexión que puedan ser probadas hidráulicamente independientemente,
recuperable para ser bajado con tubería, con multipuertos (con puertos para 6
líneas de control de ¼”, con sus respectivos tapones de alta presión).
2
Fuente: Jiménez, F. 2010.
Estimación del potencial inicial
Para estimar el potencial inicial, se realizó un análisis nodal en función de la
prognosis petrofísica y de presiones ya expuestas para dos casos. Adicionalmente,
se consideró una completación sencilla selectiva con tubería de 3 ½”, casing de 7” y
una presión en la línea de producción de 150 lpc con producción de B-4. Luego se
generó el análisis con la completación sencilla selectiva y producción en conjunto de
las arenas B-1 y B-4 con el mismo equipo electrosumergible como método de
levantamiento; el equipo considerado en la simulación fue un WG-TG4000 de 200
etapas @ 55 Hz. Es importante mencionar que el potencial del pozo será muy
sensible al equipo implantado finalmente en el mismo.
De esta forma se generó el modelo matemático (nodal) para cada localización
propuesta, obteniendo para B-4 una tasa de 2000 BPPD a una Pwf de 3800 lpca y
adicionalmente tomando en consideración a la unidad B-1 como objetivo secundario
se determinó un potencial de 3000 BPPD a una Pwf de 4200 lpca, obteniendo los
siguientes resultados.
Figura 39. Análisis Nodal completado produciendo B-4
Fuente: Jiménez, F. 2010.
Como se puede observar, según la oferta y la demanda, el potencial inicial
estimado para la localización W-DWB-1 es de 2000 BPPD.
Figura 40. Análisis nodal completado sencillo selectivo produciendo B-1 y B-4
Fuente: Jiménez, F. 2010.
Para este caso se observa lo siguiente:
mismo diseño de bombeo electrosumergible
tasa de liquido controlada a 5000 bpd
producción en conjunto B-1 y B-4.
no incluye modelo del subsuelo-superficie
pozo completado en todas las subunidades de cada unidad (B1 y B-4), y sin
daño de formación.
pozo vertical.
La implantación de la completación inteligente, permitirá completar y drenar
conjuntamente las unidades B-1 y B-4 contabilizando la tasa de producción de cada
una de ellas. Con la incorporación de un conjunto de sensores de fondo que
alimentarán a un algoritmo de control previamente diseñado, que a su vez controlará
el grado de apertura o cierre de unas válvulas de fondo, con el objeto de controlar la
presión de fondo fluyente de cada unidad, esto permitirá mantener un monitoreo
constantemente de las mismas.
Comparación de los diferentes equipos y tipos de completación inteligente
existentes en el mercado y su aplicación, para el pozo candidato a completar.
Para esta investigación se verificó la disponibilidad a nivel mundial, así como los
suplidores de mayor experiencia en lo que respecta a sistemas inteligentes, estos se
describen a continuación:
Welldynamics-SCRAM: Surface Controlled Reservoir Analysis and Management
System Halliburton.
ICS: Intelligent Completion Systems Schlumberger
Sub Tech Intelligent System (Weatherford, BEI, Data Line Petroleum Services).
Sistema de monitoreo y control en pozos
El sistema de monitoreo y control en pozos requeridos para el pozo en estudio y
acorde con la normativa interna de PDVSA, y según la guía para la instalación de
equipos debe estar conformado de los siguientes equipos:
Data Logger: equipo acondicionador y procesador de señales de sensores de
subsuelo y almacenamiento de datos.
RTU: equipo de adquisición y centralizador de datos del pozo, tanto de subsuelo
como de superficie. Este equipo también realiza las tareas de control que se deben de
realizar en el pozo.
Radios: equipo de enlace para la transmisión de datos desde la RTU al SCADA.
Equipos de suministro autónomo: en caso de no existir energía eléctrica en el
pozo, se requieren de equipos de paneles solares.
Estos equipos, a excepción de los equipos de suministro autónomo, generalmente se
conectan y comunican entre sí por medio de puertos y protocolos de comunicación
estándar, permitiendo la transmisión de los datos de subsuelo y superficie a los
sistemas SCADA; para su posterior integración a los sistemas corporativos de
información, tales como el PI/CIOC o INFOPLUS (RIIP).
A objeto de establecer una arquitectura simplificada del sistema, se sugiere que el
Data logger y la RTU se integren físicamente en un solo equipo manteniendo la
funcionalidad de cada uno de ellos.
Bajo este esquema, los equipos de supervisión de pozos, a excepción del radio el
cual será suministrado por PDVSA, deberán ser procurados, integrados, instalados y
probados por el suplidor, incluyendo el estimado energético del panel solar que incluya
el consumo del radio suministrado por PDVSA. De esta manera, se garantiza una
solución integral para el problema de la supervisión a nivel de los pozos.
Los equipos de supervisión de pozo deberán cumplir con los siguientes
requerimientos funcionales:
capacidad para realizar mediciones y control de las variables de fondo requeridas de
acuerdo a las condiciones y profundidades especificadas.
la señal generada por cada sensor debe ser transmitida a la superficie a través del
medio conductor. Una vez recibida esta señal, debe ser procesada a unidades de
ingeniería con el fin de producir una lectura adecuada a los requerimientos.
el sistema de monitoreo y control en pozos debe poseer capacidad instalada para
manejar la cantidad y tipo de señales de entrada y salidas tanto de fondo como de
superficie.
el sistema de monitoreo y control en pozos debe ser totalmente adaptable para
realizar la transmisión de data a cualquier sistema SCADA existente; debe manejar
protocolo ModBus-RTU, a una velocidad no menor a 9600 bps o comunicación vía
TCP/IP.
el sistema de monitoreo y control en pozos debe ser capaz de permitir la recolección
de data en sitio (superficie) en caso de que las facilidades de interfaz con el sistema
SCADA no se encuentren disponibles. El sistema debe tener capacidad instalable para
comunicación con equipo portátil, a fin de recuperar la data almacenada en el data
logger.
el sistema debe garantizar que su configuración no se pierda debido a falla total de
alimentación eléctrica.
el sistema debe poseer protección por bajo voltaje, para garantizar su correcta
funcionalidad e integridad sin pérdida de configuración. En caso de que el sistema no
posea esta protección, se debe considerar la implantación de un dispositivo
independiente que corte la alimentación eléctrica cuando los niveles de esta no son los
adecuados.
el sistema debe mantener su calibración original por un período no menor de 3 años.
los equipos electrónicos utilizados deberán poseer inmunidad a la interferencia
causada por campos electromagnéticos (EMI) y por radiofrecuencia (RFI).
el sistema de monitoreo y control en pozos debe tener capacidad para almacenar
datos por un período mínimo de 30 días, en caso de fallas de comunicación con el
sistema SCADA. Para el caso de las pruebas de build up y draw down el sistema debe
de tener la capacidad para almacenar datos con una frecuencia de una muestra por
cada segundo por un período de 7 días.
el sistema debe tener capacidad para operar en un estado de bajo consumo
(dormida).
el sistema de monitoreo y control en pozos debe tener la capacidad de ser
configurado remotamente, en cuanto a cambios en la frecuencia de adquisición de
datos según el proceso o prueba que se quiera llevar a cabo.
el formato en que son enviados los datos desde el sistema de monitoreo y control en
pozo al sistema SCADA debe manejar el formato para punto flotante.
Suplidores disponibles.
Existen varios suplidores en el mercado con tiempo de entrega de 0-6 meses
después de realizada la compra, entres los suplidores con más experiencia en sistemas
inteligentes, tenemos los siguientes:
SmartWell WellDynamics.
Es una aplicación de la línea de servicio WellDynamics de Halliburton, diseñado para
proporcionar un punto de control central “SmartWell Master” que integra el control de
campo del sistema de conectividad que es controlado desde una computadora y las
actividades de adquisición de datos.
Figura 41. Software SmartWell Master de Halliburton
Fuente: [email protected], 2009
Dentro de las características más importantes tenemos:
se basa en un sistema SCADA de visualización modular en conjunto con
herramientas para la visualización, HMI y SCADA GENESIS32, tecnología visual OPC,
alarma y notificación de eventos (OPC), amplia capacidad de análisis y diagnóstico de
datos de la tecnología, configuración personalizada con la posibilidad de cambiar el
idioma, control visual y reproducción de la trazabilidad de reproducción.
el sistema de vigilancia permite a los operadores monitorear indicadores
permanentes de fondo de pozo (PDGS) y control de válvulas de control de fondo de
pozo intervalo (ICVS) de la superficie. Compuesto por dos sistemas eléctricos e
hidráulicos, de infraestructura digital. También permite a los operadores configurar de
forma remota ICVS, ampliar los sistemas de despliegue, interpretar y diseñar datos
adquiridos por el sistema.
el sistema de infraestructura digital consiste en la aplicación SmartWell de
supervisión, así como la superficie de los sistemas hidráulicos, sistemas autónomos de
control, tarjetas de interfaz de submarinos si aplica y los componentes proporcionados
por terceros.
el sistema hidráulico de superficie (SHS) suministra fluido mediante la aplicación de
presión hidráulica hacia las válvulas de fondo de pozo (ICVS- modelo Halliburton).
También se puede recuperar datos de presión y temperatura utilizando medidores
permanentes de fondo de pozo (PDGS-modelo Halliburton).
la infraestructura incluye las unidades hidráulicas manuales portátiles de adquisición
de datos, simuladores de SHS, PDG y simuladores de fondo de pozo por cable vía
SCADA.
sistemas de monitoreo independiente permanente como el “XPIO 2000” para la
adquisición de datos, el cual permite a los operadores monitorear y controlar los
indicadores de fondo de pozo y la instrumentación de superficie.
Sistema hidráulico de superficie Este sistema hidráulico (SHS), se compone de una unidad electro-hidráulica capaz de
entregar fluido a presión hasta 10.000 Lpc para el equipo SmartWell. Está diseñada con
una carcasa de acero inoxidable que incluye los módulos de alimentación hidráulica,
módulo principal y hasta seis controles de pozos con capacidad de expansión.
Dentro de las características más importantes tenemos:
una variedad de configuraciones físicas dependiendo del tipo de pozo, el número de
zonas y los detalles de la completación.
módulos que permiten el control remoto por parte de “SmartWell Master” de
supervisión.
suministro de fluido a presión hidráulica para el control de válvulas de fondo.
recuperar datos de presión y temperatura de PDGS.
Figura 42. Cabina SmartWell Master para 06 pozos “SHS”
Fuente: [email protected], 2009
Módulos
Estos módulos permiten el control remoto por parte de “SmartWell Master” de
supervisión en tiempo real de las condiciones del pozo.
Este sistema consta de los siguientes módulos:
módulo hidráulico de alimentación.
módulo de control de pozos.
Los sistemas automatizados, además de la alimentación hidráulica y módulos de
control de pozos, contienen:
unidad de control hidráulico.
unidades de control de pozos.
El sistema hidráulico de superficie, está diseñado para aplicaciones en áreas
peligrosas. Los sistemas automatizados pueden controlar y supervisar de forma remota
por el “SmartWell”, a través de comunicaciones TCP / IP a la lógica programable
controladores (PLC) en el control hidráulico y las unidades de control.
Características de la caja del sistema hidráulico de superficie
acero inoxidable 316, IP56/NEMA4X.
puertas de enganche extraíble.
bandeja inclinada de goteo.
persianas de ventilación.
diseño ergonómico.
durabilidad en ambientes hostiles.
Módulo de suministro hidráulico
El módulo de alimentación hidráulica proporciona el fluido para el módulo de control
del pozo a la presión necesaria. La selección de material para algunos de los módulos
de alimentación hidráulica y sus componentes, pueden variar según el tipo de presión y
control de fluidos utilizados.
El módulo de alimentación hidráulica contiene los tanques necesarios para almacenar
y filtrar el fluido de control. Para un rendimiento óptimo del equipo de fondo, todos los
diseños de alimentación hidráulica del módulo se fabrican con una capacidad de
recirculación para la gestión de control de limpieza de los fluidos. Aunque el módulo
estándar contiene dos tanques y dos bombas, algunas variaciones incluyen otro tanque
y bomba adicional, en función del número de pozos y funcionamiento de la filosofía.
El módulo de alimentación hidráulica proporciona todos los componentes eléctricos /
hidráulicos para la conexión a los módulos de control del pozo. El módulo de suministro
hidráulico controla y gestiona el funcionamiento del sistema manualmente (switches) o
automáticamente (transmisores de presión y PLC).
Componentes del módulo de alimentación hidráulica:
tanque de suministro (normalmente 95 litros).
depósito de Retorno (típicamente 220 litros).
bomba principal de suministro hidráulico.
bomba de recirculación.
acumulador (hasta 10000 Lpc).
filtros (1 micras, NAS1638, Clase 6).
válvulas de alivio.
tubería y accesorios (hasta 10000 Lpc clasificado).
caja de conexiones hidráulicas.
Figura 43. Módulo de suministro hidráulico “HSM”
Fuente: [email protected], 2009
Módulo de control de pozo.
Proporciona presión a las líneas de control hidráulico y por lo tanto una forma de la
manipulación de las herramientas de fondo de pozo. La presurización y ventilación de
las líneas de control se logra por medios manuales o automáticos.
Está diseñado para un rendimiento fiable y para la instalación rápida en una futura
expansión, estos módulos son intercambiables ya que se pueden combinar en el mismo
gabinete para aplicaciones de múltiples pozos.
El sistema automatizado, así como cada módulo, es controlado por una unidad de
control que se puede equipar con un medidor permanente de fondo de pozo. El número
de líneas hidráulicas necesarias para hacer funcionar el “SmartWell” depende del
sistema de control elegido y el número de válvulas de fondo. Adicionalmente se
incluyen los puertos externos para conectar y una alimentación hidráulica externa.
Un módulo de control, contiene los siguientes componentes:
electroválvulas de control direccional (DCVs).
los transmisores de presión (24Vdc, 4-20mA).
indicadores de presión hidráulica (hasta 10Kpsi).
tres vías de válvulas de control manual.
válvulas de alivio y válvulas de purga.
conexión externa de cierre.
“WCU” caja de conexiones (con la opción de PDGIC).
Figura 44. Módulo de Control de Pozo “WCM”
Fuente: [email protected], 2009
Dependiendo de su tipo, número de zonas y detalles de conclusión, se presenten las
siguientes configuraciones:
cabina para seis pozos.
cabina para dos pozos.
expansión de cabina para cuatro pozos.
cabina para un pozo.
unidad portátil.
Ambas versiones automáticas y manuales del sistema están disponibles.
Sistemas inteligentes “OPTIMAX Series”
Los sistemas inteligentes disponibles de Weatherford Completion Systems, cuenta
con la tecnología “OPTIMAX Series”.
Adquisición de Data por Fibra Óptica:
Las fibras se utilizan ampliamente en telecomunicaciones, ya que permiten enviar
gran cantidad de datos a una gran distancia, con velocidades similares a las de radio o
cable. Son el medio de transmisión por excelencia al ser inmune a las interferencias
electromagnéticas, también se utilizan para redes locales, en donde se necesite
aprovechar las ventajas de la fibra óptica sobre otros medios de transmisión.
Los equipos disponibles bajo el sistema “OPTIMAX Series” son los siguientes:
Monitor de presión y temperatura que incluye los siguientes elementos:
registrador de presión y temperatura (PT logger) para locaciones remotas de pozo y
transductor único.
“RMS 1” capaz de manejar de 1 a 9 pozos.
“RMS 2” capaz de manejar de 1 a 18 pozos, todos con monitores continuos y varias
opciones de salida.
Monitor de flujo el cual viene en dos sistemas de medición:
“Flow 1” sistema medidor de flujo sencillo.
“Rheos” sistema de 08 medidores de flujo integrado con el RMS 2.
A continuación se muestran las figuras de los módulos RSM1 y RSM2:
Figura 45. Módulo RSM1
Capaz de manejar de 1 a 9 pozos vía switch. La tasa
de actualización disminuye con pozos adicionales
Basado en el HPWavemeter
Fuente: Weatherford., 2006
Figura 46. Módulo RSM2
MONITOR
(mostrado retraído
en su gaveta)CPU 1 (primario)
CPU 2 (respaldo)
TECLADO Y
RATÓN (gaveta)
INTERROGADORES
1&2 POZOS 1-6
INTERROGADORES
3&4 POZOS 7-12
INTERROGADORES
5&6 POZOS 13-18
UPSMONTAJE DEL
VENTILADOR
Fuente: Weatherford., 2006
Dentro de sus funciones se tienen las siguientes:
provee una fuente luminosa para los sensores de presión y temperatura por fibra
óptica.
mide las longitudes de onda reflejadas desde los sensores.
convierte la longitud de onda en presión y temperatura usando archivos de
calibración.
crea y almacena archivos de data de presión y temperatura, junto con información
de fecha y hora en el disco duro local.
varias opciones de salida.
1.- pantalla.
2.- “Modbus” vía cable serial a sistema de plataforma RTU/SCADA
3.- acceso remoto vía “WAN” directo al computador.
4.- opción para disco duro de acceso remoto para proteger al sistema
5.- tasa de actualización seleccionable desde 0.3 a 26 segundos.
Válvulas de control de flujo modelo Halliburton
Las válvulas de control de intervalo (ICVS) de Halliburton, son
accionadas a distancia, se utilizan para controlar el flujo hacia o fuera de un intervalo
del pozo. La serie “ICVS”, son una parte instrumental que presenta el “SmartWell” de
tecnología inteligente, y están diseñadas para su uso en áreas donde el encendido,
apagado, control selectivo sobre la producción y la inyección es obligatorio.
p
Dentro de sus beneficios tenemos los siguientes:
control remoto de la corriente que entra o sale de un intervalo aislado sin la
intervención física del pozo.
mecanismo de bloqueo integral eliminando la necesidad de presión hidráulica que
se mantenga el pistón del actuador.
modificar las características de flujo de cada zona mediante el modelo HVC.
Las características principales se mencionan a continuación:
junta metal-metal de cierre que proporciona alta descarga diferencial.
el mecanismo de pistón aprieta la junta de cierre, aplicando presiones diferenciales.
facilidades disponibles para terminaciones.
Otros modelos disponibles
Válvulas modelo HVO-ICV: dispone de encendido / apagado de control de flujo.
Válvulas modelo HVC-ICV: proporciona un control de caudal variable
(estrangulador) con un elemento de flujo que es ajustable y además personalizable.
Este ajuste del flujo (estrangulador), junto con la presión y temperatura, permite el
cálculo de la estimación exacta del flujo.
Figura 47. Válvula modelo HVC-ICV
Fuente: WellDynamics., 2010
La válvula modelo ICVS serie HV, también se puede implementar en conjunto con
medidores permanentes de fondo de pozo (PDGS) para la presión y las mediciones de
temperatura.
Tabla 5: Especificaciones de válvulas de control
Fuente: [email protected], 2009
Válvula modelo Weatherford (ROSS):
Sus características principales son las siguientes:
dos variaciones con funcionalidad abierta/cerrada.
pistón hidráulico balanceado.
sellado no-elastomérico.
conexiones comprobables externamente.
bypass de línea de control encapsulado.
configuración pin x pin.
máxima clasificación de temperatura.
materiales estándar: 4140 ó Cr-13.
Figura 48. Válvula de control ROSS
Fuente: Weatherford., 2010
Válvula modelo Weatherford (ROSS-V) con estrangulador variable
Sus características principales se describen a continuación:
funcionalidad de estrangulador de varias posiciones.
pistón hidráulico balanceado.
sellado no-elastomérico.
conectores comprobables externamente.
respaldo de desplazamiento mecánico (abrir/cerrar).
by-pass encapsulado de líneas de control.
configuración Pin x Pin.
materiales estándar: 4140 ó 13 Cr.
Figura 49. Válvula de control ROSS-V
Fuente: Weatherford., 2010
Válvula modelo Weatherford (ROSS-S) Envuelta
Sus características principales son:
construida con los mismos componentes de la ROSS y ROSS-V.
envoltura externa para controlar el flujo tubería a tubería.
área de flujo y capacidades de presión determinadas por los requerimientos de la
aplicación.
Figura 50. Válvula de control ROSS-S
Fuente: Weatherford., 2010
Válvulas modelo Schlumberger
El sistema de flujo “WRFC-H” es una válvula de accionamiento hidráulico ubicado en
un mandril modelo “camco” de bolsillo lateral. La válvula de control está situada junto a
la tubería llevada en el bolsillo excéntrico del mandril.
La válvula WRFC está controlada a distancia desde la superficie mediante la
aplicación de presión hidráulica a un pequeño conducto que conecta la superficie del
sistema operativo a la sección del mandril.
La válvula WRFC-H es controlada hidráulicamente para ajustar de forma variable la
válvula de control del intervalo productor. El ajuste del subsuelo permite la optimización
de la producción sin la intervención y costos adicionales.
La válvula reguladora de caudal se puede instalar o recuperar por “slickline” ó guaya
fina estándar. La válvula WRFC tiene un área de flujo máximo de 0,75 cm2 y los
controles de las tasas de flujo hasta 4.500 bls/día de líquidos libres de sólidos ó 30
MMscf/día de gas seco.
Figura 51. Válvula WRFC-H
Fuente: Slb.com., 2010
Figura 52. Detalle de funcionamiento de la válvula WRFC-H
DETALLE A DETALLE B
Fuente: Slb.com., 2010
Válvula de Control de flujo TRFC-HN AP and TRFC-HN LP
Las válvulas reguladoras modelos TRFC-HN AP y TRFC-HN-LP ofrecen de forma
remota el control de fondo de pozo controlando los caudales de producción.
El modelo TRFC-HN-AP, para la producción de anular pueden pasar a través de ella
dos tubos capilares, mientras que la válvula modelo TRFC-HN LP para la tubería de
producción tiene posibilidad de pasar a través de ella tres tubos capilares.
Las válvulas de control se utilizan en los pozos que producen de dos zonas
productoras. El modelo TRFC-HN LP es para los pozos completados que usan el
sistema “RapidSeal” en completaciones multilaterales.
El método de actuación, se basa en tecnología ya probada de válvulas sub-
superficiales modelo “CAMCO”, las cuales también son controladas desde superficie, ya
que utiliza ciclos de presión para cambiar la válvula a la posición de medición. Estos
sistemas se utilizan en completaciones, donde se espera una alta erosión.
Figura 53. Válvula de Control de flujo TRFC-HN AP and TRFC-HN LP
Fuente: Slb.com., 2010
Figura 54. Área de flujo vs Posición del choke
Fuente: Slb.com, 2002
En la figura anterior se observa el incremento del área de flujo a medida que cambia
la posición del “choke”, para este caso particular la válvula posee 10 posiciones.
Figura 55. Caudal vs Caída de Presión
Fuente: www.connect.slb.com, 2002
La figura anterior ilustra la relación entre caudal y la caída de presión en diferentes
posiciones el estrangulador ó choke.
Empacaduras hidráulicas multipuerto
Estas empacaduras poseen el mismo diseño de asentamiento, desasentamiento y
de las empacaduras hidráulicas convencionales, con la diferencia que está provista de
canales o puertos que permiten el paso de cables ó capilares, necesarios en una
completación selectiva con sistema inteligente.
A continuación se mencionan algunos fabricantes con disponibilidad del equipo:
Modelo “Seal Stack Assembly” de HALLIBURTON
Estas empacaduras permiten aislar zonas individuales. Este tipo de empacadura
permite en paso de las líneas de control para comunicarse con el equipo instalado más
bajo de la completación.
Las aplicaciones típicas para esta empacadura son empaque de grava ó arena, el
sello proporciona el aislamiento entre los intervalos de producción diferentes,
permitiendo realizar el empaque con grava ó arena. Su principio se basa en el uso de
una pila de anillos de sello colocados lo largo de la empacadura.
Sus principales beneficios se mencionan a continuación:
instalación de válvulas de control por encima de cada intervalo modelo ICVS de
Halliburton y sensores permanentes de fondo de pozo (PDGS).
aislar intervalos de depósito sin la exigencia de una empacadura.
elimina la necesidad de configuración para el sistema de liberación.
Sus características principales son:
diseño simple.
múltiples conjuntos de sellos.
paso hasta seis líneas de control.
fiabilidad y durabilidad.
Figura 56. Empacadura Modelo Halliburton
Fuente: [email protected], 2009
Empacadura modelo QUANTUM multipuerto de Schlumberger
Sus características principales son:
mandril de producción grande (máximo ID en el mercado).
elementos de sellos con área uniforme, lo cual hace que se requiera de menos
fuerza para asegurar un sello hermético disponible en una gran variedad de tipo de
elastómeros.
las cuñas están posicionadas por debajo de los elementos para evitar que se
acumulen sólidos en el mecanismo de desanclaje.
no se requiere de manipulación de la tubería para su asentamiento.
posee hasta 06 puertos de comunicación para líneas y cables de control.
Figura 57. Empacadura Modelo Schlumberger
Fuente: Slb.com., 2010
Medidor de Flujo en Fondo de Pozo por Fibra Óptica
(Flowmeter) modelo Weatherford
provee presión, temperatura, corte de agua y caudal.
se despliega a través de la tubería de producción.
puerto completo, enteramente no-intrusivo.
100% sensores ópticos.
carece de partes electrónicas, móviles o ventanas ópticas en fondo de pozo.
corte de agua de 0-100%.
flujo máximo ilimitado.
clasificado para 165°c/15,000 Lpc.
determinación de flujo trifásico teniendo el modelo del pozo.
Figura 58. Sensor de fibra óptica Weatherford
Fuente: Weatherford.com., 2010
Actualmente existe un proceso de procura de los equipos requeríos para
implementar el sistema inteligente en el campo Tomoporo, dicho proceso es a través de
la Gerencia de Bariven, filial de PDVSA. Se estiman que los tiempos de entrega sean
de 0-6 semanas de acuerdo con la información suministrada por los diferentes
suplidores, una vez se realice la compra.
A continuación se presenta una tabla resumen con los equipos disponibles en el
mercado, tomando en cuenta para la consulta a 3 suplidores con mayor experiencia en
sistemas inteligentes.
TABLA RESUMEN DE EQUIPOS DISPONIBLES EN EL MERCADO
DESCRIPCION DE EQUIPOS SUPLIDOR
SCHLUMBERGER HALLIBURTON WEATHERFORD
VALVULA DE CONTROL DISPONIBLE DISPONIBLE DISPONIBLE
EMPACADURA MULTIPUERTO DISPONIBLE DISPONIBLE DISPONIBLE
SENSOR DE FIBRA OPTICA DISPONIBLE DISPONIBLE DISPONIBLE
Fuente: Jiménez F., 2010
Tabla 6: Resumen de disponibilidad en el mercado
Análisis de los esfuerzos de carga y temperatura de la completación, soportado
con un simulador ya disponible.
Este análisis fue soportado con la aplicación WELLCAT, este simulador cuenta con
varios módulos descritos a continuación:
Modulo de Producción.
La data requerida para generar la simulación se describe a continuación:
1.- profundidad del pozo.
2.- tipo de pozo.(tierra, plataforma)
3.- elevación de la mesa rotaria.
4.- profundidad del agua.
5.- elevación del cabezal de pozo.
6.- survey editor (editor de levantamientos o exploración).
7.- dogleg severity over.(exceso de severidad de la pata de perro)
8.- undist temperature (temperatura sin distorsión)
9.- casing and tubing configuration (configuración de tubería de revestimiento y de
producción.
10.- litologia
11.- liner isolation packers (empacadores aislantes de la tubería corta de
revestimiento) .
12.- annulus contents (contenidos del espacio anular).
13.- tipo de operación a realizar en la producción del pozo. Ejemplo: producción inicial,
trabajo de ácido, cierre, producción por un año, etc.
Luego se realiza las simulaciones de presión y temperatura para operaciones de
producción, inyección, completación y reparación. Sus aplicaciones incluyen las
siguientes:
trabajos de simulación de fracturamiento y acidificación.
operaciones para el bloqueo de aguas
producción de aceite, gas y agua
operaciones de bombeo neumático
operaciones con tubería flexible
inyección de agua
formación de hidratos y depósito de parafinas
tubería de producción con aislante
operaciones en el ártico (permafrost)
operaciones terrestres y costafuera
temperaturas y presiones de cierre de pozos
circulación normal e invertida
operaciones para matar
cementación “squeeze” (a presión)
localización de tapones de cemento
aplicación de presiones y temperaturas predichas en el análisis de esfuerzos,
pandeo y movimientos de tubulares
1.1.1.1.1. MODULO DE PERFORACIÓN:
La data requerida para generar la simulación se describe a continuación:
1.- profundidad del pozo.
2.- tipo de pozo.(tierra, plataforma)
3.- elevación de la mesa rotaria.
4.- profundidad del agua.
5.- elevación del cabezal de pozo.
6.- survey editor (editor de levantamientos o exploración).
7.- dogleg severity overr ..(exceso de severidad de la pata de perro)
8.- undist temperature (temperatura sin distorsión)
9.- casing and tubing configuration (configuración de tubería de revestimiento y de
producción).
10.- litología.
11.- liner isolation packers (empacadores aislantes de la tubería corta de
revestimiento.
12.- annulus contents (contenidos del l espacio anular).
13.- tiempos de operación de sacar la sarta de perforación del pozo y volverla a meter
(tripping), BHA y registros eléctricos.
14.- tipo de operación a realizar en la perforación del pozo. Ejemplo: perforación
(drilling), viaje de ida y vuelta de la tubería y circulación (trip pipe and circulate),
registro de pozos (logging), correr la tubería de revestimiento y circulación (run casing
and circulate), cementación primaria (primary cementing), cementación forzada,
(squeeze cementing), y bombear un tapón de cemento (spot cement plug).
Se ejecuta las simulaciones de presión y temperatura en operaciones de perforación y
cementación.
Sus aplicaciones incluyen las siguientes:
determinación de temperaturas en los preventores y las líneas de retorno
determinación de agendas para las temperaturas en operaciones de cementación
(en vez de las tablas API)
cálculo de gradientes de temperatura sin perturbaciones a partir de datos
temperaturas de registros.
cálculos hidráulicos
utilización de temperaturas y presiones predichas en el análisis de pandeo y
esfuerzos de tubulares
1.1.1.1.2. MODULO DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN:
La data requerida para generar la simulación se describe a continuación:
1.- profundidad del pozo.
2.- tipo de pozo.(tierra, plataforma)
3.- elevación de la mesa rotaria.
4.- profundidad del agua.
5.- elevación del cabezal de pozo.
6.- survey editor (editor de levantamientos o exploración).
7.- dogleg severity overr .(exceso de severidad de la pata de perro)
8.- undist temperature (temperatura sin distorsión)
9.- casing and tubing configuration (configuración de tubería de revestimiento y de
producción.
10.- litología.
11.-liner isolation packers (empacadores aislantes de la tubería corta de
revestimiento).
12.- annulus contents (contenidos del l espacio anular).
13.- packers (empacaduras).
14.- design factors (factores de diseño).
15.- definir las condiciones bajo las cuales, se realiza un análisis de esfuerzo sobre el
tubing. ejemplo: estado estático de producción, full evacuación, prueba de presión, etc.
Luego de correr el simulador se obtiene lo siguiente:
1.- realiza análisis triaxiales y uniaxiales,de esfuerzos, movimientos y pandeo en
sartas de tuberías de producción.
2.- puede utilizar temperaturas y presiones predichas durante la producción para
ejecutar diseños o análisis complicados.
3.- incluye numerosos casos de carga estándar.
4.- análisis de sensibilidad fáciles.
Sus aplicaciones incluyen las siguientes:
diseño y comprobaciones del mismo en tubería de producción.
diseño de tubería de producción dual
diversos tipos de empacadores
análisis de pandeo durante la producción
análisis del paso de herramientas
predicción del incremento de presión en el espacio anular de pozos submarinos
determinación de cargas máximas de tensión durante la realización de trabajos de
estimulación.
En la siguiente figura se presenta la distribución de temperatura en el pozo con
respecto la profundidad, se puede observar la temperatura constante.
Figura 59. Temperatura estable
Fuente: Jiménez F., 2010
A continuación se presenta el resultado del análisis de esfuerzo sobre la tubería
correspondiente a los diámetros de 7” x 3” en estado de condición inicial, producción,
prueba de presión y overpull. Se puede observar que el resultado de la envolvente,
encierra todos los esfuerzos en la misma, indicando que por diseño es aceptable para
ambos casos (sección 1 de la figura 60 y sección 2 de la figura 61).
Figura 60. Limites de diseño en producción sección 1
Fuente: Jiménez F., 2010
1.2. FIGURA 61.LIMITES DE DISEÑO EN PRODUCCIÓN SECCIÓN 2
Fuente: Jiménez F., 2010
En la siguiente tabla se muestra un resumen de los valores de factor de diseño con
respecto a la profundidad alcanzada en condiciones iniciales de producción.
Fuente: Jiménez F., 2010
Tabla7. Factor de seguridad en condiciones iniciales
En el análisis triaxial y uniaxial de esfuerzos, movimientos y pandeo en la sarta de
tuberías de producción se generan las siguientes tablas:
Fuente: Jiménez F., 2010
Tabla 8. Movimiento de tubería durante la producción
En la tabla 8 se puede observar que el movimiento total es de cero (0), por lo que no
existe posibilidad de falla por movimiento de tubería durante la producción del pozo.
Fuente: Jiménez F., 2010
Tabla 9. Movimiento de tubería en prueba de presión
El movimiento total es de cero (0), por lo que no existe posibilidad de falla por
movimiento de tubería durante la prueba de presión.
Fuente: Jiménez F., 2010
Tabla 10. Movimiento de tubería durante el proceso de recuperación (overpull).
En la tabla anterior se observa que el movimiento total de la tubería de producción
es de cuatro (4,21 pie) de eslongación al momento de tensar la sarta con el máximo
overpull permitido, por lo que no existe posibilidad de falla por tensión de la tubería
durante la recuperación.
Fuente: Jiménez F., 2010
Tabla 11. Resumen de cargas en la tubería de producción sección 1 y sección 2
Se puede observar que no existe esfuerzo por desviación (Dogleg), así como tampoco
torque y fuerza de fricción.
2. TAMBIÉN SE GENERÓ POR EL SIMULADOR WELLCAT, EL DIAGRAMA
ESQUEMÁTICO DEL POZO CON LA DATA DISPONIBLE.
Figura 62. Diagrama esquemático generado por el simulador WELLCAT
Fuente: Jiménez F., 2010
Figura 63.Esquema de fuerzas resultantes de la empacadura colocada por encima
de la sub unidad B1 (Sección1).
Fuente: Jiménez F., 2010
Figura 64.Esquema de fuerzas resultantes de la empacadura colocada por encima
de la sub unidad de B4 (Sección 2)
Fuente: Jiménez F., 2010 Diseño de instrumentación del subsuelo e instalaciones de superficie.
Infraestructura:
Se dispondrá de toda la infraestructura para dar soporte a la ejecución del
proyecto, facilidades de almacenamiento, taller de ensamblaje, facilidades de
pruebas, entre otros. Dentro de los servicios se encuentra el almacenaje,
preparación, ensamblaje, inspección, pruebas y transporte de la completación.
Donde se debe garantizar el servicio de controladores computarizados para
ensamblar los equipos con los valores de torque establecidos por el fabricante.
Medición e Instrumentación:
Se han establecido variables tanto en el subsuelo como en la superficie, las de
subsuelo son, medición de la presión y temperatura de fondo fluyente, caudal de
fluidos, y, señales de control para las válvulas de control de flujo en cada una de las
arenas productoras y la válvula de seguridad de subsuelo, todos los parámetros de la
bomba electro sumergible (BES), parámetros de inyección de gas de levantamiento,
inyección de química y todas aquellas variables que sean necesarias para el correcto
funcionamiento de la completación inteligente; las de superficie son, presión de
cabezal del pozo (THP), presión de cabezal del casing (CHP), presión en la línea de
flujo (PLP), señales de control de las válvulas de superficie, variables del sistema
hidráulico de las válvulas de control, sistema de seguridad del pozo (detección de
incendio, intrusos, luz estroboscópica, sirena, televigilancia), sistema eléctrico,
variador de velocidad del equipo BES, sistema de control de inyección de química así
como también todas aquellas variables que sean necesarias para el correcto
funcionamiento de la completación.
Panel de control.
Es considerado el cerebro y elemento más importante en el sistema de pozo
inteligente. El panel de control es el dispositivo en superficie donde se monitorea la
posición del estrangulador (choke) de las camisas hidráulicas a través de una pantalla.
Este panel no es solo para verificar posición sino que es capaz de cambiar la posición
de las camisas trabajando como una bomba hidráulica que suministra la respectiva
fuerza a las tres líneas (capilares) conectadas al panel, alterando la posición del pistón
en las válvulas de las camisas del subsuelo, que originalmente estaban en balance. El
panel da la fuerza hidráulica, de manera automática o manual, de acuerdo a como este
configurado.
Figura 65. Panel de Control del Sistema Inteligente
Fuente: Jiménez F., 2005
Pantalla de monitoreo de sensores.
Los sensores localizados en el subsuelo envían la información a través de cable
eléctrico o fibra óptica hasta las pantallas de monitoreo ubicadas en superficie, donde
se codifican estas señales eléctricas en datos que podemos monitorear desde la
pantalla. La información obtenida es: tasa de producción, temperatura y presión de
fondo. Cabe resaltar que este dispositivo solo es de lectura, no pudiendo cambiar estos
parámetros. El uso de cable eléctrico o fibra óptica está sujeto a las temperaturas del
fondo del pozo.
Esta información es de vital importancia para tomar la decisión de cambiar el
estrangulador (choke) de las camisas a través del panel de control.
Figura 66. Pantalla de monitoreo de datos del sensor
Fuente: Jiménez F., 2005
Conexiones en superficie
Líneas hidráulicas, capilares de químicos y cables de sensores se deben conectar en
superficie al colgador de la sarta de protección (camisa) a través de una serie de
conectores especiales para cada uno de estos. De la capacidad del colgador de la
tubería de 7”, dependerán las líneas que se pueden pasar a través de él. Estos
conectores especiales son los siguientes:
Flat Packs para líneas hidráulicas
Esta herramienta nos permite conectar las tres líneas hidráulicas en el colgador de
sarta de protección (camisa de 7”), y a su vez habilitar la conexión en superficie con el
cable que irá hasta el panel de control. Para esta conexión se utiliza fittings tipo but
fitting. Características: 0.410” x 0.990” (dimensiones).
Multipack para capilares de inyección de químicos (equipo BES)
Esta herramienta permite conectar las líneas para la inyección de químicos al
colgador de la sarta de producción, pasar a través de él, y habilitar la conexión en
superficie para llegar hasta las bombas de químicos. Características: 0.540” x 0.840”
(dimensiones).
En la siguiente figura 67, se muestra un tipo de cable de potencia y líneas de control
durante la bajada del equipo BES.
Figura 67. Conexión de líneas y cable de potencia en cabezal del pozo
Fuente: Jiménez F., 2005
Figura 68. Conexión de líneas a panel de control
Fuente: Jiménez F., 2005
Cabezal de completación para el pozo
Sección “B”
Esta sección se utiliza para colgar el revestidor intermedio. Para el pozo en
estudio se describe de la siguiente manera: ensamble de carreto de revestimiento
especial, con conexión inferior esparragada 13-5/8” 5M psi, con packoff para tubería
de revestimiento de 9- 5/8” OD nominal, conexión superior bridada 13-5/8” 5M psi,
con dos válvulas de compuerta 2-1/16” 5M psi. Preparado con dos tornillos de
alineación. Material de fabricación: aleación de acero bajo carbono 4130 75K.
Normas controladas: API 6A, NACE. Especificación API 6A PSL1 PR1 PU BB
Monogramado.
Posteriormente se instala en la parte superior la sección, otra sección donde
estará colgado el revestidor de 7” (camisa), con el fin de aislar la producción del
revestidor intermedio. Dicho ensamble de describe de la siguiente manera: colgador
de tubería de revestimiento, tipo mandril, 13-5/8” OD nominal x 7”, 7” OD rosca
Premium Hydril caja inferior, 6.875” OD 2TPI Stub ACME rosca caja superior. Sin
perfil para válvula de contrapresión. Preparado con dos ranuras de alineación y para
operar en un rango de 0-10 capilares continuos de ¼” a ½” OD nominal. Material de
fabricación: acero inoxidable serie 410 75K o aleación 17-4PH 120K. Normas
controladas: API 6A, NACE. Especificación API 6A PSL1 PR1 PU BB Monogramado.
Sección “C”
Esta sección se utiliza para colgar la tubería de producción, se describe de la
siguiente manera: carreto de producción especial, conexión inferior esparragada 13-
5/8” 5M psi con sello secundario elastomérico para recibir nariz de colgador tipo
mandril, conexión superior bridada 11” 5M psi, con dos válvulas de compuerta 2-
1/16” 5M psi. Preparado con un tornillo de alineación. Preparado para operar en un
rango de 0-10 capilares continuos de ¼” a ½” OD nominal. Material de fabricación:
aleación de acero con bajo carbono 4140 75K. Normas controladas: API 6A, NACE.
Especificación API 6A PSL1 PR1 PU BB Monogramado.
Incluye también colgador de tubería de producción, excéntrico, tipo mandril, 11”
OD nominal x 3-1/2”, 3-1/2” OD rosca Premium Hydril caja inferior, 3.725” OD 6TPI
MCA rosca caja superior. Perfil superior para seal sub. Perfil para válvula de
contrapresión de 3” tipo “H”. Preparado con dos ranuras de alineación y para operar
en un rango de 0-4 capilar continuo de ¼” a 3/8” OD nominal y 0-2 penetradores
modelo BIW P/N: EM41218-2 o QCI P3000-2DM. Material de fabricación: acero
inoxidable serie 410 75K o aleación 17-4PH 120K. Normas controladas: API 6A,
NACE. Especificación API 6A PSL1 PR1 PU BB Monogramado.
Figura 69. Esquema de sección “B” del cabezal propuesto
Fuente: Vetco Gray, 2009
Figura 70. Esquema de sección “C” del cabezal propuesto
Fuente: Vetco Gray, 2009
Es de advertir que las especificaciones técnicas de las secciones del cabezal
descritas anteriormente, pueden variar de acuerdo a requerimientos y necesidades que
pudiesen surgir durante las posteriores mesas de trabajos programada, en las cuales
participarán tanto personal de PDVSA, como de las diferentes compañías de servicios
involucradas en este proyecto.
Equipo de prueba de líneas
Las líneas hidráulicas y capilares para inyección de químicos tienen una resistencia
máxima de presión de 10000 Lpc, pero al ser instaladas en el pozo estas deben ser
probadas para estar seguros de que no existe fuga tanto en las conexiones como en las
líneas mismas, al mismo tiempo se prueba que las camisas hidráulicas respondan
correctamente a los diferentes cambios de posición. Para el efecto se utiliza un
pequeño equipo que consta básicamente de un compresor capaz de generar hasta
10000 Lpc de presión junto con conexiones y válvulas para la prueba de líneas. Se
conectan las tres líneas hidráulicas al equipo y se procede a la prueba final antes de
bajar completamente el equipo. Los parámetros y modo de operación se muestran a
continuación:
Operación del Equipo
Este panel de control tiene un arreglo de válvulas para suministrar presión
independientemente a las camisas y a la línea de cerrado común. Estas camisas se
pueden configurar para manejar varias posiciones de choque frente a la arena, en
mucho de los casos hasta 14 posiciones diferentes de las cuales una es de cerrado
total. La presión de prueba no debe ser mayor a 6500 Lpc.
La configuración de las válvulas se describe de la siguiente manera:
posición 1: Cerrado total.
posiciones pares: Abierto total.
posiciones impares: diferentes medidas del estrangulador (choke).
Cambio de posición: para cambiar de posición se necesita suministrar más o menos
4500 Lpc desde el panel de control o el equipo de prueba.
Cambio a posición impar: se realiza suministrando presión a la línea de cerrado
común.
Cambio a posición par: se realiza suministrando presión a las líneas de las camisas.
Este proceso lo realiza el panel automáticamente, pero al momento de hacer pruebas
en las líneas se tiene que tener muy en cuenta, para evitar confusiones en las
posiciones de la camisa.
Nota: Para evitar que una camisa de producción ó manga cambie de posición
cuando se está llevando de posición otra, se tiene que mantener presurizada la camisa
que no se va a cambiar para así evitar que el pistón de la válvula se mueva.
Niveles de retorno: Como este es un circuito cerrado y trabaja con el principio de
carga y descarga, cada vez que presurizamos para cambiar a una posición cualquiera
recibiremos un nivel de fluido de retorno el cual está previamente concebido para cada
posición, con lo que tenemos una referencia acerca de en qué posición nos
encontramos, esto lo podemos verificar en una pipeta graduada en donde llega el fluido
hidráulico de retorno. Normalmente esta medición de retorno de fluido se lo hace con el
equipo de pruebas antes de que se baje la Completación al pozo.
Figura 71. Equipo de prueba de líneas y Camisas hidráulicas
Fuente: Jiménez F., 2006
Equipos complementarios
Dentro de los equipos complementarios de tienen los siguientes:
Protectores
Dentro de los equipos complementarios que se necesitan para la buena aplicación de
la completación inteligente, están los protectores que sirven principalmente para
mantener las líneas y capilares pegados a la sarta de producción tanto de la
completación como también el cable de poder del equipo electrosumergible. Estos
protectores estarán ubicados a cada junta salvo en la parte de conexiones y empates,
en donde habrá otro tipo de configuración para los mismos. Existen otras herramientas
para mantener pegada a la sarta las líneas hidráulicas, pero basados en la experiencia
se puede decir que este es el método más seguro para realizar el trabajo.
Figura 72. Protectores de Cable
Fuente: Jiménez F., 2006
Carretos para líneas y cable de poder.
Es muy importante la utilización de estos carretos, debido a la facilidad que prestan
para ir bajando los cables a subsuelo cuando se está instalando la completación. Los
cables que se encuentran enrollados se dirigen hacia una polea en el taladro de
reacondicionamiento para luego manualmente ir pegando estos a la sarta de producción
con los protectores.
Figura 73. Carreto de cable de potencia
Fuente: Jiménez F., 2006
Calidad de medición requerida de las variables presión y temperatura en fondo
de pozo según los siguientes términos:
tipo de sensor permanente de presión y temperatura: Cuarzo.
rango de calibración y servicio de Temperatura, (°F): 23 a 350.
rango de calibración y servicio de presión, en (Lpc): desde: atmosférica, hasta:
20000 a 25000 Lpc.
precisión absoluta del sensor de presión = 0,02% a escala completa.
resolución del sensor de presión = 0,0001 psi.
precisión absoluta del sensor de temperatura = 0,5 °C.
resolución del sensor de temperatura = 0,0001 °F.
sobrepresión máxima entre: 30000 Lpc a 77 °F y 25000 Lpc a 347 ° F.
sobretemperatura = entre 350 y 428 ° F.
estabilidad de presión, (lpc) y (°F): 12000 y 302
estabilidad de temperatura, (°F): 302.
precisión inicial de presión, (Lpc): < ±3 máx. sobre toda la escala.
precisión inicial de temperatura, (°F): ± 0.9
repetibilidad de presión, (Lpc): ±2 max. sobre toda la escala
repetibilidad de temperatura, (° F): 0.4
tiempo de muestreo/Resolución < 5 seg/0,0005%.
desviación de la medida de presión: 2 Lpc / año.
desviación de la medida de temperatura: 0,6°C / año.
Los instrumentos de medición deberán ser resistentes a pruebas extendidas de
evaluaciones de pozos, tratamientos químicos, fluidos producidos (H2S, CO2, etc.) y
actividades de intervención sin taladro.
Es necesario que los medidores de flujo tengan, precisión de caudal volumétrico,
presión diferencial de 10.000 Lpc, temperatura de 325 °F, máximo diámetro externo
de 5.86”, diámetro interno no intrusivo, material 13% Cr + 1% Mo, conexión a tubería
de producción: 3-1/2”, rosca 533 hyd.
Se requiere cuantificar el caudal de fluidos (caudal bruto) en fondo por arena, sin
embargo, es deseable la medición multifásica (caudal de petróleo, agua y gas) de
cada una de las arenas en forma independiente.
Transporte de información, control y optimización:
Se contempla el proceso de transmisión de los datos desde el subsuelo hasta la
superficie y luego, desde la locación del pozo hasta el centro de operaciones
automatizadas del edificio el Menito, en donde se supervisará la operación del pozo.
A continuación se describen las funcionalidades:
Recolección de los datos provenientes de la instrumentación de fondo y
superficie.
Comunicación bajo protocolo ETHERNET IP con el sistema SCADA, capacidad
para comunicación serial bajo el protocolo Modbus RTU, capacidad de redes de campo
Foundation Fieldbus, Profibus, DeviceNet, en integración mediante OPC.
El tiempo de actualización de las variables de subsuelo debe ser menor o igual a
un (1) segundo.
Capacidad de almacenamiento de datos subsuelo de tres (3) meses (mínimo) a
una rata de muestreo de un (1) segundo.
Capacidad de diagnóstico y supervisión, local y/o remoto de los equipos e
instrumentación.
Control de flujo en fondo y de los componentes de levantamiento artificial a
implantarse. El algoritmo de control realizado por el equipo de profesionales de AIT y la
ULA se requiere que el dispositivo de control en el cual será implementado el mismo, el
cual se encontrará en la locación del pozo, sea de tipo PC industrial “embebido” con
funcionalidades de PLC o RTU, el cual debe poseer herramientas de configuración y
programación basada en estándar IEC-61131 y soportar cinco (5) lenguajes de
programación, incluyendo C/C++.
La estrategia de control, supervisión y optimización para la completación
sería la siguiente:
El control en lazo cerrado de las válvulas de fondo se realizaría en el dispositivo
de control (PLC o RTU) ubicado en el pozo.
La supervisión se realizará desde El Menito a través del sistema SCADA.
La optimización se realizará desde El Menito a través del SCADA, los
simuladores de yacimientos y las demás aplicaciones manejadas por los ingenieros de
optimización custodios del pozo. Derivada de esta optimización se generarán
parámetros que ajustarán el lazo de control que corre en el pozo, los cuales serán
enviados a través del sistema SCADA.
La plataforma de tecnología de información contemplada deberá ser desarrollada
completamente bajo estándares abiertos, de manera de permitir la inter-operabilidad
con los sistemas de información.
Figura 74. Esquema de comunicaciones propuesto para la completación inteligente.
Fuente: AIT PDVSA., 2006
Procedimiento operacional para la bajada de la completación inteligente
Propósito
Este procedimiento describe los pasos a seguir para realizar la actividad de bajar la
completación sencilla con empacadura hidráulica recuperable selectiva con
instrumentación para sistema inteligente, a fin de maximizar el recobro de
hidrocarburos del yacimiento, según alineación y homologación de las mejores prácticas
operacionales revisadas a nivel corporativo.
Alcance
Este procedimiento solo debe ser utilizado en aquellos pozos donde se requiera
completarlos con una empacadura hidráulica recuperable selectiva con instrumentación
para sistema inteligente, incluyendo en su fase final la instalación de equipo BES.
Responsables
Líder del proyecto, Ingeniería de Perforación: Procesos operacionales,
completación/control de arena y el coordinador de Seguridad Industrial, Ambiente e
Higiene Ocupacional (SIAHO), son los responsables de la elaboración, validación y
revisión de este documento. Al igual que el supervisor de taladro e ingeniero de
operaciones, son los responsables de su implementación y cumplimiento en las
operaciones.
Limites de operación
Parámetros Máximo Mínimo
Presión de trabajo de los equipos (Lpc) 10000 0
Temperatura de Trabajo, (ºF) 600 0
Desviación del hoyo, (grados) 55 0
Velocidad de corrida, (pies/hr) 1500 -
Tasa de bombeo (bls/min) 5 0.5
Peso (lbsf) Según especificaciones del equipo de
completación Tensión (lbsf)
Desarrollo de la instrucción operacional
Este procedimiento consta de dos fases, la primera fase (fase I), escribe los pasos a
seguir durante la bajada de la tubería de 7”, la cual servirá para aislar la producción
obtenida del pozo y el revestidor intermedio. En esta camisa (tubería de 7”) llevará
sujeto todos los capilares y cables que serán instalados como parte de la
instrumentación que accionara los equipos de fondos, como por ejemplo: las válvulas
de control. También lleva las empacaduras hidráulicas para completar de forma
selectiva. Posteriormente se describe una fase II, la cual incluye los pasos necesarios
para la instalación del equipo BES de forma correcta.
A continuación se describen las siguientes fases:
Procedimiento para bajar un completación selectiva con tubería de 7” (FASE I):
medir y calibrar la tubería de producción, equipos de completación y accesorios.
conectar la tubería de producción a la empacadura con sus accesorios,
incluyendo el sistema de bloqueo, el cual debe ser instalado en la parte inferior.
bajar la tubería con la empacadura y accesorios a la velocidad descrita en el
programa de completación y tomando en cuenta los límites de operación, hasta la
profundidad de asentamiento.
circular a una tasa de bombeo manteniendo una presión que no sobrepase la
calibración de los pines / aros de ruptura de pre-asentamiento de la empacadura, hasta
observar retornos.
correr registro GR/CCL para efecto de correlación y evitar el asentamiento de la
empacadura en los cuellos de la tubería de revestimiento.
espaciar, instalar el colgador de 7” en sección de 11” x 7-1/16” con pack off de 7”
y colgar la tubería (camisa).
asentar empacadura inferior (Yacimiento B-4 por punta) hidráulicamente de
acuerdo a las especificaciones técnicas del fabricante, de la manera siguiente:
vestir el equipo de guaya fina, según el procedimiento operacional PDVSA.
probar la tubería (camisa) con una presión que no sobrepase la calibración de los
pines de la empacadura.
activar el sistema de asentamiento de la empacadura, presurizando la tubería de
producción contra el sistema de bloqueo.
probar elementos sellantes del obturador, aplicando presión por la tubería o por
el espacio anular, con una presión máxima de 1.000 lpc durante diez minutos y verificar
retornos. Despresurizar a cero lpc. (La zona productora del yacimiento B-1 estará
expuesta en caso de probar por anular.
asentar empacadura superior (Yacimiento B-1 por manga) hidráulicamente de
acuerdo a las especificaciones técnicas del fabricante, de la manera siguiente:
bajar con guaya fina herramienta para romper los pines y deslizar el selectivo del
obturador. Sacar la herramienta.
activar el sistema de asentamiento de la empacadura, presurizando la tubería
(camisa) contra el sistema de bloqueo.
probar elementos sellantes del obturador, aplicando presión por el espacio
anular, con una presión máxima de 1.000 lpc durante diez minutos y verificar retornos.
Despresurizar a cero lpc.
bajar con guaya fina y recuperar el complemento del sistema de bloqueo, según
el procedimiento operacional PDVSA.
bajar a sarta rígida para chequear fondo.
desvestir equipo de Guaya Fina.
Nota importante: verificar antes de continuar con la fase final (completación BES), que
se pruebe el funcionamiento correcto de las válvulas de fondo, sensores y todos los
equipos instrumentados desde superficie.
Procedimiento para bajar una completación con equipo BES (FASE II):
medir y calibrar la tubería de producción, equipos de completación y accesorios,
antes de bajarlos al pozo.
armar el equipo de bombeo electrosumergible de acuerdo con el programa de
completación del pozo, considerando la colocación de la tubería de instrumentación de
la herramienta tipo “Y” (si aplica).
realizar las pruebas eléctricas al sensor conectado a la base del motor para
garantizar su adecuado funcionamiento (si aplica).
medir y registrar las condiciones eléctricas del motor del equipo
electrosumergible.
conectar la herramienta tipo “Y” al equipo electrosumergible, en conjunto con la
tubería de instrumentación (si aplica).
conectar la tubería de producción con sus accesorios, incluyendo el sistema de
bloqueo. (Colocar niple de drenaje y válvula unidireccional, si aplica).
bajar la tubería, colocando los protectores de cable en cada cuello, a una
velocidad máxima de 15 tubos por hora.
empalmar el cable de potencia (si aplica).
el sistema instalado cada 500 pies, hasta la profundidad objetivo.
roscar el colgador a la tubería de producción.
roscar el penetrador en el colgador, espaciar y realizar el empalme del cable de
potencia con el conector inferior del colgador.
roscar el conector inferior al penetrador instalado en el colgador de tubería.
asentar y asegurar el colgador de tubería en el cabezal de producción.
Nota importante: En caso de no tener válvula unidireccional bajar con guaya fina e
instalar tapón en el perfil la tubería de producción para probar la tubería.
probar la tubería de producción con la presión descrita en el programa de
completación.
recuperar el tapón (si aplica).
instalar válvula de contrapresión en el colgador de la tubería de producción.
retirar las válvulas impide reventones según los procedimientos operacionales
PDVSA.
instalar árbol de navidad, según los procedimientos operacionales PDVSA.
retirar la válvula de contrapresión e instalar tapón en el colgador de la tubería de
producción.
probar la integridad del sistema con el 80% de la presión de trabajo del cabezal.
probar todo el sistema instrumentado nuevamente.
Flujograma
Supervisor de Taladro 1.1.1.1.1.1. I
N
G
E
N
I
E
1.1.1.1.2. C
O
M
P
L
E
T
PDVSA – EMPRESA DE SERVICIO PDVSA EMPRESA DE SERVICIO
Realizan charla pre – trabajo con el personal involucrado. Discuten el Análisis de
Riesgos en el Trabajo (A.R.T.)
A
B
Realizan charla pre – trabajo con el personal involucrado. Discuten el Análisis de
Riesgos en el Trabajo (A.R.T.), para la bajada de la completación BES
Realizan las pruebas eléctricas al sensor conectado a la
base del motor
Conectan la herramienta tipo “Y” al equipo
electrosumergible
Bajan la tubería, colocando los protectores de cable en
cada cuello, a una velocidad máxima de 15 tubos por hora
Miden y registran las condiciones eléctricas del motor del
equipo electrosumergible
Conectan la tubería de producción con sus accesorios y el
sistema de bloqueo
Miden y calibran la tubería de trabajo equipos y
accesorios de completación
Arman el equipo de bombeo electrosumergible de
acuerdo con el programa de completación
Supervisor de Taladro
1.1.1.1.2.1. I
N
G
E
N
I
E
R
O
D
E
O
P
E
R
A
C
I
O
N
E
S
/
C
O
M
P
L
E
T
A
C
1.1.1.1.3. C
O
M
P
L
E
T
A
C
I
Ó
N
PDVSA – EMPRESA DE SERVICIO PDVSA EMPRESA DE SERVICIO
B
Registros
programa de completación del pozo.
reportes diarios de operaciones y empresa de servicio
Documentación de referencia
experiencia del personal de operaciones y empresas de servicios
ley penal del ambiente vigente.
ley orgánica del ambiente vigente.
CAPÍTULO VI
ANÁLISIS ECONÓMICO
La evaluación económica de los diversos panoramas del desarrollo determinará lo
que es más provechoso para la empresa y el análisis de sensibilidad, determinará su
robustez.
El análisis desarrollado tiene como objetivo demostrar por qué la implementación de
la completación inteligente es más beneficiosa desde el punto de vista económico y
técnico, comparada con la implementación de una completación simple en el pozo
candidato. La meta es realizar un análisis económico general, es decir, que se pueda
implementar en cualquier campo petrolero del país.
Es importante mencionar que dicha evaluación se realizó al cierre del año 2009,
tomando como referencia la tasa cambiaria a 2,15Bs/USD.
En primera instancia el análisis se centra en la producción que se obtendrá con la
instalación de cada tipo de completación, para determinar datos de producción
acumulada en un tiempo dado.
Luego de obtener esta información, se calcula el valor presente del pozo candidato a
un año de haber producido con dichas completaciones, para comparar y establecer
diferencias. A continuación se presentan las os alternativas:
Datos de producción
a. Completación simple (una a la vez):
Formación B-1 = 2000 bbl/d (Tasa a boca de pozo).
Formación B-4 = 3000 bbl/d (Tasa a boca de pozo).
b. Completación inteligente: (conjunto)
Formación B-1 + B-4 = 5000 bbl/d (capacidad máxima).
Criterios de comparación
Acorde con los datos anteriores se tiene que comparar la producción del pozo
candidato con la completación simple desde la sub-unidad B-4 y la completación
inteligente para las dos arenas.
Con la completación simple se producirá 3000 BPD desde B-4 y con la completación
inteligente 5000 BPD desde los dos sub-unidades, significativo que existe una
diferencia de 3000 BPD que se dejará de producir si la completación inteligente no está
implementada en el pozo. Este valor a un plazo de un año representa una pérdida de
producción en el orden de 1.095.000 barriles de crudo, aproximadamente.
Análisis del valor presente neto del pozo
En esta parte se considera los siguientes factores: precios del crudo por barril para
Venezuela, costos de implementar estas completaciones para la compañía.
Con el fin de evaluar la rentabilidad de la inversión asociada a la perforación de la
localización y la ejecución del proyecto a través de la implantación del sistema
inteligente en la localización propuesta, fue realizado un análisis económico a través de
la aplicación corporativa SEE Plus con una paridad cambiaria de 2,15 Bs/USD en un
horizonte económico de 20 años. Primero para la producción únicamente de B-4 y luego
la evaluación con la instalación de la completación inteligente y la producción en
conjunto de B-1/B-4.
Los parámetros para la evaluación económica con objetivo completación sencilla
produciendo de B-4 se muestran a continuación:
LOCALIZACIÓN POTENCIAL
B/D TIEMPO(DÍAS)
COSTO
MBsF
W-DWB-1 2000 135 30686
Fuente: Jiménez F., 2009
Tabla 12. Parámetros utilizados para la evaluación de producción con B-4
Tabla 13. Resultados de Evaluación Económica (B-4).
Se puede observar un VPN positivo de 13750,48 M$ y una TIR de 44% lo que
garantiza la rentabilidad de la inversión. Adicionalmente con el objeto de hacer la
sensibilidad para ver la medida estaría afectado el VPN en caso de una variación del
potencial, la inversión, los precios del crudo ó los gastos, se anexa el diagrama araña
para este caso. Mientras mayor sea la pendiente de la línea que representa cada
variable, mayor será su afectación sobre el VPN en caso de una posible fluctuación.
Figura 75. VPN vs Desviaciones de Variables
Se puede observar que la producción (PI) y los precios del crudo, son las variables
que afectaría considerablemente al VPN en caso de una posible variación. Por ejemplo,
si se toma la producción (línea fucsia), se puede ver que si esta es disminuida en un
40% el VPN sigue siendo aun rentable la inversión, caso contrario, si el potencial es
aumentado en un 80% el VPN aproximado es de 31000 M$.
Los parámetros para la evaluación económica con objetivo completación sencilla
inteligente con la producción en conjunto de B-1 y B-4 se muestran a continuación:
LOCALIZACIÓN POTENCIAL
B/D TIEMPO(DÍAS)
COSTO MBsF
W-DWB-1 5000 187 43281
Fuente: Jiménez F., 2009
Tabla 14. Parámetros utilizados para la evaluación de producción en conjunto de B-1/B-4
Tabla 15. Resultados de la evaluación Económica B-1/B-4 (Comp. Inteligente)
Se puede observar un VPN positivo de 43709,52 M$ y un TIR de 85% lo que
garantiza la rentabilidad de la inversión asociada no obstante, con el objeto de
investigar en la medida estaría afectado el VPN en caso de una posible variación de
potencial, la inversión, los precios del crudo ó los gastos, se anexa el diagrama araña
para este caso. Mientras mayor sea la pendiente de la línea que representa cada
variable, mayor será su afectación sobre el VPN en caso de una posible fluctuación. Sin
embargo de aplicarse el proyecto de completación inteligente el proyecto sería rentable
aun con desviaciones de impacto de las variables negativas.
Figura 76. VPN vs Desviaciones de Variables
Se puede observar que la producción (PI) y los precios del crudo, son las variables que
afectaría considerablemente al VPN en caso de una posible variación. Igualmente si se
toma la producción (línea fucsia), se puede ver que si esta es disminuida en un 40% el
VPN sigue siendo aun rentable la inversión, caso contrario, si el potencial es aumentado
en un 80% el VPN aproximado es de 85000 M$.
CONCLUSIONES
Con la implementación de la completación inteligente, se tiene una reducción de
tiempo de apagado del pozo por trabajos de con guaya fina. El tiempo requerido para
un trabajo con guaya fina para abrir ó cerrar una camisa bordea las 08 hrs, tiempo en el
cual el pozo deja de producir.
Existe una reducción de costos en facilidades de superficie, debido a que se
produce por una sola sarta de producción y línea superficial.
El monitoreo de las características del yacimiento en tiempo real a través de los
sensores en subsuelo, ayuda de gran manera a conocer los cambios en las condiciones
en el fondo permitiendo de esta manera que podamos actuar de forma rápida y eficiente
para justamente mejorar el manejo de los yacimientos y recuperar la mayor cantidad de
reservas.
Existe una acelerada recuperación de la inversión, debido a las altas tasas de flujo
que representa de dos zonas a la vez.
El alto costo que se invertirá para implementar esta completación se justifica
plenamente al tener un tiempo relativamente corto para recuperar la inversión inicial.
Existe una disminución del número de equipos de superficie de levantamiento
artificial, debido a que necesitamos solo un equipo BES para producir desde dos sub-
unidades. Esto significa menor costo en variadores, transformadores, cable,
conexiones, etc.
Se puede recuperar más reservas marginales antes de llegar al límite económico,
debido a la producción con mezcla controlada que provee esta completación.
Se observa que con la implantación de la completación inteligente se aumenta
significativamente el VPN positivo de 13750,48 M$ a 43709,52 M$.
RECOMENDACIONES
La completación inteligente nos permite una mayor producción, estas tasas no se
deben exceder en demasía, para evitar un agotamiento temprano del yacimiento, y un
barrido ineficiente de las reservas de crudo presentes en los yacimientos productores al
tener un factor de recobro en 22%.
Se debe instalar la completación inteligente, la formación de carbonato podría
afectar el normal funcionamiento de la completación y sus elementos deberán estar
preparados para trabajar si hubiere obstrucción en las camisas.
Del análisis nodal, el yacimiento de mayor presión, en este caso B-1, deberá
estrangular su camisa a fin de obtener la presión fluyente de fondo, con lo cual se
tendría producción conjunta.
Después de un tiempo, el pozo incrementará su %Sw por lo que, cuando esto
ocurra, se recomienda estrangular la formación que está aportando cortes de agua altos
para evitar el aceleramiento de este factor.
Se recomienda que el equipo electrosumergible, se encuentre dentro de los
parámetros de diseño para evitar problemas futuros con el equipo y con el yacimiento
ya sea por bajo nivel de fluido alto RGP, cambios en la gravedad específica, otros. Por
ello debe ajustarse a parámetros reales el análisis nodal previo del pozo candidato.
Se debe realizar un detallado análisis de la densidad de las mezclas de crudo y
densidad de crudo y agua para obtener un valor real de la gravedad especifica del
fluido, lo cual optimizará el diseño del equipo de levantamiento artificial.
Se recomienda probar las líneas o capilares por el cual va a circular fluido hidráulico
y químico con 7000 lpc y no 10000 lpc, que es la presión máxima.
Se recomienda probar las posiciones de las camisas cada 2000 pies para identificar
posibles daños en el funcionamiento del sistema con la utilización del equipo portátil de
pruebas. Para esto se recomienda una presión no mayor a 5000 lpc.
Se debe tomar mucho cuidado con el manejo en superficie para evitar abolladuras
en las líneas que están pegadas a la sarta de producción, para evitar conexiones que
son puntos débiles al momento del funcionamiento del sistema hidráulico por lo que se
recomienda hacer la menor cantidad de conexiones, con lo que reduce las
probabilidades de falla.
Se recomienda utilizar protectores para la configuración correcta de los cables y
pegarlos de manera uniforme a la sarta de producción, salvo en casos especiales
donde se debe utilizar los flejes especiales de aluminio grapados.
Al momento de la conexión en el colgador de tubería, se debe estar muy atento a
los colores de las líneas hidráulicas, para evitar confusiones al momento de hacer el
empalme con las líneas de superficie.
Una vez que la completación este en fondo, se debe hacer una prueba de los datos
del sensor a través de las pantallas de monitoreo para verificar si está registrando la
información correctamente y luego una prueba de posicionamiento de las camisas
desde el panel de control para estar completamente seguros de la posición final de
estas para poner a producir el pozo.
