Solucion Integral Para Tratar El Problema de Carga de Liquidos en Pozos de Gas

5/13/2018 Solucion Integral Para Tratar El Problema de Carga de Liquidos en Pozos de Gas - ...

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RESUMEN

A finales de Noviembre del 2001, Schlumberger yPemex iniciaron un proyecto para solucionar, de

manera integral, el problema de Carga de Líquidoen pozos de gas pertenecientes al Activo IntegralBurgos. Se estimó para este proyecto cubrir 650pozos durante un período de cinco años,estimando que la fecha del término sería parafinales de Noviembre del 2006.

A Charles Darwin, el naturista Victoriano, alregreso de su crucero alrededor de mundo se leescuchó murmurar:

“Si la madre naturaleza puede, dirá una mentira”

El objetivo clave del Schlumberger (SLB) en esteproyecto llamado: “Contrato Integral de SistemasArtificiales, CISA, para resolver el problema decarga de líquido en pozos de gas” fue decirle anuestro cliente (Pemex) la verdad utilizando lainformación recopilada (medida) y la experiencia yconocimiento de SLB. Se requirió de un esfuerzoconsiderable para definir los problemas en laoperación de los pozos aplicando lasherramientas de diagnóstico disponibles, así comotambién en la elección del mejor método deproducción, el diseño y su implementación.

Hasta ahora se han estudiado más de 470 pozos

con diferentes características de producción y almenos en el 90% de ellos se ha aplicado unsistema de producción. El incremento deproducción alcanzado, de 95 MMpcd en el períododel 2002 al 2004, confirma que la metodología deSLB y la solución aplicada en el proyecto hastaahora, pueden ser una garantía confiable paraactividades futuras.

INTRODUCCIÓN

Durante la construcción de la estrategia paraenfrentar el desafío del proyecto, supimos que si

pudiéramos “reconocer” los síntomas que nos danlos pozos, entonces nos permitiría realizar de unamanera correcta y confiable, el proceso dediagnóstico y reconocimiento del problema.Nosotros hemos transformado los datosdisponibles en información que formó unaestructura consistente en la ingeniería para laaplicación de la metodología desarrollada delanálisis del problema del pozo, definiendo lascaracterísticas del comportamiento del pozo ytomando la decisión que incluye todas laslimitaciones del yacimiento, pozo y superficie.Teniendo en mente que la calidad de los datostiene un rol importante para la implementación dela solución integral y en el proceso de trabajoestablecido, se puso atención especial al manejode datos (recopilación, control, análisis yalmacenamiento). En dirección a los objetivosestablecidos del proyecto, se ha desarrollado unametodología integral para seleccionar el o losmétodos más apropiados de una manera confiabley rentable.

El proyecto, ambiciosamente creado, defineobjetivos estratégicos de actividadesinterrelacionadas, de las cuales las másimportantes son:

• Definición de la situación actual y delpotencial del pozo con base en losvalores medidos de presión ytemperatura en el pozo y en la mediciónde cada fluido en la superficie (gas,agua y condensado).

• Análisis de los datos disponibles delpozo (características técnicas e historiade producción y reparación) paraseleccionar el sistema de producciónmás adecuado en la solución del

SOLUCIÓN INTEGRAL PARA TRATAR EL PROBLEMA DE CARGADE LÍQUIDO EN POZOS DE GAS DEL ACTIVO BURGOS

Otoniel Morales Mtz., Dr. Miso Solesa, José Luis Martínez G.

WCP-ALS, México Norte, Schlumberger Leticia de la Mora Mejía, Eddi de la Vega Pérez,

PEMEX, Activo Integral Burgos.

Copyright 2005, CIPM. Este artículo fue preparado para su presentación en el cuarto E-Exitep 2005, del 20 al 23 de febrero de 2005 en Veracruz, Ver., México.El material presentado no refleja necesariamente la opinión del CIPM, su mesa directiva o sus colegiados. El artículo fue seleccionado por un comité técnicocon base en un resumen. El contenido total no ha sido revisado por el comité editorial del CIPM.



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problema de carga de líquido, incluyendolas limitaciones técnicas y económicas.

• Diseño detallado y aplicación del sistemade producción seleccionado.

• Supervisión diaria de la producción delpozo y corrección de los parámetroscorrespondientes, de acuerdo a lascondiciones reales en el pozo y en lasuperficie.

• Desarrollo de una Base de Datos la cualincluye toda la información de la historiade producción, mediciones de presiones yproducción y de la supervisión diaria de

las actividades en el campo.

• Implementación del sistema deproducción del pozo en tiempo real, con elobjetivo de obtener datos de producción ycontrolar la operación del pozo.

• Integración de todos los datos relevantes,información, actividades yacontecimientos a nivel estático ydinámico (monitoreo de la producción entiempo real) con el objetivo de optimizar laproducción del pozo y mejorar la eficiencia

del sistema de producción aplicado.

Uno de los aspectos más importantes que sigue laestrategia del proyecto aplicada es el manejo dela producción en tiempo real (nivel dinámico)usando un acceso fácil a la información. Al utilizar los datos en tiempo real (telemetría) de acuerdo alconocimiento y la experiencia que tenemos, esposible controlar y manejar el pozo para evitar pérdidas en la producción no deseadas de unamanera confiable y exacta y se previene ademásque los problemas vuelvan a ocurrir.

Teniendo en mente que el objetivo de la

optimización es aumentar al máximo la producciónde los pozos minimizando los costos, la aplicaciónde telemetría está balanceando las necesidadesdel cliente (Pemex), en cuanto a las limitacionestécnicas y económicas.

RESUMEN GENERAL DE LA ORGANIZACIÓNDEL PROYECTO Y PROCESOS.

La organización del proyecto se ha ajustado deacuerdo con las metas previstas para que seancubiertos todos los procesos relevantes y elpersonal disponible sea utilizado eficazmentedentro del equipo de trabajo. La Figura 1muestra el esquema de organización basada enlos procesos identificados, los cuales sonnecesarios para realizar todas las actividadespronosticadas en el proyecto. Como se muestraen la Figura 1, existen 5 pasos cruciales:

• Toma de Información (medición de laproducción con separador trifásico y

registro de presión y temperatura defondo).

• Análisis de las características del pozo,definición del problema y sugerencia delas soluciones que serán aplicadas.

• Diseño y aplicación de la solución encampo.

• Manejo de la información, optimizaciónde la operación y supervisión durantetiempo real.

• Soporte administrativo (Análisisfinanciero).

Se ha logrado la flexibilidad requerida para elmanejo del proyecto gracias a la integración detodos los procesos, enfatizando que SLB, através de sus alianzas con otras compañías haproporcionado esos servicios y equipo que nopodían ser cubiertos por los recursos existentesde la compañía. (Químicos espumantes,compresores a boca de pozo, trabajosespeciales en campo, tubos de medición, equipo

de superficie y fondo para los sistemas deoperación intermitente, etc.).



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ProyectoCISA

Toma de

Información

Análisis del Pozo

y Diseño

Operaciones en

CampoOptimización

Soporte

Administrativo

Medición Trifásica

Registro de Presión y

Temperatura

Base de DatosInstalaciones Supervisión

Figura 1– Organización del proyecto

Toma de Información

La toma de información en campo incluye lapreparación de datos, la cual es la informaciónmínima necesaria para realizar el análisis, y seadquiere a través de trabajos con herramientas delínea de acero y medición de la producción conseparador trifásico, como se muestra en la Fig. 2

Toma deInformación

Prueba conSeparador Trifásico

Operación conlínea de Acero

Prueba de

Producción

Prueba dePotencial

Calibración del

pozo

Registro de

Presión y

Temperatura

Intervenciones en

el pozo

(Perforación de

tubería, Tubing

Stop)

Registro de

producción

Figura 2 – Preparación de Datos

Análisis del Pozo

Usando la tecnología desarrollada (descrita adetalle en el siguiente segmento) y lainformación disponible de la historia deproducción y toma de información actuales delpozo, se realiza el análisis a detalle. Esteanálisis incluye el diagnóstico del problema y lassugerencias para aplicar los sistemas de

producción más convenientes.

Diseño y aplicación del sistema de producciónseleccionado.

En la siguiente fase será necesario preparar eldiseño detallado de la instalación del sistema deproducción seleccionado, incluyendo datosadicionales para el caso de un sistema deoperación intermitente provisto con o sinagentes químicos (barras y líquido espumantes).Los datos adicionales que son necesarios para

definir los parámetros iniciales en la operacióndel sistema son los siguientes: Prueba ensuperficie del comportamiento de incremento ydecremento de la presión durante un ciertoperíodo (prueba de “Incremento-Decremento ensuperficie”), mediciones del nivel de líquido,análisis de laboratorio con los químicos paragenerar la espuma en el pozo, datos de pruebasde campo con la aplicación de los agentesespumantes. Prácticamente, instalando elsistema de producción diseñado, inicia la nuevafase de producción en la vida del pozo,comenzando con la supervisión diaria del



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comportamiento del pozo y modificaciones dealgunos parámetros en caso de que seanrequeridos. En la Figura 3 se muestra el diagrama

de la organización de las actividades en campo.

Diseño, Instalación yOperación en Campo

Diseño InstalacionesOperaciones en

Campo

Sistemas deProducción

para FlujoContinuo

Sistemas deProducción

para FlujoIntermitente

Medidores de

flujoSupervisión

Prueba Incremento-

Decremento en

Superficie, Prueba con

Agentes espumantesEmbolo Viajero

Válvula Motora

con controlador

electrónico

Lanzador de

Barras

Espumantes

Sarta deVelocidad

Compresor aboca de pozo

Nivel del Líquido

Figura 3- Diseño, Instalación y Operaciones de

Campo.

Manejo de datos, Optimización de la producción ySupervisión en tiempo real.

Uno de los segmentos más importantes en larealización del proyecto es la de construir unabase de datos, manteniéndola segura y usandolos datos en todos los procesos. Todos los datosgenerados durante los procesos definidos

anteriormente deben ser almacenados. De estaforma se podrán analizar y notar todos losfuncionamientos defectuosos y diferencias con laproducción de diseño en las tendencias predichas.Esto habilitará el inicio oportuno del proceso deoptimización de la producción. El sistema demonitoreo en tiempo real se ha aplicado en 48pozos, cerrando completamente así el ciclo deactividades interrelacionadas como se muestra enla Figura 4.

Análisisdel Pozo DiseñoeInstalación

OptimizacióndePozos

RecopilacióndeDatos

Supervisiónyopera-cionesdecampo

CISADataBaseBaseDatosTelemetrí

Figura 4 – Base de datos, Optimización yTelemetría.



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Comportamiento del pozo y Metodología delDiagnóstico del problema.

En el trazo de la metodología del análisis depozos de gas con problema de carga de líquido yen la que los pozos pueden ser mayormentebeneficiados con la aplicación de un nuevosistema de producción, fue necesario desarrollar un procedimiento para evaluar el comportamientode los pozos.

Considerando que el problema de carga de líquidodepende de las condiciones de presión ytemperatura en la superficie y fondo del pozo, asícomo también de la composición del gas y líquido(condensado), se seleccionó la técnica de AnálisisNodal Composicional para definir el Modelo delpozo y ajustar los datos de producción actual conel comportamiento del pozo simulado. Una vezque el modelo se ha verificado, es posible llevar

acabo un análisis de sensibilidad para evaluar elcomportamiento futuro del pozo. Para los casosen que la información disponible es limitada y no

es posible utilizar este sistema de análisis, se haaplicado el Modelo de “Clasificación Multi-criterio”para seleccionar el sistema de producción másadecuado en la solución del problema de carga delíquido. Utilizando el valor promedio obtenido en elmodelo “Multi-criterio” con la evaluación específicade cada parámetro seleccionado que máscercanamente caracteriza el comportamiento delpozo en el pasado y presente, es posibledeterminar el factor de evaluación integral yseleccionar el método de producción para eliminar el problema de carga en pozos de gas

1. En la

Figura 5 se muestra el resumen general de lametodología para el diagnóstico del problemaaplicado en el proyecto CISA.

S í n t o m a s D i a g n ó

s t i c o

d e l P r o b l

e m a

A n á l i s i s M u l t i - C r i t e r i o A n á

l i s i s N

o d a l

P r e p a r a c i ó n d e D a t o s A n

á l i s i s d

e D a t o s

Soluciones

?

Figura 5 – Resumen general del Comportamiento del pozo y Metodología aplicada para el Diagnóstico delproblema en el proyecto CISA.



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Preparación de Datos

El primer paso y más importante en el

procedimiento de análisis del pozo y en eldiagnóstico del problema fue el recopilar y validar los datos y almacenarlos en la base de datosdesarrollada. La información disponible para elanálisis es:

• Datos técnicos del pozo y de terminación.

• Historia de producción y presiones.

• Datos de la producción actual del pozomedidos con separador trifásico.

• Datos de registros en campo (de presión ytemperatura de fondo, calibración del

pozo, nivel del líquido, prueba de“Incremento-Decremento en superficie”,datos de pruebas en campo usando

agentes espumantes, supervisión diaria,datos en tiempo real, telemetría).

• Composición del gas y condensado.

• Análisis de laboratorio con agentesespumantes.

El diagrama de flujo en la Figura 6 muestra elprocedimiento simplificado del análisis preliminar para preparar la información necesaria en elModelo de Análisis Nodal o de Multi-criterio.

TipoNúmero deIntervalos

Distancia Tipo deFlujo

EstadoMecánico

Historia de laProducción ypresiones del

pozo

Producción actual

del pozo

Toma de Información

en Campo

Propiedades del Fluido

Composición del Gas y

Condensado

Análisis en

Laboratorio de

Agentes Espumantes

Monobore

Convencional

2 7/8"

3 1/2"

Sinempacador

Conempacador

UnIntervalo

VariosIntervalos

Distancia al

empacador

Distancia entre

intervalos

Sarta de Velocidad2", 13/4" y 11/2" Tubería

espacio anular Tubería/Anular

Fracturado

Corta <= 50 m o

justo arriba del

empacador

Media 50-200 m

Larga > 200 m

Corta <= 50 m

Media 50-100 m

Larga > 100 m

Gasto de Gas

Gasto de líquido

(agua y

condensado)

Presión en la

Cabeza

Presión en la TR

Presión de Línea

Diámetro del

Estrangulador

Registro de presión y

temperatura

Nivel de Líquido (TR y

TP)

Prueba de

Incremento-

Decremento en

Superficie

Prueba con Agentes

Espumantes

Corrección de la Composición

del gas de acuerdo al

gradiente de presión

Pipesim

Volumen y Altura de la

Espuma

Vida media de la

Espuma

Eficiencia de

levantamiento del

líquido

Líquido remanente

durante el burbujeo

del gas

Líquido remanente

después del burbujeo

del gas

Figura 6- Pasos en el análisis y preparación de datos.

Modelo del pozo basado en el sistema de AnálisisNodal Composicional y prueba de presión.

Antes de tomar una decisión final en el cambio delmétodo de terminación o en las condiciones detrabajo es necesario construir el Modelo del pozo.Aplicando el análisis del sistema que podríacaracterizarse como una aproximación exacta,llevada a cabo con pruebas superficiales de

incremento-decremento, fue posible incluir diferentes parámetros y condiciones en el pozo ysuperficie para seleccionar el sistema deproducción apropiado y predecir diferentesescenarios para continuar con la producción sinproblema de carga de líquido. También el análisisdel sistema se ha aplicado como una herramientaeficiente de diagnóstico para determinar lascausas que han provocado un decremento en la



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producción, y en ciertos casos para identificar eltipo de problema. Aplicando el sistema de análisishemos identificado los factores, los cuales han

tenido mayor influencia en la reducción de laproducción, así como también aquelloscomponentes del sistema que han provocadorestricciones adicionales al flujo.

El requisito básico para generar un Modeloadecuado es establecer el comportamiento deafluencia. Para alcanzar esta meta, es necesariotener datos de calidad y seleccionar el modeloapropiado de IPR, teniendo en cuenta lascaracterísticas del yacimiento y la calidad de lainformación disponible. Después de esto, esposible obtener el Modelo para el resto de loscomponentes del sistema de producción.

Para optimizar el comportamiento de pozos degas con problema de carga de líquido, fuenecesario realizar algunas modificaciones alModelo del análisis convencional.

Después de un procedimiento de ajuste en dosetapas, se ha podido simular el comportamientode los pozos utilizando diferentes parámetros,tales como el diámetro de la tubería deproducción, tamaño del estrangulador, presión delsistema, tipo de flujo, etc.

Con el modelo de Análisis Nodal Composicionalpara flujo multifásico a través del sistema

completo, se buscó el escenario de re-terminaciónque permitiera al pozo mantener flujo sin problemade carga de líquido, por la máxima duraciónposible.

Regresando al comportamiento de IPR, la presiónestática es un parámetro importante para elanálisis confiable del sistema, perodesafortunadamente, en la mayoría de los pozosanalizados se desconoce. Esta presión se haestimado con un nuevo Modelo desarrollado parael caso en que solo se tiene una prueba deproducción con un punto: gasto de gas y presiónde fondo fluyendo a un determinado tamaño deestrangulador, como se muestra en la Figura 7. Elmodelo se basa en un procedimiento iterativo conlas ecuaciones del comportamiento de afluenciadesarrolladas por Mishra-Caudle y Fetkovich, alsuponer la presión estática y el exponente de flujo“n”. La presión estática probable se toma del valor mínimo en la curva que representa la diferenciadel potencial del pozo obtenida con los modelosde Mishra-Caudle (valor base) y Fetkovich, de lamisma Figura 7.



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Simulador de presion de yacimiento -Solo una prueba deproducción conocida

1.415

1.420

1.425

1.430

1.435

1.440

1.445

1950 1951 1952 1953 1954 1955 1956 1957 1958 1959 1960 1961

Presión de yacimineto

G a s t o d e g a s

m a x i m o

0

0.0005

0.001

0.0015

0.002

0.0025

0.003

0.0035

Qqmax Mishre Qgmax Fetkovich Diff

Figura 7- Estimación de la presión estática.

Los límites debidos a la falta de información de laspropiedades de los intervalos abiertos hanincrementado el riesgo de que el sistema deproducción recomendado para condiciones futurasno sea la solución óptima, la cual debería permitir al pozo producir y operar sin problemas deacumulación de líquido en el fondo.

El principal problema para llevar a cabo el análisisdel sistema fue definir el Modelo delcomportamiento en los pozos con varios intervalosabiertos pertenecientes a un yacimiento condiferentes características. Un problema especiales con la distribución y distancia de los intervalosabiertos a producción.

Para esto se simuló la operación del pozosuponiendo que el pozo sería re-terminado conuna sarta de velocidad por debajo del intervalosuperior, y por arriba del intervalo inferior. La idea

fue adicionar gas de los intervalos superiores paramantener la velocidad del gas a través de la sartade velocidad por arriba de la velocidad críticapreviamente determinada. Adicionalmente serealizaron pruebas de “incremento-decremento ensuperficie” para definir el tiempo y la presióncuando la Válvula Motora tiene que cerrar o abrir el espacio anular. Cuando la velocidad del gas enla sarta de velocidad esta cerca o es menor de lavelocidad crítica y el gas adicional del espacioanular no es lo suficiente para mantener laoperación sin carga de líquido, entonces laVálvula Motora se usa para permitir una operación

convencional intermitente. El número de ciclos seha determinado usando pruebas de incremento-decremento en superficie por el interior de la sartay espacio anular.

Con base a los resultados del análisis en más de470 pozos utilizando el programa de cómputo“PipeSim” y usando la técnica de Análisis NodalComposicional, se han obtenido las siguientesconclusiones:

• En más del 50% de los pozos analizados,la solución es instalar una sarta develocidad de 2” DE y 1-3/4” DE.

• Se ha utilizado en algunos casos la opciónde instalar la sarta de velocidad por arribadel intervalo más profundo debido a quees imposible definir las características decada intervalo productor y se cuenta conla posibilidad de usar el gas adicional delos intervalos superiores para incrementar la velocidad del gas por interior de lasarta.

• El límite del valor para controlar laproducción de gas está determinado por la velocidad mínima del gas paracontinuar descargando el líquido a lasuperficie.



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• La aplicación de la sarta de velocidad, encombinación con el control de laproducción de gas por el espacio anular e

interior de la sarta, provoca condicionesde flujo inestable, las cuales no se puedensimular exáctamente con el uso delanálisis convencional del sistema.

Los resultados del análisis del sistema se hanusado también para decidir cuando la aplicaciónde la sarta de velocidad no es factible debido aque el periodo de flujo es muy corto y sealcanzarán las condiciones de carga nuevamentemuy pronto. En esos casos, una soluciónaceptable es la operación intermitente.Dependiendo de las condiciones del pozo y de las

pruebas de presión en superficie y con agentesespumantes (barras y líquido) se puedeseleccionar el sistema intermitente más adecuado.Muy a menudo se han seleccionado sistemas deproducción combinados (operación intermitentecon aplicación de barras espumantes) osolamente la operación intermitente utilizandoválvula motora o émbolo viajero.

En yacimientos con presiones relativamente bajasen donde el contenido de líquido no es alto, se haaplicado el compresor a boca de pozo. Estaaplicación se ha visto favorecida especialmenteen los casos cuando se han agrupado varios

pozos para producir con una sola unidad.

El procedimiento para ajustar el Modelo del pozocon los datos medidos consiste de:

• Preparación de datos y procesamiento, elcual incluye la estimación del valor de laPresión estática.

• Estrategia en la construcción del sistemade análisis.

• Ajuste para seleccionar la mejor

correlación de flujo multifásico usando la

composición del gas y registro de presiónde fondo fluyendo.

• Análisis detallado de sensibilidad conrespecto a parámetros del yacimiento,pozo y superficie con el objetivo de ajustar los resultados predichos con lainformación medida (gasto de gas,presiones en la cabeza y fondo), y obtener el Modelo del Comportamiento del pozo.

• Si el ajuste de los datos calculados ymedidos es satisfactorio, entonces seseleccionan los siguientes parámetros yse realiza un nuevo análisis desensibilidad.

• Si el pozo no es capaz de fluir, o el tiempopronosticado de flujo es corto, entoncesse aplica el modo de operaciónintermitente, utilizando los resultados delas pruebas en campo.

En la Figura 8 se presenta el diagrama de flujoque describe este procedimiento. En el caso deque sea necesario simular el comportamiento delpozo suponiendo que se inyectará líquidoespumante se deberá modificar el sistema deanálisis en PipeSim. El problema principal escómo simular los cambios en el gradiente depresión de fondo fluyendo si se inyecta el líquidoespumante en forma continua a través de unatubería capilar en el fondo. La tubería capilar permite la inyección continua del agenteespumante para aligerar la columna de líquido enla tubería de producción por debajo delempacador, cuando se tiene una terminaciónconvencional.


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Análisis Nodal ComposicionalPozos de gas con problema de carga

de líquido

Datos de entrada yConstrucciòn del Modelo

Corrección a la composicióndel gas usando el gradiente

de presión

Preparación deDatos anterior

C u l e b r a - 2 6 2S i m u l a d o r d e P r e s i ó n d e Y a c i m i e n t o -C o n o c i e n d o u n d a t o d e P r u e b a

0 . 5 7

0 . 5 8

0 . 5 9

0 . 6 0

0 . 6 1

0 . 6 2

0 . 6 3

0 . 6 4

1 0 0 0 1 0 10 1 0 2 0 1 0 3 0 1 0 4 0 10 5 0 1 0 6 0

P r e s i ó n d e Y a c i m i e n t o

M

a x i m

o

g a s t o d

e

g

0

0 . 0 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

Q q m a x M i sh r e Q g m a x Fe t ko v ic h D i fe r en c ia

Ajuste de Correlaciones

Ajuste del Modelo delpozo

Lascondicionesson de Flujo

estable?

No

Si

Resultado:

La mejor correlación

Resultado:Modelo del

Yacimiento y Pozo

Análisisdetallado del

sistema

composicional

Selección de losparámatros más

importantes para elanálisis de

sensibilidad- Presión estática- Tamaño de TP

- Presión de línea- Tamaño del estrangulador

- Factor de colgamiento......

Problemas para ajustar elmodelo del pozo

Pws desconocida

Información medida poco

confiable

Operación inestable del pozo Las correlaciones no pueden

reproducir exactamente lo

que está sucediendo en el

fondo cuando el pozo tiene

carga de líquido Condiciones de flujo

transiente debido a lapermeabilidad muy baja

Presión en la línea dedescarga alta y flujo Sub-

crítico a través delestranguador

Resultados eInterpretación

Sintomas y diagnóstico delproblema usando los

resultados del Análisis Nodal

- Gasto de gas crítico- Condiciones de flujo a

través del pozo y

estrangulador - Influencia de la presión

del sistema- Tamaño de la TP

- Comportamiento futuro

........

Recomendaciones usando el Sistema deAnálisis

- Operación estable - continuar con la produccióndel pozo.

- Instalar la Sarta de Velocidad

- Disminuir la presión del sistema y usar

compresor a boca de pozo- Usar agente líquido espumante- Cambiar el tam año del estrangulador

- Re-disparar intervalo productor ...........

Operaciónintermitente

Se tieneprueba depresión ensuperficie

Prueba decampo con

agentesespumantes

Realizar prueba yanálisis deresultados

Recomendaciones- Válvula Motora con controlador

electrónico de ciclos

- Embolo viajero: monobore,

convencional, sarta de velocidad- Barras espumantes con lanzador

automático

- Sistemas combinados (Válvula motora

y barras espumantes)- Dos Válvulas Motoras- Válvula Motora y Sarta de Velocidad

Si

Si

No

No

Estimación de la PresiónEstática

Figura 8– Modelo del comportamiento en pozos de gas con problemas de carga de líquido.

Para seleccionar el Factor de correcciónadecuado en el cálculo del Colgamiento deLíquido en PipeSim o en cualquier paquete deanálisis nodal, se puede usar la comparación degradientes mostrada en la Figura 9 para estimar elgradiente modificado en una aplicación típica delpozo. Otra opción es simular la inyección dealguna cantidad de gas que pudiera cambiar elgradiente de flujo y ajustarlo de acuerdo a la

relación de la cantidad de agua y espumante.

Es recomendable seleccionar los parámetros desensibilidad que afectarán fuertemente la curvadel comportamiento de la tubería (outflow) alcambiar la densidad de la mezcla, viscosidad ytensión interfacial. En muchos casos esta es laRGA. Es posible calcular, por ensaye y error, ungradiente fluyente y su presión correspondiente defondo, utilizando la correlación seleccionada.

“Intenta” encontrar la RGA que reproduzca el valor de gradiente más cercano al gradiente de flujoleído de la Figura 9. Sí la intersección de la curvade capacidad de transporte de la tubería con lacurva del IPR se encuentra en la zona decondición estable (lado derecho del valor mínimode la curva de capacidad de transporte) y mayor que el gasto de gas crítico calculado con elModelo de “Turner”, entonces el pozo producirá

sin ningún problema de carga.

En la Figura 10 se muestra el diagrama delprocedimiento para modificar el gradiente de flujoen él caso de que se vaya a inyectar un agentelíquido espumante.



11

Figura 9- Gradiente fluyente con y sin espuma

(15)

D a t o s d e E N T R A D A :

C a r a c t e r ì s t ic a s d e l

y a c i m i e n t o y p o z o ,

h i s to r i a de l pozo , d a t o s

d e a g e n t e l ì q u id oe s p u m a n t e

D a t o s d e l a b o r a to r i o yp r u e b a e n C a m p o :

C a p a c i d a d d e l a e s p u m a ,

a l tu r a y v o l u m e n , v o l u m e n

r e m a n e n t e d u r a n t e y

d e s p u e s d e l b u r b u j e o ,

e s t a b i li d a d y a p a r i e n c i a d e l

l ìq u i d o y l a e s p u m a ,p r e s i ò n e n l a c a b e z a ,

g r a d i e n t e d e p r e s i ò n , g a s t o

d e i n y e c c i ò n

A n à l i s i s N o d a lC o m p o s i c i o n a l

( s e l e c c iò n d e l a m e j o r co r re lac iòn , anà l i s i s de

s e n s i b i l i d a d - R G A ,

c o n t e n i d o d e a g u a ,d i à m e t r o d e l a t u b e r ì a ,

e tc . . )

G a s t o d e g a s c r ì t ic o -Q g c r i t

N o

S i

Q g S A > Q g c r i t

E l p o z o p u e d e p r o d u c i r s in p r o b l e m a d e c a r g a d el ì q u i d o y l a a p l i c a c i ò n d e l a g e n t e l ì q u i d o

e s p u m a n t e p r o p o r c i o n a r à c o n d i c i o n e s fa v o r a b l e s

F IN

Figura 10 – Aplicación de análisis Nodal con agente líquido espumante.



12

3.3 Aplicación del Modelo “Multi-Criterio”

Las características especificas de la producción

de un pozo de gas, definidas por la informacióndisponible referente a historia de producción,datos del comportamiento actual del pozo(producción y presiones) y datos del sistema determinación, fueron la base para el desarrollo deun Modelo Analítico (herramienta) el cual fueutilizado para seleccionar el método deproducción más adecuado en pozos de gas queoperan con acumulación severa de líquido en elfondo (proceso de carga de líquido). La definiciónde las diferentes clases de parámetros paracaracterizar el fenómeno de carga de líquido séderivó de todos los parámetros relevantes quecaracterizan el origen y desarrollo del proceso decarga, no solo en pozo, sino que también en elyacimiento. Dentro de estas clases generales (anivel macro) fue necesario extraer sub-clases deparámetros (nivel micro) con una importancia biendefinida (con un valor de evaluación). Nosotrosresolvimos el problema de tal manera que lasrecomendaciones son la síntesis de los síntomasclaves, las cuales pueden estar separadas en lavida productiva del pozo, diagnóstico delproblema, predicción del comportamiento,evaluación económica y soluciones técnicas.

Del estudio detallado de los pozos de gas

pertenecientes al Activo Integral Burgos conproblema de carga y de las experiencias prácticasse han obtenido las siguientes conclusiones:

• El diámetro de la tubería es el parámetromás importante que influye en aparienciae intensidad en el proceso de carga delíquido.

• El tipo de terminación (posición delempacador con respecto a la profundidadde los intervalos productores) en lamayoría de los casos es parte crucial del

origen de carga de líquido.

• La baja presión y temperatura de fondofluyendo en el pozo son factores quetienen una influencia muy seria en lacarga de líquido.

Los factores que determinan la carga de líquido yque influyen en la selección adecuada del métodode producción están agrupadas en las siguientesclases generales (GFC):

• Terminación del pozo (WCF)

• Historia de producción y presiones delpozo (PHF)

• Clases del comportamiento del pozo(WPF)

• Pruebas de Laboratorio (LTF)

• Pruebas en campo (FTF)

• Otros problemas y pruebas (OPF)

• Costos (CEF)

El factor de las clases generales (GFC) constituye

la esencia del modelo y la evaluación final de laposibilidad de aplicación del método deproducción, el cual es igual al factor de evaluaciónintegrado definido como el promedio “geométrico”del de todos los factores particulares de las clasesgenerales.

El factor de evaluación integrado se puede dar enla siguiente forma:

n

n

i

iGFC IEF ∏

=

=1

)(

(1)

El método recomendado será el que tenga el valor más alto de IEF.

El número de factores de clases generales esvariable, así que el valor de IEF para cada pozoincluye solo aquellos parámetros para los queexiste la posibilidad de ser evaluados.

De cada una de las clases mencionadasanteriormente se han extraído parámetrosparticulares con su correspondiente evaluación.

Estas evaluaciones son el resultado de losiguiente:

• Tiempo de inicio del proceso de carga.

• Características del comportamiento delpozo en períodos anteriores.

• Conocimiento y experiencia de expertos ypersonal de campo.

• Limitaciones naturales, técnicas yeconómicas.



13

• Definición de reglas dependiendo de lacapacidad de aplicación de los métodos

de producción analizados.

Ocurre muy seguido, que si existe falta deinformación en algún período, no es posibleevaluar algunos factores. En este caso el númerode multiplicadores en la ecuación (2) se reduce.Generalmente, la evaluación final para cada factor de clases generales es:

n

n

i i k

FScl GFC ∏=

=1

)()(

(2)

donde:k- es el tipo de clase general a evaluar n- es el número de subclases.

El número de subclases individuales dependedirectamente de la cantidad de datos disponibles.La influencia de los parámetros para los cuales noexisten datos, es minimizada ya que su influenciano se toma en consideración.

Al usar las evaluaciones de los métodosparticulares (aplicación de espumantes, émbolo

viajero, compresor a boca de pozo, flujointermitente con válvula motora, sarta develocidad, bombeo mecánico, bombeoelectrosumergible y bombeo neumático continuo)y la importancia de los parámetros particulares enel nivel micro, es como se ha obtenido la matriz deevaluación mostrado en la Tabla 2 (ejemplo de laaplicación del modelo). Se ha utilizado el sistema

de evaluación de 5 niveles (del 0 al 4) en eldesarrollo del modelo, en donde el valor cero (0)para ciertos criterios elimina automáticamente la

posibilidad de aplicar algunos de los métodos.

Se debe enfatizar que aquellas matrices deevaluación para los parámetros a nivel micro noson definitivas y cambiarán dependiendo de sí losresultados son similares o iguales a los resultadosesperados. El nivel de importancia de ciertosparámetros altera, como una función de eficiencia,al método aplicado. Si durante la aplicación del, olos, métodos seleccionados, se descubre queexiste una discrepancia y el comportamiento(resultados de producción) no está de acuerdocon el comportamiento predicho, entonces esosparámetros son extraídos para ser re-analizados,y se corregirá su evaluación, y esta nuevaestimación definida será utilizada para el siguientecaso.

Este proceso convencional de revisar lassoluciones anteriores, de notificaciones ycorrecciones de los errores y cambios en la matrizde evaluación son los fundamentos del proceso deaprendizaje.

Es importante que la evaluación de ciertosmétodos surja de una descripción, es decir de ladefinición del factor seleccionado de ocurrencia.

La definición de ocurrencia está caracterizada por la descripción de un parámetro “indistinto”. En laTabla 1 se muestra un ejemplo de descripción dealgunos parámetros particulares a nivel micro parauna prueba de presión en superficie, en el caso deuna aplicación de levantamiento intermitente.

Prueba de presión en superficie (TP y TR) Embolo Viajero Válvula MotoraIncremento de Presión en TP con pendiente constante sin estabilazción 4 4Incremento de Presión en TP lenta sin estabilazación 3 3Incremento de Presión en TP lenta con estabilazación 2 2Incremento de Presión en TP rápida y con estabilización en corto tiempo 3 2

Incremento de Presion en TP rápida con dos o más pedientes sin estabilización 4 3Incremento de Presion en TP rápida con dos o más pedientes con estabilización 3 3Decremento de Presión en TP muy rápida llegando a la Presión de línea LP 4 2Decremento de Presión en TP muy rápida sin estabilazición y > LP 2 2Decremento de Presión en TP muy rápida con estabilazición y > LP 3 3Decremento de Presión en TP lenta con estabilazición y > LP 2 3Decremento de Presión en TP lenta sin estabilazición y > LP 1 2Decremento de Presión en TP lenta con dos o más pendientes 1 1La presión de cierre en TP (CPTP) es mayor que 2.2 - 2.5 la presión de línea 4 4La presión de cierre en TP (CPTP) es mayor que 1.3 - 1.5 la presión de línea 4 4La presión de cierre es menor que 1.3 - 1.5 la presión de línea 1 1La presión de cierre es mayor que 1.3 - 1.5 la presión de línea 1 1La presión de cierre en TR (CPTR) es mayor que la CPTP 4 4(CPTR - Carga de la columna de líquido en TP) > 0.5 * (CPTR - LP) 4 4

Tabla 1- Descripción de síntomas durante una prueba de presión en superficie.



14

Tabla 2 – Pozo Culebra-24. Selección del mejor método de producción usando el Modelo “Multicriterio”.

En el caso del pozo Culebra-24 el problema decarga de líquido se pudo resolver usando unsistema de producción combinado (válvula motoray barras espumantes) en modo de operaciónintermitente. De acuerdo con los resultados delanálisis multi-criterio la mejor opción fue con unaoperación intermitente. Las restriccionesmecánicas en el pozo eliminaron la posibilidad de

aplicar el émbolo viajero a pesar de que losdemás factores dieron preferencia a su aplicación.

El modelo “Multi-criterio” se ha aplicado en elanálisis de 70 pozos de baja productividad (gastosde gas menores a 0.300 MMpcd), como se puedeobservar en la Figura 11 y Tabla 3.



15

Campo Pozos con MC Total de Pozos analizados %Campo %Total analizado %Total con MC

Culebra 22 224 9.82 4.66 31.43

Corindón 15 45 33.33 3.18 21.43

Cuitlahuac 12 77 15.58 2.54 17.14

Arcabuz 6 32 18.75 1.27 8.57

Cuatro Milpas 4 17 23.53 0.85 5.71

Viboritas 2 8 25.00 0.42 2.86

Pandura 7 15 46.67 1.48 10.00

Peña Blanca 2 26 7.69 0.42 2.86

Total con MultiCriterio 70Total analizados 472

Tabla 3- Pozos analizados con el Modelo “Multi-Criterio” en el Activo Integral Burgos.

Pozos analizados con el Modelo "Multi-criterio"

31%

21%17%

9%

6%

3%

10%

3%

Culebra Corindón Cuitlahuac Arcabuz

Cuatro Mi lpas Vibori tas Pandura Peña Blanca

Figura 11- Estadísticas de la aplicación del Modelo “Multi-Criterio”.

Diagnóstico del Problema del pozo y PropuestaOperacional.

Cuando un pozo está produciendo por debajo desu producción óptima, se debe identificar la fuentey tipo de problema antes de tomar cualquier acción correctiva. El grupo de ingeniería enSistemas Artificiales de SLB está a cargo y tienela responsabilidad de identificar el problema queexiste en cada pozo en particular y recomendar las actividades para resolver el problema. Para

saber si un pozo está produciendo, o puedeproducir a condiciones óptimas, se requiereresponder las siguientes preguntas: (1) ¿el pozoestá produciendo a su potencial?, y (2) ¿si no estáproduciendo al gasto esperado o a su potencial,por qué no?

En primer lugar, para saber si un pozo estáproduciendo a su potencial se requiere conocer cual es su potencial. El potencial nonecesariamente es la cantidad de producción

medida durante una prueba en relativamente cortotiempo con el estrangulador completamenteabierto. El potencial se debe entender en términos

de lo que el pozo es capaz de producir alproveerle las mejores condiciones de flujoposibles.

Las bases del análisis del problema del pozo, sondatos clasificados en una Base de Datos flexible,la cual incluye la historia del pozo y datos en

tiempo real. La pregunta es cómo organizar losdatos y el conocimiento (tanto teórico comopráctico), y entonces establecer relaciones con “loya visto”, de tal manera de que “lo siguiente”venga con la menor posibilidad de falla. Laestructura del procedimiento que aplicamos aldiagnóstico del problema en pozos de gas delActivo Integral Burgos se muestra en la Figura 12.



16

Lista de Pozos

Pozo 1Pozo 2

.

.Pozo (n-m)

.

.Pozo (n-1)Pozo (n)

Nuevo datosdel pozo

Informaciòn en laBase de Datos

Pozo Nuevo

GeneralTerminaciòn(trayectoria, perforaciòn,

disparos,

fracturamiento)

Anàlisis PVT YacimientoHistoria deReparacionesPruebas del PozoHistoria deproducciòn yresultadosPruebas delaboratorio condiferentes agentesespumantesPruebas en Campo(Pruebas de

incremento-decrementoen superficie, nivel del

lìquido, agentes

espumantes)

Pre-procesamiento

Filtrado yBùsqueda BD

Lista de pozos concaracterìsticas

similares al pozonuevo

Experiencia yconocimiento

adquirida

Lista desìntomas de

los pozosobtenidos

Definiciòndel

problemapara el

pozo nuevo

Procesamiento

Extracciòn,Estructuramientoy Organizaciòn del

Conocimiento

Formulaciòn en labase del

conocimiento(Reglas:

Si....entonces...

Lista derecomendaciones y

propuesta deoperaciòn para

resolver el problema

Figura 12 – Procedimiento del Diagnóstico del problema en pozos de gas con carga de líquido.

El conocimiento de los expertos se ha formalizadopor medio de la clasificación de los posiblesproblemas y su asociación con suscorrespondiente síntomas. El éxito en el

diagnóstico del problema está relacionado con lahabilidad del analista para conectar los síntomasdetectados con los posibles problemas, como semuestra en la Tabla 4.

Síntomas Diagnóstico del problema

1

Declinación estable de la producción de gas y de la

presión en la cabeza

La declinación exponencial de la producción de gas se debe a la

declinación de la presión estática y a un volumen limitado de gas en

el yacimiento

2Distancia entre los intervalos productores (329 m) La distancia entre los intervalos abiertos es muy grande, por lo que el

émbolo viajero no puede aplicarse

3 Gradiente de presión variable Se han acumulado los líquidos en la parte inferiro del pozo

4No se registró producción de líquido durante la

medición con separador trifásico

El líquido acumulado es agua

5

Declinación constante del gasto de gas y presión en la

cabeza durante la medición con separador trifásico

El gasto de gas está por debajo del gasto de gas crítico por lo que la

carga de líquido es el principal problema en la operación del pozo

6Gasto de gas inestable con períodos cortos de flujo enTP de 3-1/2"

Tamaño de tubería inadecuada- El diámetro es muy grande

7El gasto de gas es menor que el gasto de gas crítico El proceso de carga de líquido ha iniciado desde hace mucho tiempo

8 No se detectó producción de arena

Tabla 4- Relación entre los Síntomas y el Problema del pozo.



17

Debido a que el problema más importante en lamayoría de los pozos analizados es la carga delíquido, se han desarrollado algunas reglas

especiales para ayuda en el proceso dediagnóstico y generar el Mapa de Correlación del

Diagnóstico de Problemas, como se muestra en laTabla 5 para algunos pozos seleccionados.

Tabla 5- Mapa de Correlación del Diagnóstico de Problemas

El significado de los códigos aplicados en el Sistema de Diagnóstico de la tabla anterior es:

Códigos del Sistema de Diagnóstico de problemas en el pozoD1 Baja presión de yacimiento y/o presión en el fondo

D3 Bloqueo de agua/condensado en el fondo

D4 Baja permeabilidad del yacimiento, caracteristicas pobres de flujo de gas hacia el pozo y alta presión de fondo fluyendo

D5 La permeabilidad relativa al gas es baja

D8 Baja conductividad de las fracturas (Kh) y limpieza incompleta con líquido de la fractura cerca de la cara de la formación después de HDF

D10 Baja Productividad debido al cierra prematuro de la fractura (producción de arena de las fracturas ..)

D12 Operación inestable del pozo debido al problema de carga (tamaño de tubería grande, baja gasto de gas, declinación

de la presión en la cabeza y del gasto de gas durante la medición trifásica, fluctuaciones de la presión en la línea)

D13 La Velocidad del gas esta por debajo o muy cerca de la velocidad crítica y la carga de líquido es el principal problema que restringe la producción de gas

D14 El pozo dejará de fluir en un futuro cercano, o se iniciará la carga de liquido ocasionando la disminuacion rápida del gasto de gas

D17 Distribución uniforme del líquido en toda la longitud del pozo de acuerdo a los datos del gradiente de presión.

D18 Problema mecánico con la tubería de revestimiento y/o producción (cemento, corrosión, lodo, emulsión)

D24 La Presión del sistema es muy alta (linea, separador), y sí se reduce proveerá beneficios por mucho tiempo

D28 La presión en la cabeza del pozo y la producción de gas disminuyen rápidamente

D29 El fluido que genera la carga es agua del yacimiento

D30 El fluido que genera la carga es agua que se condensa en el pozo

D31 El fluido que genera la carga es condensado

D33 El fluido que genera la carga es agua y condensado

D40 La producción no puede incrementarse significativamente si se utiliza una tubería de diámetro pequeño.

D41 La presión del yacimiento declina rápidamente

D42 El pozo esta en los limites par dejar de fluir y la presion del yacimiento (estática) tiene un valor

en la que el pozo es incapaz de descargar los fluidos acumulados

D44 El pozo está operando en condiciones relativamente estables, y cerca de alcanzar las condiciones de carga

D45 La declinación exponencial de la producción de gas se debe la declinación de la presión del yacimiento

y probablemente al volumen limitado de gas remanente en el yacimiento.

D46 La etapa de agotamiento del yacimiento es crítica para predecir una estrategia de producción a futuro

y es probable que el yacimiento tenga un volumen de gas limitado.

D1 D2 D3 D4 D5 D6 D7 D8 D9 D10 D11 D12 D13 D14 D15 D16 D17 D18 D19 D20 D21 D 22 D23 D24 D 25 D26 D27 D28 D29 D30 D31 D32 D33 D34

Culebra-201 X X XCulebra-702 X X X X X XCulebra-288 X X X X X X X X X XCulebra-287 X X X X X X X X X XCulebra-626 X X X X XCulebra-610 X X X X X

PozosDiagnóstico del Problema



18

Como se muestra en la Figura 12, una vez que seha terminado con la identificación del problema,se debe aplicar el mejor remedio. Dependiendo delos problemas que fueron identificados en el paso

anterior se realiza la recomendación de lapropuesta de operación como se muestra en laTabla 6, con sus correspondientes códigos.

Tabla 6- Mapa de Correlación de Recomendaciones

RecomedacionesR1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 R11 R12 R13 R14 R15 R16 R17 R18 R19 R20 R21 R22 R23 R24 R25 R26 R27 R28 R29

Culebra-201 X X**o X*Culebra-702 X X Xo X X* X**o Xo X***o X**oCulebra-288 X X X**o X* X***o

Culebra-287 X X X**o X* X***oCulebra-626 X*Culebra-610 X X X X X* X** X

Pozos

Sistema de códigos para las Recomendaciones / Propuesta de operación.

Sistema de Códigos para las RecomendacionesR1 Continuar con la producción en las condiciones actuales

R2 Realizar una prueba de producción con un separador trifásico para verificar las condiciones de producción actuales

y/o para definir la presión estática y el potencial del pozo

R4 Descargar el pozo (con tubería flexible, barras espumantes)

R5 Lavar el pozo con tubería flexible (de arena, incrustaciones, etc.) y tomar una muestra para ser analizada en laboratoria (curva S, composición, etc.)

R6 Cambiar el tamaño del estrangulador (aumentarlo o disminuirlo) de acuerdo a los resultados del análisis del sistema

R8 Reducir la presión de línea hasta obtener flujo crítico a través del estrangulador y evitar el probñema de carga de líquido

R9 Instalar tuber ia flexible de 2"

R12 Usar tubería convencional de 2 " de diámetro exterior

R13 Usar tubería convencional de 1.66 " de diámetro exterior R14 Llevar acabo una prueba de referencia, para seleccionar el agente líquido espumante y comenzar con la aplicación a través del espacio anular.

R18 Aplicar émbolo viajero.

R21 Aplicar émbolo viajero para tubería de revestimiento de 3-1/2".

R22 Aplicar émbolo viajero para tubería de revestimiento de 2-7/8".

R25 Instalar una Válvula Motora con control de clclos.

R26 Intalar un compresor a boca de pozo para disminuir la presión del sistema.

Considerando que cada sistema de producción, elcual puede ser aplicado para solucionar elproblema de carga, posee característicasespecificas, hemos desarrollado y formalizado

algunas reglas específicas que se aplican paraseleccionar el sistema de producción másconveniente, como se muestra en la Tabla 7.



19

si el pozo fue terminado en monobore (3-1/2" y 2-7/8") y la distancia entre los intervalos es menor de 30 m entonces es posible aplicar émbolo viajero

Si se instaló una sarta de velocidad en el pozo con terminación monoborey su extremo está por arriba del intervalo más profundoy la distancia entre los

intervalos es mayor de 30 m

entonces se puede aplicar el émbolo viajero para sarta de velocidad con 2 válvulas motoras

Si el pozo fue terminado con un sistema convencional (TP, empacador) y si el ampacador se ancló a una distancia menor de 30 mentonces se puede aplica el

émbolo viajero siempre y cuando sea posible establecer comunicación entre la TR y TP (abriendo la camisa deslizable o perforando la TP)

Si existe algo de producción de arena entonces el émbolo tipo "cepillo" es la mejor solución

Si la historia de producción de fluido (gas y líquido) es irregular con una presión de línea constante entonces existe carga de líquido y el pozo es candidatopara algún sistema de operación intermitenteSi la diferencial de presión entre TR y TP es mayor de 200 psig entonces existe una acumulación excesiva de líquido y es factible utilizar un sistemaintermitente.Si la presión diferencial es irregular y alta entonces existe evidencia de cabeceo/carga y el pozo es un buen candidato para agentes espumantes.

Si la velocidad crítica es menor de 5 m/s (1000 ft/min) entonces probablemente ocurrirá la carga de líquido y se puede aplicar un método de operaciónintermitente.Si la máxima presión de cierre en TP es mayor que 1.2 veces la presión de línea entonces es candidato para operar de manera intermitente.

Si la presión de cierre en la TR es igual o mayor que 2 - 2.2.5 veces la presión de línea y el pozo tiene empacador o fue terminado en monobore entonces elpozo es candidato para operar de manera intermitente.

Si el pozo produce menos de 20 m3/d de líquido entonces se puede considerar como un candidatos a operar de manera intermitente.

Si la RGL es mayor de 250 m3/m3 /1000 m y el pozo fue terminado sin empacador entonces el pozo es candidato para émbolo viajero.

Si la RGL es mayor de 450 m3/m3 /1000 m y existe empacador entonces el pozo es candidato para émbolo viajero.

Si (SICP-Tbg carga hidrostática del fluido) > 0.4 - 0.6 * (SICP-LP) entonces existe suficiente presión en la TR para levantar el émbolo

Si el empacador y TP fueron anclados a una gran distancia del fondo (> 150 m) entonces ocurrirá carga de líquido prematura y el pozo es candidato paraBarras espumantes.Si la diferencia de presiones en la TR y TP es baja y luego tiene picos altos entonces el pozo se está acercando al gasto de gas crítico y puede ser uncandidato para la inyección de líquido espumante.Si la producción de líquido es una mezcla de agua y condensado entonces se puede utilizar una mezcla detipos de barras para condensado y agua.

Aplicación de algunas reglas para Seleccionar el Sistema de Producción adecuado

Tabla 7 – Ejemplo de algunas reglas para la Selección del Sistema de Producción.

Los métodos de producción aplicados en elproyecto CISA se pueden clasificar en dos grupos.El primero de ellos es para Flujo Continuo y elsegundo para Flujo Intermitente, como se muestraen la Figura 13.



20

Figura 13- Sistemas de Producción aplicados pararesolver el problema de carga de líquido en pozos

de gas.

Al combinar sistemas de producción se hanobtenido mejoras significantes. Los sistemas deproducción combinados tienen bastanteflexibilidad que permiten modificaciones sencillasde los parámetros de operación y se adaptan a ladinámica cambiable (estado transiente) de lascondiciones del pozo.

En la Figura 13 se muestran los sistemas deproducción utilizados, tanto para flujo continuo

como intermitente. Existen diferentes opciones,pero la solución más aceptable para flujo continuoes la Sarta de Velocidad. Si el pozo no puede fluir,

entonces la solución frecuentemente utilizada esla combinación de sistemas para flujo intermitente(Barras Espumantes y Válvula Motora).

Se han aplicado diferentes sistemas deproducción en más de 400 pozos (Tabla 8)utilizando la Metodología descrita anteriormente.En casi el 50% de los casos se ha aplicado Sartasde Velocidad de 2” y 1-3/4”.

Tabla 8- Sistemas de Producción empleados en el proyecto CISA.

2003-Total de pozos 2004Sistemas de Producción 2002 Ene 03 Feb 03 Mar 03 Abr 03 May 03Jun 03 Jul 03 Ago 03 Sep 03 Oct 03 Nov 03 Dec 03Ene 04 Feb 04

Mes 6 10 13 11 2 11 13 4 3 6 7 10 5 12Total 83 89 99 112 123 125 136 149 153 156 162 169 179 184 196Mes 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 1Total 3 3 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 5Mes 3 4 5 5 5 5 3 1 5 11 6 1 10 8Total 32 35 39 44 49 54 59 62 63 68 79 85 86 96 104Mes 4 6 1 1 1 0 2 0 0 10 2 7 3 6Total 16 20 26 27 28 29 29 31 31 31 41 43 50 53 59Mes 4 2 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0Total 12 16 18 18 18 18 18 18 20 20 20 20 20 20 20Mes 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0Total 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 9 9 9 9Mes 0 0 2 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0Total 8 8 8 10 11 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

TOTALdel 02 al 04 162 179 201 222 240 249 265 283 291 299 326 342 360 378 405Sistema de baja presió

Válvula Motora

Barras espumantes

Cambio de Estrangulad

Embolo viajero

Sarta de Velocidad

Tubería Capilar

OPTIMIZACIÓN DE POZOS Y APLICACIÓN DEPRODUCCIÓN EN TIEMPO REAL.

Optimización de la Producción

La optimización de la producción de los pozos esuna actividad continua (diaria), que se basa en el

análisis día a día y consiste de los siguientespasos:

• Recopilación de datos y monitoreo delcomportamiento de los pozos

• Comparación de los datos actuales conlos resultados obtenidos durante lahistoria de producción, y también con losresultados del análisis inicial. En caso deque el pozo esté produciendo de acuerdoa lo previsto en el estudio, a través delproceso de optimización se checará si

existe posibilidad de mejorar laoperación/producción del pozo.

• Los procesos de producción generancambios a través del sistema completo,iniciando con el yacimiento, continuandocon el flujo a través del pozo, y

terminando con el flujo a través de la líneade descarga y equipo superficial.Definiendo las condiciones de frontera enel fondo y en la superficie, así comotambién la capacidad del pozo de acuerdoa las condiciones de fondo (yacimiento ypozo) y a las condiciones de superficie, através del nuevo sistema de análisis sedefinirá cual es el objetivo final delproceso de optimización. El nuevo plan deacción en el campo estará basado en losresultados del estudio de optimización.



21

A través del proceso de optimización se logra laintegración de los datos, información y eventos a

nivel estático y dinámico con la Base de Datosdesarrollada.

El comportamiento específico de los pozos de gasen el Activo Integral Burgos requiere la aplicaciónde un proceso de optimización “inusual”, con

respecto a los métodos utilizados para resolver elproblema de carga, como se puede observar en laFigura 14 y 15.

Figura 14- Diagrama de flujo del Proceso de Optimización.

Figura 15- Circuito cerrado de Optimización en el proyecto CISA



22

Es una realidad que los datos utilizados para elanálisis de los pozos de aceite y gas y del

comportamiento del yacimiento no son datosregistrados solamente durante un período corto,sino que también son de datos que tomandiariamente, semanalmente o mensualmente.Cuando son registrados, se debe responder, yaque aún el menor retraso en la reacción delanalista llevará inevitablemente a la pérdida delcontrol sobre el comportamiento del pozo y delyacimiento. Los datos nuevos obtenidos sonsiempre una señal que debe ser dirigida demanera oportuna al lugar correspondiente parapropósitos de su análisis e incluye información“oculta” de las causas del problema que hanprovocado la disminución de la producción dehidrocarburos. La prioridad de los pozoscandidatos en los que es posible mejorar suproducción, incluyen un enfoque integral, el cualincluye las características del yacimiento, pozo yde superficie.

En la Figura 16 se muestra una lista de lasactividades más importantes que se deben llevar a

cabo durante el proceso de Optimización,dependiendo del sistema de producción utilizado.Es evidente que se requiere del control en elmonitoreo diario o en Tiempo Real de los pozospara proveer suficiente información y datos para elanálisis de cualquier sistema de producción.

Conociendo el comportamiento del pozo antes dela aplicación de un nuevo sistema de producción(Válvula Motora, Embolo Viajero, Sarta deVelocidad, Barras y Líquido Espumantes,Compresor a boca del pozo, Combinación dediferentes métodos) y los nuevos parámetros quese han obtenido a través de la Optimización, esposible evaluar el beneficio que se obtiene através de este proceso.

Figura 16- Actividades en la Optimización de la producción para varios Sistemas



23

Manejo de la Producción en Tiempo Real en elActivo Integral Burgos (Telemetría)

El manejo de la Producción en Tiempo Real en elActivo Integral Burgos con el uso de la Telemetríafue implementado desde Agosto del 2003. Elobjetivo de esta aplicación fue proveer a Pemexcon un acceso remoto a los datos de produccióndesde los pozos, mejorando la calidad del

servicio, habilitando la optimización en tiempo realy reduciendo los costos de operación. Los pozosfueron equipados con unidades inteligentes de

RTU, controlados remotamente por el sistemaAutoCycle Plus (ACP). La arquitectura básica dela solución implementada se muestra en la Figura17.

Figura 17- Arquitectura de la Telemetría en CISA.

Los datos de tiempo real son proporcionados alcliente (Pemex) a través de un acceso a Internetutilizando el sistema de hospedaje (Host)“WellWatcher” con un Centro de Manejo de Datos(DMC), el cual se basa en la tecnología “DecisiónPoint Portal”. Los datos se adquieren 4 veces por día y se almacenan en la Base de Datos del DMC(Houston). Usando la información real será

posible en el futuro controlar, manejar ydiagnosticar los problemas en la operación delpozo de acuerdo al conocimiento y experiencia delos ingenieros especialista de SLB.

Los datos en tiempo real siempre contienenalguna información “oculta” (síntomas) acerca delos problemas del pozo.

Al integrar algunas reglas válidas para algunosmétodos específicos de producción que se hanaplicado en el proyecto, el sistema podrárecomendar una solución práctica para resolver elproblema, de acuerdo a la metodología descritapreviamente.

Con respecto a la funcionabilidad y valores que se

pueden obtener a través de la producción entiempo real en pozos con problemas de carga delíquido, es posible obtener los 4 niveles que semuestran en la Tabla 9.



24

Nivel Funcionabilidad Valor Nivel 1 Recopilación de Datos-Transmisión Reduce downtime

Despl iegue gráfico de los datos Reduce costos

Monitoreo y Control Alarmas Reduce visitas programadasEjecución de comandos Demanda de acceso de datos

Nivel 2 Almacenamiento de Datos Aumenta la confianza de los datos

Condiciones y Validación Detección de eventos

Supervisión Análisis de Tendencias

Alertas (Gasto de gas crítico

y promedio variable diarioand

Lógica de Interpretación (Modelo)

Nivel 3 Análisis Transforma datos en Información

Identificación del problema Análisis por expertos

Diagnóstico Reporte del Diagnóstico Desiciones

Instrucciones de disparo

Nivel 4 Presión del yacimiento Otimiza el comportamiento de los

Análisis del sistema en Tiempo Real recursos

Optimización de la Comportamiento de Afluencia Mejora la producción de gasProducción Comportamiento del

levantamiento vertical

Manejo automatizado de la carga

de líquido

Tabla 9- Funcionalidad y Valor de la Producción en Tiempo Real

El sistema de producción en tiempo real se hainstalado en 42 pozos y se espera que se incluyanmás de 40 al sistema de telemetría. Con la últimamejora que se ha realizado se puede decir que seha alcanzado el segundo nivel de funcionalidad.

La nueva modificación permitirá tener el controlcompleto de la operación intermitente permitiendo

la ejecución directa de comandos en lalocalización del pozo. Con la característica de unMapa, el usuario puede visualizar el pozo ydependiendo de su producción se mostrará eltamaño de su burbuja correspondiente (Figura

18).

Figura 18 – Visualización del pozo con la utilización del Mapa



25

A partir del Mapa es posible generar diferentesreportes, como por ejemplo de los datos que se registran con mayor frecuencia, o el promediodiario de la producción, como se muestra en laFigura 19.

Figura 19– Generación de reportes utilizando la característica del Mapa

CASO ESTUDIO DE UN POZO

En esta sección se describe la aplicación de lametodología desarrollada con respecto a la

ingeniería y optimización en el pozo Cuitlahuac-958. El pozo fue terminado en monobore contubería de 3-1/2” y solo se disparó y fracturó unintervalo (3130 a 3140 m).

El pozo inició a producir el 23 de febrero del 2001a través de un estrangulador de 20/64”. Laproducción inicial y presión en la cabeza fue de10.200 MMpcd y 5780 psig, respectivamente. Deacuerdo su comportamiento de producción, elpozo se puede caracterizar como un pozo de altaproducción con una declinación inició muy rápido(en abril del 2001). Para mantener la producción

en el nivel deseado se aumentó el tamaño delestrangulador a 24/64” y después la producción seestabilizó entre 8.800 y 10.000 MMpcd, pero lapresión en la cabeza continuó con su ritmo de

declinación llegando a 4500 psig. En el siguienteperíodo (con una duración corta) la producción degas aumentó a 11.500 MMpcd con una presión enla cabeza de 4175 psig. Después de este período,la producción de gas comenzó a declinar rápidamente, al igual que la presión en la cabeza.En los siguientes 4 meses la presión y produccióndeclinaron a 2200 psig y 6.000 MMpcdrespectivamente. Resumiendo, en los primeros 7meses de producción, la declinación de la presióny producción fue muy rápida. De acuerdo a lamedición con separador trifásico realizada el 25de septiembre del 2002, la producción de gas fue



26

de 1.590 MMpcd con una presión de 1763 psig. Elpozo produce solamente condensado con unpromedio de 71 bpd. Debido a que la presión del

sistema fue de 980 psig, se tuvo flujo sub-sónico através del estrangulador. El gradiente de presiónde fondo fluyendo indica que el contenido delíquido es alto. Se calculó el gasto de gas críticoen 2.763 MMPCD, el cual es mayor al gasto degas medido, por lo que se ha iniciado la carga delíquido en el pozo.

El principal objetivo en el análisis del sistema fueevaluar las posibilidades para producir el gas a

través de una sarta de velocidad con un diámetropequeño, instalada arriba del intervalo disparado.

En la Figura 20 se muestra el Modelo del pozo yyacimiento que se construyó para el análisis delsistema. La presión estática estimada fue de 3550psia y con la composición del gas disponible seseleccionó, en el siguiente paso, la correlación deflujo multifásico vertical de Ansari como semuestra en la Figura 21.

Figura 20- Construcción del Modelo de Análisis Nodal, el cual incluye el yacimiento, pozo, estrangulador ylínea de descarga.



27

Figura 21- Ajuste de correlaciones para reproducir la información medida de Septiembre del 2002. (Presiónestática estimada: 3550 psia).

Well: CUITLAHUAC-958. Nodal Analysis with Solution at bottom Sensitivity: Static pressure and Tubing size (Line pressure= 990 psig, Choke size: 14/64”)

FiguraFigura 22 – Resultados del Análisis del Sistema (Solución en el fondo). Sensibilidad: Presión estática,tamaño de la tubería. (Presión de línea: 990 psig, Tamaño del estrangulador:14/64”)



28

Una vez que se verificó que el modelo reproduceel comportamiento actual, se realizó el análisis desensibilidad para resolver el problema de carga delíquido. La mejor opción fue instalar una Sarta deVelocidad de 2”, la cual reduciría el gasto de gascrítico y extendería el flujo natural del pozo,permitiendo un ligero incremento en la produccióndel gas, como se puede observar en las Figuras23 y 24.

De acuerdo con la recomendación obtenidadurante el análisis de ingeniería, la Sarta deVelocidad se instaló el 5 de noviembre del 2002 yel problema de carga fue resuelto. Después de unaño, el proceso natural de declinación continuó ynuevamente se presentó el problema de carga.Debido a que las condiciones de flujo cambiaron,fue necesario ajustar el Modelo de Análisis Nodala las nuevas condiciones mostradas en la Tabla10.

Fecha Pwh, psig P línea,psig

Qg,MMPCD Estrang. Agua, bpd Cond, bpd Observaciones

26-Sep-02 1760 990 1.524 14/64" 0 75 Toma para Ingría.

3-Ene-03 1780 1063 1.556 14/64" 0 38 Con SV de 2”

4-Ene-03 1610 1085 1.899 16/64” 0 97.7 Con SV de 2”

29-Jun03 1500 1080 0.675 14/64" 3.5 4.8 Con SV de 2”

Tabla 10- Datos medidos con separador trifásico.

Figura 23– Ajuste del nuevo Modelo (Solución en la superficie)



29

Carga de líquido a las

Condiciones actuales

Figura 24– Ajuste del nuevo Modelo (Solución en el fondo)

El siguiente paso fue realizar un análisis desensibilidad para resolver el problema de carga,indicando que se requiere reducir la presión delínea a 220 psig y aumentar el tamaño del

estrangulador a, almenos 18/64”, dependiendo delcomportamiento del pozo (Figura 25).

Figura 25- Análisis de sensibilidad (Presión estática y diámetro del estrangulador)



30

Estas recomendaciones se implementaron enNoviembre del 2003 y el pozo inició a producir sin

problema de carga de líquido como se muestra en

la Figura 26. El incremento en la producción degas fue del 78.2%.

Well: CUITLAHUAC-958Production History during its life

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

2 3 - F e

b - 0

1

2 3 - M a r - 0

1

2 3 - A p r - 0

1

2 3 - M a y - 0

1

2 3 - J u n - 0

1

2 3 - J u

l - 0 1

2 3 - A u g - 0

1

2 3 - S e p - 0

1

2 3 - O c

t - 0 1

2 3 - N o v - 0

1

2 3 - D e c - 0

1

2 3 - J a n - 0

2

2 3 - F e

b - 0

2

2 3 - M a r - 0

2

2 3 - A p r - 0

2

2 3 - M a y - 0

2

2 3 - J u n - 0

2

2 3 - J u

l - 0 2

2 3 - A u g - 0

2

2 3 - S e p - 0

2

2 3 - O c

t - 0 2

2 3 - N o v - 0

2

2 3 - D e c - 0

2

2 3 - J a n - 0

3

2 3 - F e

b - 0

3

2 3 - M a r - 0

3

2 3 - A p r - 0

3

2 3 - M a y - 0

3

2 3 - J u n - 0

3

2 3 - J u

l - 0 3

2 3 - A u g - 0

3

2 3 - S e p - 0

3

2 3 - O c

t - 0 3

2 3 - N o v - 0

3

2 3 - D e c - 0

3

2 3 - J a n - 0

4

Fecha, dd-mm-aa

P r e s s u r e , p s i g

/

L i q u i d r a t e ,

b p

0.000

0.500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

6.500

7.000

7.500

8.000

8.500

9.000

9.500

10.000

10.500

11.000

11.500

Presión en cabeza Presión de línea Gasto de agua Gasto de condensado Gasto de gas

G a s r a t e ,

M M s c f d

V e

l o c

i t y S t r i n g

i n s

t a l l e d o n

N o

v 0 5

, 2 0 0 2

L i n e

P r e s s u r e

2 2 0 p s

i g ,

1 8 / 6

4 " . N o v

0 4

, 2 0 0 3

Figure 26- Historia de producción completa incluyendo el comportamiento del pozo después de laOptimización.

RESULTADOS DE LA PRODUCCIÓN

Siguiendo la Metodología descrita en lassecciones anteriores hemos analizado más de470 pozos con diferentes características deproducción y en almenos el 90 % se aplicó unnuevo sistema de producción. La aplicación de lasrecomendaciones y sistemas de produccióninstalados han proporcionado un incremento en laproducción de gas de 95 MMpcd en comparacióncon la producción de gas estimada sin el uso delsistema de producción para resolver el problemade carga de líquido. Desde el inicio del proyecto elincremento promedio de gas fue de 3.5 MMpcd yen los últimos tres meses del 2003 se identificóuna disminución en la tendencia de la produccióndebido a problemas en la operación de los

campos. En los primeros tres meses del 2004 setiene una nueva tendencia de continuar con elincremento de la producción, con un promedio de3.6 MMpcd. Se estima que para finales del 2004 oinicio del 2005 se hayan analizado 650 pozos, yel incremento esperado en la producción de gassea de aproximadamente 125 MMpcd, ó 45.6Bscf/año. Con un promedio en el precio del gas de2.27 USD/Mpc, se estima un ingreso total anualpara el 2004 de 102.15 millones de dólares. En laTabla 11 y Figura 27 se muestran los resultadosde la producción.



31

2003-Producció}n de Gas 2004Sistemas de Producción 2002 Ene 03 Feb 03 Mar 03 Abr 03 May 03Jun 03 Jul 03 Ago 03 Sep 03 Oct 03 Nov 03 Dec 03Ene 04 Feb 04

Mes 0.05 2.43 4.1 2.33 0.13 2 2.58 0.12 0.54 0.55 0.78 2.94 1.13 1.98Total 24.15 25.84 29.17 37.71 38.84 38.84 43.16 47.32 48.49 47.69 49.25 51.8 53.66 53.09 55.45Mes 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.65Total 0.86 0.77 0.68 0.8 0.83 0.94 0.9 0.95 1.12 1.07 1.02 1 0.96 0.92 1.45Mes 0.00 0.00 0.93 0.77 0.25 0.22 0.33 0.00 0.11 0.33 0.00 0.00 0.00 0.00Total 6.55 6.84 7.19 7.85 8.49 10.4 9.8 10.82 11.35 11.26 12.26 11.23 11.96 12.67 14.11Mes 0.00 0.75 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.03 0.00 0.00 0.21 0.00 0.30Total 2.15 2.66 3.59 4.36 4.62 4.84 5.18 5.51 6.17 6.16 6.27 5.68 6.66 6.6 6.69Mes 0.97 1.57 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.35 2.94 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Total 4.13 5.01 4.24 2.1 2.27 2.2 2.51 2.22 2.66 5.64 5.75 4.39 5.51 4.61 5.05Mes 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.07Total 1.76 1.83 2.03 1.87 1.82 2.11 1.86 1.49 0.99 1.01 1.06 1.2 1.4 1.77 1.69Mes 0.00 0.00 0.03 0.24 0.20 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.40 0.00 0.00 0.00Total 4.11 4.02 4.04 3.41 3.6 3.71 2.71 2.52 2.5 2.6 3.2 3.9 3.32 3.1 3.34

TOTALdel 02 al 04 43.71 46.97 50.94 58.1 61.48 63.49 66.34 71.16 73.63 78.51 79.14 80.6 83.68 82.76 88.8

Barras espumantes

Cambio de Estrangulad

Embolo viajero

Sistema de baja presión

Sarta de Velocidad

Tubería Capilar

Válvula Motora

Tabla 11- Resultados de Producción en el Proyecto CISA.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

I n c r e m e n t o t o t a l e n l a P r o d u c c i ó n d e G a s ,

2002 Ene 03 Feb 03 Mar 03 Abr 03 May 03 Jun 03 Jul 03 Ago 03 Sep 03 Oct 03 Nov 03 Dec 03 Ene 04 Feb 04

Fecha

Total de Producción incluyendo todos los sistemas de producción aplicados para resolver el problema de Carga deLíquido. Proyecto CISA

Período: Noviembre, 2002- Febrero, 2004.

Sarta de Velocidad Tubería capilar Válvula Motora Barras Espumantes Cambio de Estrang. Embolo Viajero Sistema de baja presión TOTAL

Figura 27- Resultados de Producción en el Proyecto CISA

CONCLUSIONES

El proyecto CISA inició en Noviembre del 2002como un proyecto integral para la optimización depozos de gas que tienen problema de carga delíquido. El proyecto comprende procesostotalmente integrados iniciando con la preparaciónde datos y terminando con la optimización y

monitoreo de la producción en Tiempo Real(telemetría). Durante el período de dos años ymedio el proyecto ha pasado a través de variasetapas para llegar a la estructura actual. Se hananalizado más de 470 pozos a través de unanálisis detallado de ingeniería utilizando lametodología desarrollada del Análisis NodalComposicional y Muilti-Criterio para seleccionar el



32

Método de Producción apropiado. Lasrecomendaciones claramente definidas en losreportes de ingeniería se han aplicado en más de

420 pozos. Los diferentes métodos de producciónpara la operación continua o intermitente tienenbastante flexibilidad que consideran lascondiciones actuales y futuras del pozo. Enmuchos de los casos, cuando no fue posibleresolver el problema de carga con la aplicación deun solo método de producción, se implementaronsistemas combinados (operación intermitente encombinación con métodos de agentesespumantes, sartas de velocidad con válvulamotora y agentes espumantes, etc.). Llevando acabo la Optimización fue posible modificar lasolución propuesta de ingeniería y ajustar elmodelo al nuevo comportamiento del pozo deacuerdo a los cambios observados en elyacimiento (declinación de la presión estática,cambio en la composición de gas, daño por bloque de líquidos, etc.), pozo y superficie. Lalección aprendida en los dos años y medio nosdice que la aplicación de sistemas de produccióncombinados son la manera más eficiente deatacar la nueva carga de líquido.

El incremento de producción obtenido de 95MMpcd y el incremento de producción estimada alfinal del año en el rango de 110 a 125 Mpcd, sonuna prueba evidente de cómo el manejo integral

de la producción en los pozos de gas con cargade líquido puede hacer que un proyecto seaverdaderamente exitoso.

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Solucion Integral Para Tratar El Problema de Carga de Liquidos en Pozos de Gas

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