V INGEPET 2005 (EXPL-3-QN-114) METODOLOGÍA DE SIMULACIÓN Y DIAGNÓSTICO DE CAÑONEO EN POZOS CON BAJO

POTENCIAL DE BLOQUE CENTRO A FIN DE MEJORAR SU PRODUCTIVIDAD

Quintero B. Neiralit y Vargas M. Fidel E. ─ La Universidad del Zulia - PDVSA Resumen La baja productividad de los pozos de Bloque Centro producto de ineficientes diseños de los cañoneos provocan un menor índice de ganancia para la Nación. La metodología de simulación y diagnóstico de cañoneo permite mejorar el diseño de las operaciones a fin de incrementar la producción de los pozos. Esta orientada a trabajos por plataforma y a yacimientos de arenisca de Edad Eoceno y Mioceno. Bloque Centro presenta una geología compleja, donde el componente estructural y estratigráfico enmarcan diferentes escenarios de presión y producción en un mismo reservorio. Parámetros PVT, petrofísicos, geomecánicos, de producción, características de las completaciones, y el estudio de las últimas operaciones de cañoneo fueron variables importantes para el análisis y obtención del índice de productividad óptimo. La metodología de simulación diseña la operación de cañoneo de manera óptima en función a las características de la formación, las condiciones del yacimiento y las exigencias del pozo. La metodología de diagnóstico analiza los resultados obtenidos a fin de esclarecer las variables del proceso que afectaron o no el trabajo. Para el diagnóstico, se analizaron 27 trabajos, los cuales indicaron que parte de la problemática de la producción se debe tanto a parámetros del cañoneo como al yacimiento, tales como: baja transmiscibilidad, presión de yacimiento y migración de finos de arcilla. Se diseñaron tres trabajos mediante la metodología de simulación, arrojando un incremento de la producción mínimo del 220% sobre el potencial estimado con el cañoneo. Esta metodología se ha convertido en una solución efectiva a los problemas de baja producción en la industria petrolera del Occidente de Venezuela por su alto rendimiento volumétrico logrando generar un alto nivel de ganancia en los tres pozos donde ha sido aplicada. La misma representa un sistema de integración operación-yacimiento que debe ser aplicado en otras áreas del mundo. Introducción El recobro que se obtiene de un yacimiento depende fundamentalmente de la caída de presión en la cercanía de los pozos perforados en él y generalmente es determinado a través del factor de daño. La magnitud del mismo es función del tipo de completación, del daño ocasionado a la formación y de los parámetros de cañoneo utilizados. Esto último sin duda constituye una parte esencial en la producción de hidrocarburos, ya que desde la evaluación del yacimiento hasta el reacondicionamiento de los pozos, el cañoneo es un elemento clave para el éxito de la recuperación económica de petróleo y gas. Alcanzar dicho éxito y suplir la creciente demanda mundial de energía representa el reto de las compañías productoras. En este sentido y con la finalidad de incrementar la recuperación de las reservas disponibles en los yacimientos maduros, la corporación Petróleos de Venezuela S.A. asume el compromiso de buscar el continúo mejoramiento de la tecnología de cañoneo generando estrategias e innovaciones que mejoren el factor de recobro, optimicen la producción y reduzcan los costos de operación. Por tal motivo, el cañoneo de pozos debe reemplazarse por un enfoque dirigido a las necesidades específicas de cada campo petrolero, donde el diseño de las operaciones tome en cuenta las propiedades de las formaciones, las condiciones del yacimiento y las exigencias de los pozos. La investigación se desarrolla en la Unidad de Explotación Lagocinco, Distrito Lagunillas. Esta sustentada por la información recopilada, clasificada y analizada de los pozos del campo Bloque Centro, adjunto a dicha unidad y localizado en el centro del Lago de Maracaibo. Su fin es la determinación de una metodología que evalúe la efectividad de los cañoneos realizados, para definir en los pozos diagnosticados con baja productividad las variables críticas a mejorar, esperando incrementar el potencial.

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Características del Campo Bloque Centro Los pozos que conformaron el estudio se encuentran distribuidos en dos áreas del Bloque, ellas son: VLE-198 y VLE-707.

Áreas VLE-198 VLE-707 Presión de yacimiento (Lpc) 1300 1600 Presión de burbujeo (Lpc) 2100 3602 ºAPI 32.4 33 Porosidad efectiva (%) 20 20 Permeabilidad efectiva (md) 20 30 Tipo de formación Arenas consolidadas

y no consolidadas Arenas consolidadas

Producción de agua Baja Baja Producción de gas Moderada Moderada Minerales de arcilla en mayor proporción.

Caolinita Caolinita

Diagnóstico de las Operaciones de Cañoneo La recopilación y registro de la información de los pozos se basó en las características de las completaciones, potencial, tasa bruta y neta durante el último cañoneo considerando RGP y corte de agua, tasa actual y el estudio completo de los parámetros de la operación (fluido de control, THP antes y después, certificación de las cargas utilizadas, diferencial de presión, penetración de las cargas, registro de chequeo de las perforaciones y diseño de la herramienta). El análisis volumétrico entre la producción real de petróleo dada por los pozos después del trabajo y la producción esperada, fue necesario para definir entre un cañoneo satisfactorio y no satisfactorio, resultando satisfactorio aquel cuya tasa de petróleo real dada después del trabajo era mayor o igual a la esperada. Con respecto al fluido de control utilizado, fue analizado la densidad del mismo dependiendo del nivel de fluido y la compatibilidad con los fluidos del yacimiento. Se evaluó THP antes y después a fin de cotejar el comportamiento de presión antes y después de la detonación de los cañones. El tipo de cargas y explosivos utilizados fueron analizados en base a la certificación API, tipo de formación y temperatura de los yacimientos. El diseño de la herramienta (diámetro del cañón, densidad de tiro y orientación de las cargas) fue evaluado en función al tipo de formación (arena no consolidada y/o consolidada). El chequeo de las perforaciones permitió verificar si los intervalos cañoneados en cada uno de los trabajos eran los deseados o propuestos por la comunidad de yacimiento. Para la simulación de cada pozo seleccionado, se tomaron en cuenta las siguientes consideraciones adaptadas a las condiciones del campo en estudio: radio de invasión de la zona de daño de 6 pulgadas, ya que, por las características de las arenas (baja permeabilidad), se induce un alto daño de formación producto de las condiciones empleadas en la perforación de los pozos y en los trabajos de reacondicionamiento temporal y permanente de los mismos. Un factor de Kd/K igual a 0.4, considerando que existe en la zona invadida, un 60% de reducción de la permeabilidad producto del alto peso del lodo de perforación, presencia de minerales de arcillas migrables (caolinita), gamma ray entre 45 a 65 unidades API y bajo nivel energético de los yacimientos. Un espesor de la zona compactada de 0.5 pulgadas, ya que según estudios experimentales realizados en el occidente de Venezuela, éste valor representa la longitud de la zona que contiene partículas finas y despojos del cañón. Un factor previo de Kc/K de 0.2, considerando lo planteado en el artículo 22809 escrito para la SPE por Larry Berhmann. Este paso de la metodología permitió determinar la longitud de penetración de las cargas, índice de productividad y calculo del Kc/K. Este último es calculado cotejando con el diferencial de presión de bajobalance que se utilizó en un pozo específico o para un pozo a ejecutar un cañoneo. Se calculó los diferenciales de presión de bajobalance por las correlaciones de King (diferencial de presión mínimo) y Crawford (diferencial de presión óptimo), definidas de acuerdo a las condiciones de los yacimientos del Bloque para establecer si los diferenciales de presión empleados se encontraban dentro del rango recomendado por las mismas. ∆P mínimo = (2500) / (K^0.3) – Correlación de King. ∆P máximo= (0.85) * Presión de yacimiento. (Calculado basándose en las condiciones del yacimiento) ∆P óptimo = (0.8) * ∆Pmín. + (0.2) * ∆Pmáx. – Correlación de Crawford.

Tabla Nº 1. Características del Campo Bloque Centro

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Simulación de las Operaciones de Cañoneo Para efectos de la simulación y diseño de un cañoneo fue necesario recopilar la siguiente información: características de la tubería de revestimiento y la tubería de producción, presión y temperatura de yacimiento, porosidad y permeabilidad efectiva de la roca, fuerza de compresión y el esfuerzo efectivo de la formación, daño total a la formación y radio de invasión de la misma, gravedad API, viscosidad y factor volumétrico del petróleo y radio de drenaje del yacimiento. El fluido de control se diseñó en función del nivel de fluido y la compatibilidad con los fluidos del yacimiento. Se seleccionaron tipos de cargas y explosivos certificados por el Instituto Americano del Petróleo y de acuerdo al tipo de formación y la temperatura de los yacimientos. Para una formación no consolidada el tipo de carga utilizada fue “Big Hole” y para una consolidada fue de “alta penetración”. El tipo de explosivo seleccionado se ajustó al requerido por el yacimiento, tomando en cuenta la resistencia a la temperatura. La determinación del diferencial de presión estuvo basada en el tipo de formación y las condiciones de la misma. Para formaciones no consolidadas, el cañoneo se realizó en balance (diferencial de presión igual a cero). En consolidadas se empleó un diferencial de bajobalance en función de la característica tipo de cada uno de ellas; tales como: formaciones con propiedades petrofísicas bajas, propensas a alta producción de agua y/o gas o con arcillas migrables. El diseño de la herramienta (diámetro del cañón, densidad de tiro y orientación de las cargas) se realizó dependiendo del tipo de arena (no consolidada y/o consolidada). Se llevó a cabo sensibilidades con distintas densidades de tiro y orientación de las cargas tanto para formaciones consolidadas como no consolidadas con la finalidad de obtener los parámetros óptimos de cañoneo en función al estado de la cementación y el índice de productividad. Análisis de Resultados Característica de los revestidores de producción. 9 pozos con revestidor de 7”, 29 Lbs/ft, N-80/P-110. 18 pozos con revestidor de 5-1/2”, 17 Lbs/ft N-80/P-110. Característica de la tubería de producción. 23 pozos de 2-7/8”, 6.5 Lbs/ft, J-55. 4 pozos con tubería de 2-3/8”, 5.3 Lbs/ft, J-55. Metodología de Diagnóstico La evaluación volumétrica arrojó como resultado 18 pozos satisfactorios y 9 pozos no satisfactorios. En la tabla Nº 2 se observa que todas las presiones por tubería de cada uno de los pozos en estudio antes y después de las últimas operaciones de cañoneo reflejan poca o ninguna variación, tomando en cuenta que las técnicas de cañoneo usadas en los trabajos fueron bajobalance, balance dinámico y estático. Esto es, un comportamiento de presiones antes y después iguales en la mayoría de los pozos a excepción de cuatro donde la presión después fue mayor a la registrada antes.

Tabla Nº 2. Resultados de los registros de presión por tubería antes y después de la

operación y fluido de control.

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El 92% de las operaciones (25) fueron ejecutados en bajobalance y el resto en balance (VLE-1136 y VLE-1303). La siguiente tabla muestra los diferenciales de presión calculados a través de las correlaciones de King y Crawford y el utilizado en el último trabajo:

Los pozos VLE-1266, VLE-1306, VLE-1312, VLE-0390ST, VLE-0797, VLE-0975, VLE-1099 y VLE-1298 fueron cañoneados con un diferencial de presión a favor de la formación, mayor al valor mínimo calculado con la correlación de King y todos tuvieron una respuesta de producción satisfactoria luego de la operación a excepción del pozo VLE-1306 por problemas de migración de finos a nivel de formación. El resto de los pozos registran diferencial de presión a favor de la formación menor al calculado por esta correlación.

En la mayoría de los trabajos no se utilizó ningún fluido de control, ya que los yacimientos del Bloque presentan bajas presiones. La utilización de un fluido pesado para controlar el pozo o para acondicionar el hoyo en caso de cañonear con un diferencial de presión específico en formaciones de bajo nivel energético trae como consecuencia el incremento del daño total a causa de la invasión del mismo. Además, en caso de que éste no fuese compatible con los fluidos del yacimiento, el daño a la formación aumentaría. Por ejemplo, el agua del lago utilizada durante los cañoneos de los pozos: VLE-1136, VLE-1164 y VLE-0845GR y gasoil para el VLE-1154 y VLE-0979. Según los chequeos de las perforaciones realizados en todos los cañoneos, los topes y bases de los intervalos cañoneados fueron los deseados por la comunidad de yacimiento. Las cargas utilizadas en las operaciones de cañoneo presentaron la certificación de calidad por el Instituto Americano del Petróleo y fueron de alta penetración. Y el tipo de explosivo utilizado fue HMX debido a que el rango de temperatura registrado en los yacimientos de todo el bloque es de 240-300º F. El programa Span de Schlumberger sirvió de simulador para determinar la penetración de las cargas, factor Kc/K e índice de productividad. La siguiente tabla muestra los resultados de la simulación:

Tabla Nº 3. Resultados de los diferenciales de presión de bajobalance por la correlación de King y Crawford y el diferencial utilizado en la operación.

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Para que una operación de cañoneo sea óptima, uno de los factores críticos a considerar es la penetración de las cargas, la cual debe superar el radio de invasión de la zona de daño; de esta manera, se logra la comunicación efectiva entre pozo-yacimiento, incrementando la productividad. Pero existen otros factores fundamentales que también influyen; tales como, la presión del yacimiento, la transmiscibilidad y el diferencial de presión utilizado en la operación. La transmiscibilidad es: T = (Kefectiva x h) / µ Siendo: T: Transmiscibilidad (md x pie / cps) Kefectiva: permeabilidad efectiva (md) h: espesor del intervalo cañoneado (pies) µ: viscosidad de los fluidos del yacimiento (cps) Como se puede observar, la mayoría de los pozos presentan buena penetración a excepción del VLE-1136 donde la penetración neta a la formación no supera el radio de invasión de la zona de daño. Por otra parte, el yacimiento donde está completado el mismo al igual que el resto de los pozos, está asociado a problemas de daño por migración de finos arcilla, bajo nivel energético y baja transmiscibilidad. Para efectos de la configuración de la herramienta, los resultados de las sensibilidades arrojaron que para una densidad de tiro de 6 TPP a un arreglo de 60º Fase se obtiene el mejor índice de productividad debido a las limitantes del medio de transporte de los cañones y desconocimiento de la dirección de los esfuerzos de la roca. Después de realizada la evaluación de diagnóstico, fue aplicada la metodología de simulación en tres pozos pertenecientes tanto a la misma área de estudio como a otras con propiedades de yacimientos diferentes. Metodología de Simulación La siguiente tabla muestra las características de los yacimientos y la configuración mecánica de cada uno de los pozos donde fue aplicada la metodología de simulación.

Tabla Nº 4. Resultados de la simulación de pozos Fuente: Span.

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POZO Presión de yacimiento

(Lpc)

Porosidad (%)

Permeabilidad (md)

Diámetro de la tubería de producción

(plg)

Diámetro del revestidor de producción

(plg)

Grado del revestidor de producción

VLE-1399 3400 17 20 3-1/2 x 2-7/8 5.5 N-80 VLE-0797 1600 23 50 3-1/2 x 2-7/8 5.5 N-80 VLE-1472 3000 20 40 3-1/2 x 2-7/8 5.5 N-80

La temperatura de fondo para los tres pozos a nivel del cañoneo estuvo en un rango de 230 a 260º F. El tipo de formación fue consolidada. El pozo VLE-0797 pertenece al Área VLE-198 de Bloque Centro. Mientras, los pozos VLE-1399 y VLE-1472 pertenecen al Área de Bloque Lamar de la misma Unidad de Explotación. Los resultados indicaron unas especificaciones de cañoneo descritas en la siguiente tabla:

POZO Diámetro del cañón

(plg)

Densidad de tiro (TPP)

Orientación de las cargas

(º Fase)

Dif. De presión de

bajobalance (Lpc)

Tipo de carga

Tipo de explosivo

Fluido de control

VLE-1399 2-1/8 6 60 850 Alta penetración HMX Gas lift

VLE-0797 2-1/8 6 60 800 Alta penetración HMX Gas lift

VLE-1472 2-1/8 6 60 900 Alta penetración HMX Gas lift

El comportamiento de producción esta reflejado en la siguiente tabla:

POZO Producción

antes (barriles netos por día)

Producción esperada

(bnpd)

Producción después (bnpd)

Corte de agua y sedimento antes /

después

Incremento de la producción(%)

VLE-1399 97 300 722 70/47 240 VLE-0797 142 300 952 8/13 317 VLE-1472 130 400 1870 60/42 468

El incremento de la producción no es más que el ganancial volumétrico adicional al esperado, logrado con el trabajo. Conclusiones y Recomendaciones El diferencial de presión en la mayoría de los cañoneos analizados se encuentra fuera del rango del diferencial calculado por correlaciones para lograr un buen índice de productividad (solo ocho pozos estuvieron entre el rango recomendado). Es importante tomar en cuenta los criterios máximos y mínimos de desbalance establecidos en esta investigación, los cuales parten de las correlaciones establecidas entre presión y permeabilidad ya que estos son factores determinantes de la productividad. En tres pozos se empleó agua del lago para acondicionar la presión de fondo fluyente en el hoyo antes del cañoneo según el diferencial de presión utilizado (VLE-1136, VLE-1164, VLE-0845) y en otros gasoil (VLE-1154 y VLE-979). Esto, puede causar un aumento del daño a la formación restringiendo aún más el paso de fluido del yacimiento al pozo. Es necesario utilizar para estos casos un fluido de menor peso y compatible con los fluidos del yacimiento que reduzca en mínima expresión el daño por la actividad. Las principales causas de la baja producción de los pozos en estudio es por parámetros de los yacimientos. Tales como: baja transmiscibilidad, presión de yacimiento, migración de finos de arcilla y la precipitación de carbonatos de calcio. Se recomienda establecer un modelo integral de soluciones para incrementar la producción acompañada con aplicación de nuevas tecnologías focalizada en la extracción óptima de las reservas de los yacimientos de la Unidad de Explotación Lagocinco.

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Contribuciones Técnicas Nuevo modelo de determinación del diferencial de presión a utilizar en las operaciones de cañoneo en bajobalance. Una metodología de simulación para mejorar el diseño de los trabajos de cañoneo a fin de incrementar la productividad de los pozos y una metodología de diagnóstico que analiza los resultados a fin de esclarecer las variables del proceso que afectaron o no el trabajo. Daño de formación minimizado a través de un diseño mejorado de selección de fluidos de control de pozos en los trabajos de cañoneo. Contribuciones Económicas Reducción de los costos de operación. (Cañoneo por plataforma) La obtención de un ganancial de 2905 barriles netos de petróleo por día (1605 barriles por encima del esperado por la comunidad de yacimiento) en total con el cañoneo en los tres pozos donde fue aplicada la metodología de simulación (VLE-1399, VLE-0797 y VLE-1472).

DIAGRAMA DE FLUJO DE LA METODOLOGÍA DE SIMULACIÓN DE CAÑONEO

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DIAGRAMA DE FLUJO DE LA METODOLOGÍA DE DIAGNÓSTICO DE CAÑONEO

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