REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE ESTUDIOS PARA GRADUADOS
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERO DE PETRÓLEO
PLAN DE EXPLOTACIÓN PARA EL DRENAJE ÓPTIMO DE LAS RESERVAS DE GAS Y CONDENSADO DEL YACIMIENTO OLI - 01 DEL BLOQUE E DEL ÁREA SUR
DEL LAGO DE MARACAIBO.
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE PETRÓLEO
Autor: Ing. Katherina Margarita González García. Tutor: Prof. Américo Perozo, M.Sc.
Maracaibo, enero de 2015.
González García, Katherina Margarita. Plan de explotación para el drenaje óptimo de las reservas de gas y condensado del yacimiento OLI - 01 del Bloque E del área Sur del Lago de Maracaibo. (2015) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 118 p. Tutor: Msc. Américo Perozo.
RESUMEN El SLE-OLI-01 es un yacimiento de gas condensado y petróleo el cual fue descubierto en el año 1.973 con la perforación del pozo SLE-42X, pozo que alcanzó la profundidad de 18.126 pies, teniendo como objetivo las Arenas Basales del Oligoceno. En el yacimiento se perforaron un total de 10 pozos, de los cuales actualmente se encuentran 3 pozos activos (22,22%),5 pozos inactivos (44,44%) y 2 pozos abandonados (33,33%). La producción diaria promedio actual (Enero 2015) es de 21,3 millones de pies cúbicos normales por día y 1.410 Barriles de petróleo de 42 °API con un RGP Promedio de 12.000 PCN/BN. Con el pasar de los años la producción de condensado ha disminuido sustancialmente producto de varios factores, entre los cuales podemos mencionar la declinación de la presión del área, la cual está muy cercana a la presión de saturación. En base a esto y considerando que este yacimiento es un suplidor parcial del Complejo Petroquímico “Ana Maria Campo (El Tablazo)”; fue necesario buscar estrategias de explotación considerando las cantidades originales de gas y condensado, que nos permitan producir las reservas del área a través de los pozos existentes de manera eficiente y racional a un menor costo , para ello se realizó un análisis exhaustivo sobre las reservas de de gas y condensado existentes, partiendo de las propiedades físicas y petrofísicas, así como de los fluidos presentes en el yacimiento mediante los análisis PVT disponibles.. Adicionalmente se realizó una revisión del modelo estructural y en base a esta información integrada; establecer los volúmenes originales en sitio de gas y condensado mediante el método volumétrico / grid map (Software Oil Field Manager).y de esta forma estimar la reservas de gas y condensado presentes en el yacimiento OLI-01. Finalmente se evaluaron los escenarios de explotación óptimos para la generación de un plan de desarrollo que sea factible técnicamente para el yacimiento OLI-01. Palabras claves: Condensado, Gas, Liviano, Oligoceno, declinación de presión, presión de saturación, estrategias de explotación, reservas. E-mail del autor: [email protected]
González García, Katherina Margarita. Explotation Plan for optimal drainage of the gas stockpiles and condensate reservoir OLI-01 of the Block E in the South Lake area in Maracaibo. (2015) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 118 p. Tutor: Msc Américo Perozo.
ABSTRACT
The SLE-OLI-01 is a condensate gas and petroleum reservoir, which was discovered in the year 1973 with the drilling of the well SLE-42X, well that reached the deep of 18.126 ft. aiming for the Basal Oligocene sands. In the reservoir a total of 10 wells were drilled, of which currently 3 are active wells (22,22%), 5 are inactive wells (44,44%) and 2 are abandoned wells (33,33%). The current average daily production (January 2015) is 21,3 million cubic feet per day and 1410 petroleum barrels of 42° API with an average RGP of 12.000 PCN/BN. With the passing of the years the condensate production has substantially decreased, due to various factors, among which we can mention the pressure decline of the area, which is very close to the saturation pressure. Based on this and considering that this reservoir is a partial supplier of the Petrochemical Complex “Ana Maria Campo (El Tablazo)”; is necessary to search for exploitation strategies considering the original quantities of gas and condensate, that allow us to produce the reservations area through the existents wells in an efficient and rational way at a lower cost. For that it was performed an in depth test about the gas and condensate reservations in existence, starting with the physical and petro physical properties, as well as the present fluids in the reservoir through the available PVT test. In addition a review of the structural model based on this integrated information was made; establish the original volume in gas and condensate site by the volumetric method / grid map (Software Oil Field Manager). And, this way, estimate the gas and condensate reservations present in the reservoir OLI-01. Finally the optimum exploitation scenarios were evaluated to make a development plan that is technically feasible for the reservoir OLI-01. Key Words: condensate, gas, light, Oligocene, pressure decline, saturation pressure, exploitation strategies, reservations. E-mail of the author: [email protected]
AGRADECIMIENTOS
A Dios ante todo por ser mi guía, apoyo e iluminar cada pasó de mi vida.
A mi madre Doris de González por darme la vida y ser el pilar fundamental de mi familia
y ayuda idónea para ser mejor persona.
A mi padre Gonzalo E. González, quien nos dio a mi hermana y a mí, el mejor ejemplo
de trabajo, honestidad, esfuerzo y constancia para el logro de los retos propuestos.
A mi Hermana Karen Josefina González de Fuenmayor que con su paciencia en todo
momento me ayudo a seguir adelante y a perseverar en el transcurso de mi
investigación.
A mis hijas Daniela Marian y Andrea Verónica Medina González, que con su paciencia,
ayuda y consuelo me apoyaron durante mis días de resignación y me impulsaron a
seguir adelante a pesar del poco tiempo que les dediqué durante esta investigación.
A mis compañeros de trabajo Alexander Aldana, Ramiro Medina y Carmen Chin,
quienes fueron mis pilares fundamentales para el logro de los objetivos.
A la ilustre Universidad del Zulia, Alma Mater de nuestro Estado.
A la Empresa PDVSA Petróleo S,A. , por su apoyo irrestricto.
A la Unidad de Explotación Centro Sur Lago.
A mi tutor académico Américo Perózo que con su oportuna ayuda, amplia experiencia y
sabia orientación ayudaron a desarrollar con éxito este proyecto.
A todas aquellas personas que de una u otra manera dieron su grano de arena para
que se materializara este proyecto, a todos gracias.
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN. 3
ABSTRACT. 4
AGRADECIMIENTOS. 5
TABLA DE CONTENIDO. 6
LISTA DE FIGURAS. 10
LISTA DE TABLAS. 12
LISTA DE ABREVIATURAS Y SIMBOLOS. 13
INTRODUCCIÓN 14
CAPITULO I EL PROBLEMA
1.1. Planteamiento y Formulación del Problema 15
1.2. Objetivos De La Investigación 16
1.2.1. Objetivo General 16
1.2.2. Objetivos Específicos 16
1.3. Justificación e Importancia de la Investigación 17
1.4. Viabilidad de la Investigación 18
1.5. Resultados Esperados de la Investigación 18
1.6. Delimitación de la Investigación 19
1.6.1. Reseña Histórica del Yacimiento OLI-01. Campo Centro Lago 19
1.6.2. Ubicación del Área de Estudio 21
CAPITULO II MARCO TEORICO
2.1. Antecedentes Teóricos de Ejecución de un Plan de Explotación para el
yacimiento OLI-01. 23
2.2. Bases Teóricas. 25
2.2.1. Yacimientos de Hidrocarburos. 25
2.2.2 Clasificación de los yacimientos de Hidrocarburos. 26
2.2.2.1 Geológicamente. 26
2.2.2.2 De acuerdo al estado de los Fluidos. 27
2.2.2.3 De acuerdo al mecanismo de producción. 30
Página
2.2.3. Presión en el Yacimiento. 34
2.2.3.1 Presión de formación. 34
2.2.3.2. Presión estática del Yacimiento. 34
2.2.3.3. Presión de fondo fluyente. 34
2.2.3.4 Presión de Rocío. 34
2.2.3.5 Presión de Burbujeo. 35
2.2.3.6 Presión al Datum. 35
2.2.4. Pruebas de Presión. 35
2.2.4.1 Pruebas de restauración de presión. 36
2.2.4.2 Pruebas de declinación de presión. 37
2.2.4.3 Pruebas Multi tasa. 37
2.2.4.4 Pruebas de producción DST. 38
2.2.4.5 Probadores de formación RST. 39
2.2.4.6 Prueba de gradiente estático o Dinámico. 41
2.2.4.7 Pruebas de Interferencia. 42
2.2.5 Saturación de Fluidos. 44
2.2.6 Arena Neta Petrolífera. 44
2.2.7 Análisis PVT. 45
2.2.7.1 Composición de Fluidos en el yacimiento. 46
2.2.7.2 Pruebas de expansión o Composición Constante. 46
2.2.7.3 Prueba de Liberación diferencial. 47
2.2.7.4 Prueba de Separadores. 47
2.2.7.5 Prueba de Viscosidad. 48
2.2.7.6 Validación de pruebas PVT. 48
2.2.7.7 Limitaciones de las pruebas de laboratorio. 48
2.2.8 Parámetros de Presión Volumen y temperatura. 49
2.2.8.1 Factor Volumétrico del petróleo Bo. 49
2.2.8.2 Relación Gas – petróleo en solución. 49
2.2.8.3 Factor Volumétrico del gas Bg. 49
2.2.8.4 Razón gas-petróleo acumulado. 50
2.2.8.5 Factor Volumétrico del agua. 50
2.2.8.6 Factor volumétrico total o bifásico. 50
2.2.8.7 Compresibilidad del petróleo. 51
2.2.8.8 Viscosidad del petróleo. 51
2.2.8.9 Comprensibilidad del gas. 51
2.2.8.10 Comprensibilidad del agua. 51
2.2.9 Métodos para el cálculo de reservas. 52
2.2.9.1 Método volumétrico. 52
2.2.10 Problemas en el yacimiento. 56
2.2.11 Restricciones alrededor del pozo. 57
2.2.12 Obstrucción en la tubería. 60
2.2.13 Producción de agua indeseable. 62
2.2.14 Estimulaciones. 69
CAPITULO III MARCO METODOLOGICO
3.1. Tipo de Investigación. 72
3.2. Diseño de la Investigación. 73
3.3. Población y Muestra. 74
3.4. Técnica de Recolección de Datos. 74
3.4.1. Observación Directa. 75
3.4.2. Entrevista no Estructurada. 75
3.4.3. Revisión Documental. 75
3.4.4. Secciones de Grupo. 76
3.5. Procedimiento de la Investigación. 76
3.5.1. Elaboración del Listado de Pozos. 76
3.6. Recopilación de la Data. 78
3.7. Validación de la Data. 78
3.8. Digitalización de la Data. 79
CAPITULO IV ANALISIS DE RESULTADOS
4.1 Propiedades Físicas y Petrofísicas del yacimiento OLI-01. 80
4.2 Propiedades de los fluidos. 82
4.3 Modelo Estructural del yacimiento OLI-01. 85
4.3.1. Marco Estructural Regional. 86
4.3.2. Marco Estructural Local. 88
4.4. Establecimiento de los volúmenes originales en sitio de gas y 91
condensado.
4.5. Estimación de las Reservas de gas y condensado. 96
4.6 Escenarios de Explotación Óptimo. 99
4.4.1 Comportamiento de producción de los pozos. 99
4.6.1.1 Pozo SLE 2. 99
4.6.1.2 Pozo SLE 6. 102
4.6.1.3 Pozo SLE 7. 104
4.6.1.4 Pozo SLE 42. 105
4.6.1.5 Pozo SLE 44. 108
CONCLUSIONES. 113
RECOMENDACIONES. 116
BIBLIOGRAFÍA. 117
LISTA DE FIGURAS
1 Historia de producción del yacimiento OLI-01. 21
2 Ubicación Geográfica del Bloque E Campo Centro Lago. 22
3 Diagrama de Fases. 27
4 Desplazamiento Hidráulico. 30
5 Desplazamiento por gas en solución. 31
6 Desplazamiento por capa de gas. 32
7 Influencia del mecanismo de producción primario en el porcentaje de recobro y presión del yacimiento.
33
8 Secuencia de Eventos para una Prueba de Restauración. 36
9 Secuencia de Eventos para una Prueba de Declinación. 37
10 Secuencia de Eventos para una Prueba Multi tasa. 38
11 Secuencia de eventos para una Prueba DST. 39
12 Representación Gráfica de la Herramienta RFT 40
13 Representación de los Gradientes Interpretados a través de los puntos de presión obtenidos de los probadores de formación.
40
14 Secuencia de eventos para una Prueba BHP-BHT. 41
15 BHP-BHT estático (izquierda) y BHP-BHT dinámico (derecha). 42
16 Representación de la Prueba de interferencia entre capas. 43
17 Prueba de Interferencia entre pozos. 43
18 Efecto del daño en la productividad. 59
19 Canales detrás del revestidor. 63
20 Fugas o goteras en el revestidor. 64
Página Figura
21 Canales formados en el yacimiento. 66
22 Fracturas entre inyector y productor. 67
23 Conificación de agua en el fondo. 68
24 Pozos con núcleos en el área. 81
25 Ubicación de la Cuenca del Lago de Maracaibo. 86
26 Esquema tectónico regional. 88
27 Sección estructural SO-NE 1. 89
28 Sección Estructural SO-NE 2. 90
29 Mapa Estructural del Yacimiento OLI-01. 91
30 Datos petrofísicos cargados en OFM. 91
31 Vista del filtro realizado en OFM para proceder al cálculo de las variables. 92
32 Mapa de Arena Neta Petrolífera. 92
33 Mapa de porosidad. 93
34 Mapa de Saturación. 93 35 Mapa del GOES. 94 36 Ventana de ecuación para el cálculo del GOES en OFM.
94
37 Mapa del GCOES. 95
38 Ventana generada con el valor del GCOES en OFM. 95
39 Disco de prueba del pozo SLE 44. 97
40 Histórico de Producción de Gas, Petróleo, Agua del Pozo SLE-2. 97
41 Histórico de Producción de Gas, Petróleo, Agua del Pozo SLE-6. 101
42 Histórico de Producción de Gas, Petróleo, Agua del Pozo SLE-7. 103
43
Histórico de Producción de Gas, Petróleo, Agua del Pozo SLE-42. 105
44 Histórico de Producción de Gas, Petróleo, Agua del Pozo SLE-44. 108
LISTA DE TABLAS
1. Clasificación del Petróleo Negro según su Gravedad API.
2. Caracterización de Fluidos de yacimientos en base a información de pruebas
de producción y análisis cromatográfico.
3. Lista de Pozos a evaluar.
4. Información de los pozos obtenida de los registros Ganma Ray.
5. Información obtenida por el petrofísico a través de Geographyx Discovery
Prizm.
6. Fechas de la toma de muestras de los registros PVT.
7. Recombinación matemática en el pozo SLE-71-X.
8. Recombinación matemática en el pozo SLE-44-X.
9. Recombinación matemática en el pozo SLE-42-X .
10. Valores PVT para el Cálculo de Reservas de Gas y Condensado.
11. Valores de GOES y GCOES por OFM.
12. Factores de Recobro según Libro de Reservas Oficial 2013.
13. Oportunidades Visualizadas por cada Pozo.
29
29
77
77
78
82
84
84
85
85
96
98
112
LISTADO DE ABREVIATURAS Y SIMBOLOS
PDVSA Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima.
E&P Exploración y Producción.
O Oeste.
E Este.
N Norte.
S Sur.
NO Nor-Oeste.
NE Nor-Este
SO Sur-Oeste.
SE Sur-Este.
BN Barriles Netos.
Bbpd Barriles Brutos de Petróleo por Día.
BND Barriles Normales por Día.
POES Petróleo Original en Sitio.
GOES Gas Original en sitio
GCOES Gas Condensado Original en Sitio
GSOS Gas Seco Original en Sitio
COES Condensado Original en sitio
Sgci Saturación de Gas Condensado
Bgci Factor Volumétrico del gas condensado
Bgi Factor volumétrico del gas inicial
Bo Factor volumétrico del petróleo
Bg Factor volumétrico del gas
Bga Factor Volumétrico del gas a la presión de abandono
Fr Factor de recobro
Frg Factor de recobro del gas
fg Fracción del gas
Rgci Relación gas/condensado original
GR Gamma Ray (Rayo Gamma).
e Espesor de arena neta
A Area del Yacimiento
Aprox Aproximadamente.
INPELUZ Instituto de Investigaciones Petroleras de La Universidad del Zulia.
ST Side Track.
RC Re-acondicionamiento.
Ø Porosidad.
K Permeabilidad.
mD Mili Darci.
m Metro.
Km Kilómetro.
Cm Centímetro.
mm Milímetro.
Dc Decímetro.
% Porcentaje.
INTRODUCCIÓN.
El Bloque E del Sur del Lago se encuentra ubicado en la parte Sur Occidental de la
Cuenca del Lago de Maracaibo y está limitado al Norte por los Bloques B y D, al Sur por
la franja acuática asignada a responsabilidad exploratoria de PDVSA EyP (Reservas
Nacionales); al Este por el Bloque D y al Oeste por la franja costera occidental del lago
muy próxima a las riveras del Río Catatumbo.
La evaluación del área Sur del Lago de Maracaibo, se ha realizado con el propósito de
fundamentar las oportunidades de explotación de la zonas de gas propuestas,
especialmente del Bloque E el cual se perfila como suplidor parcial del gas que garantice
la continuidad operativa del Complejo Petroquímico Ana María Campo.
En el Bloque E oficialmente, se han diferenciado dos yacimientos denominados:
SLE-OLI-01 y SLE-OLI-04, El yacimiento SLE-OLI-01 contiene gas condensado y
petróleo; el yacimiento SLE-OLI-04 únicamente petróleo.
Este Informe presenta la metodología seguida para llevar a cabo el plan de explotación
para el drenaje óptimo de las reservas de gas y condensado del yacimiento OLI - 01 del
bloque E del área Sur del lago de Maracaibo.
El estudio comprende la determinación de las propiedades físicas y petrofísicas del
yacimiento OLI-01 del bloque E; así como las propiedades de los fluidos presentes en el
yacimiento mediante los análisis PVT disponibles. La definición del modelo estructural, el
establecimiento de los volúmenes originales en sitio de gas y condensado mediante el
método volumétrico / grid map (Software Oil Field Manager), y así con toda esta
información recopilada analizar los escenarios de explotación óptimos según la
factibilidad técnica del yacimiento OLI-01, para finalmente proponer un plan de
explotación para el yacimiento OLI-01.
El trabajo está estructurado en cuatro capítulos, en el primero se establece el
problema, los objetivos, la justificación y limitaciones de a investigación. En el segundo
Capítulo los aspectos generales del área en estudio como lo es el Yacimiento OLI-01. En
el tercer capítulo se presenta la metodología implementada en el desarrollo del estudio y
en el cuarto y último capítulo se plantea la solución del problema, se concluye acerca de
la investigación y se dan recomendaciones de la misma.
.
CAPÍTULO I
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1. Planteamiento y Formulación del Problema.
El área Sur del Lago es una de las áreas con mayores reservas de condensado del
campo Centro Lago, con unos volúmenes de 1266,1 MMMPCN en reservas
recuperables, esta se perfila como un área prospectiva para ser desarrollada en los
próximos años. Las características de la mezcla de los fluidos de los yacimientos
provenientes de los bloques de producción de Sur del Lago; permiten catalogarla como
un área cuyo fluido presenta propiedades de gas condensado retrógrado, pero con
tendencia a crudo volátil debido al alto contenido de fracciones livianas de hidrocarburos.
Adicionalmente, la alta complejidad estructural del área representada por pozos muy
profundos (18500” aproximadamente) la hacen acreedora de características muy
particulares como lo son el presentar presiones cercanas a la presión de Saturación
(P.actual = 6600 Lpc P.sat = 6100 Lpc) y formación de Hidratos (Vapor de agua) por
condensación asociada a la alta producción de gas; estos aspectos impactan en la
efectividad de los trabajos a la hora de intervenir los pozos. Actualmente el área de
mayor prospectividad a desarrollar, basado en reservas de gas y condensado, es el
Bloque E, donde en los últimos años ha disminuido la producción de estos fluidos, por lo
tanto es necesario restablecer los valores de producción a niveles aceptables de tal
forma de mejorar la extracción en el área.
Con el objeto de obtener una explotación Optima del yacimiento OLI-01, que conforma el
Bloque E del área Sur del Lago, se debe realizar un análisis sobre las reservas de de
gas y condensado existentes.
Este trabajo de investigación se llevará a cabo debido a que en el área Sur del lago, en
el Bloque E la producción de gas y condensado ha venido declinando paulatinamente
sin poder revertir la tendencia. Adicionalmente, los trabajos de estimulación a los cuales
16
se han sometido los pozos, como actividad fundamental del plan de explotación, han
demostrado un porcentaje bajo de efectividad.
Teniendo en cuenta lo anterior, se debe proponer el Desarrollo de Estrategias de
Explotación para el drenaje optimo de las reservas de gas y condensado del yacimiento
OLI-01 del Bloque E del área Sur del lago de Maracaibo con la finalidad de recuperar lo
más pronto posible las reservas de gas y condensado del área.
Formulación del problema:
En base a lo anterior ¿Es factible el desarrollo de un Plan de Explotación para el drenaje
optimo de las reservas de gas y condensado del yacimiento OLI- 01 del Bloque E del
área Sur del lago de Maracaibo, considerando las reservas existentes en el yacimiento?
1.2 Objetivos de la Investigación.
1.2.1 Objetivo General:
Proponer un Plan de Explotación para el drenaje óptimo de las reservas de gas y
condensado del yacimiento OLI - 01 del Bloque E del área Sur del lago de Maracaibo.
1.2.2 Objetivos Específicos:
• Determinar las propiedades físicas y petrofísicas del yacimiento OLI-01 del bloque E.
• Determinar las propiedades de los fluidos presentes en el yacimiento mediante los
análisis PVT disponibles.
• Definir el modelo estructural del yacimiento en estudio.
• Establecer los volúmenes originales en sitio de gas y condensado mediante el método
volumétrico / grid map (Software Oil Field Manager).
17
• Analizar los escenarios de explotación óptimos según la factibilidad técnica del
yacimiento OLI-01.
• Proponer un plan de explotación para el yacimiento OLI-01.
1.3 Justificación e Importancia de la Investigación.
La industria petrolera representa el eje principal para el desarrollo económico del país,
es por esto que constantemente se realizan revisiones en las instalaciones,
infraestructura y procedimientos que se orientan hacia la búsqueda de nuevas
tecnologías, a fin de fortalecer y mejorar las actividades para la extracción, recolección y
tratamiento de los volúmenes de hidrocarburo. En este sentido, uno de los factores que
pueden ser estudiados para apuntar hacia el desarrollo de un plan de explotación
eficiente, es la determinación de las reservas de yacimiento, lo cual es muy importante
ya que permite efectuar con exactitud la estimación de la producción y proponer el
mejoramiento de la misma.
Basado en lo anterior, el desarrollo de esta estrategia de explotación sentará las bases
para la aplicación de una metodología de trabajo que propicie el desarrollo de nuevas
estrategias para los otros bloques del área Sur del lago, bajo las condiciones actuales
de los pozos pertenecientes al área. Por otra parte, esta investigación servirá como
punto de partida para el estudio de la productividad de los pozos del área Sur del Lago,
lo cual daría mayor confiabilidad a la hora de intervenir los pozos y tomar decisiones
acertadas.
Desde el punto de vista teórico, este estudio aportará conocimientos sobre el desarrollo
de un plan de explotación, asociando la estimación de reservas en el yacimiento OLI-01,
con el fin de obtener argumentos validos para la definición de estrategias con respecto al
mismo.
De igual manera, aportará a La Universidad del Zulia una guía metodológica, innovadora
y actualizada en referencia a los métodos que se utilizan para generación de los planes
de explotación de los yacimientos, con la cual se obtendrá una noción acerca de los
18
pasos que se deben realizar para proponer estrategias que mejoren la productividad de
los pozos; siendo una herramienta de mucha utilidad, la cual servirá de soporte a
estudios futuros relacionados con el tema; así como de consulta para aquellos nuevos
estudiantes que deseen adquirir conocimientos en el área de la ingeniería.
Finalmente desde el punto de vista práctico se dispondrá de un procedimiento para
identificar las reservas de gas y condensado presentes en el yacimiento, que por su
naturaleza tendrán distintos valores que las permitirán diferenciarse, proponiendo así
estrategias para el desarrollo del área; es así que para el ingeniero de petróleo es vital
conocer estos procedimientos ya que los mismos varían a lo largo del tiempo.
1.4 Viabilidad de la Investigación.
El desarrollo de un Plan de Explotación para el drenaje óptimo de las reservas de gas y
condensado del yacimiento OLI-01 del Bloque E del área Sur del lago; tiene factibilidad
técnica debido a que la Industria petrolera (PDVSA) dispone de Recursos:
• Humanos: personal técnico capacitado que sirve de apoyo para el desarrollo del
presente trabajo.
• Tecnológicos: software, programas computarizados, computadoras, etc.
• Financiero: se refiere al presupuesto destinado para la toma de data, así como el pago
al personal, adecuación de la infraestructura de los pozos e instalaciones para el logro
de los objetivos del presente trabajo.
1.5 Resultados Esperados de la Investigación y Estrategias de Difusión o
Implementación.
Con la ejecución de este proyecto de investigación se espera entre otros logros obtener
en base a la metodología empleada, una plan de explotación para el drenaje optimo de
las reservas de gas y condensado del yacimiento OLI-01 del Bloque E del área Sur del
19
lago; proporcionará a otros investigadores información relevante para desarrollar nuevos
estudios del área en general.
Adicionalmente aportará una nueva metodología de trabajo que puede ser aplicada en el
desarrollo de nuevas Estrategias de Explotación para el drenaje optimo de las reservas
de gas y condensado en otras área de interés. Además, sentará las bases para el
estudio de productividad de los pozos del área Sur del lago.
1.6 Delimitación de la Investigación.
• Espacial: La investigación se desarrollará en las instalaciones de PDVSA,
específicamente en el municipio Lagunillas, Edificio El Menito y en el área del Bloque E,
en el yacimiento OLI-01 del área Sur del Lago de Maracaibo.
• Temporal: Se empleará un tiempo de seis (06) meses para la ejecución del trabajo,
comenzando desde el mes de Septiembre del 2014, hasta el mes de Febrero del 2015.
1.6.1 Reseña Histórica del Yacimiento OLI-01. Campo Centro Lago.
El SLE-OLI-01 es un yacimiento de gas condensado y petróleo, fue descubierto en el
año 1.973 con la perforación del pozo SLE-42X, pozo que alcanzó la profundidad de
18.126 pies, teniendo como objetivo las Arenas Basales del Oligoceno, el cual se probó
a hoyo desnudo obteniéndose una producción de 840 BNPD; 12.054 PCN/BN; 41° API y
10% AyS; con reservas probadas de 46,2 MMBls de crudo (Condensado + Liviano). La
presión inicial del yacimiento fue de 7.700 Lppc, con un punto de rocío en un rango de
7.235 a 7675 Lppc. Posee un área de 1.549 Acres y una temperatura de 329 ºF.
El yacimiento comenzó su producción oficialmente en el año 1986 a través del pozo
SLE-71 X, con una tasa inicial de 2.300 BPND, 4.600 PCN/BN y 0.0 % de AyS. En el
año 1987 se incorporan a producción los pozos SLE-44 X y SLE-42X, obteniendo una
producción para el yacimiento de 4.500 BNPD y 2.980 PCN/BN, en el año 1.989 se
20
perforó el pozo SLE-1 y en 1990 el pozo SLE-2, con los cuales el yacimiento llegó a su
producción máxima de 9.700 BNPD y 2.200 RGP.
Posteriormente la producción de crudo fue disminuyendo y se mantuvo una relación gas-
petróleo promedio de 2.500 PCN/BN, adicionalmente el corte de agua incremento esto
es atribuido al pozo SLE-1, el cual según los registros eléctricos corridos en el mismo
presenta una posible zona de transición y mala cementación, a partir del año 1.994 se
observa un incremento en la producción y disminución del corte de agua debido al cierre
del pozo SLE-1 y trabajos de estimulación realizados a los pozos.
A partir del año 1998 incremento la relación gas –petróleo a causa del pozo SLE-6
incorporado a la producción del yacimiento con tasas de condensado de 450 BPND,
15.000PCN/BN y cortes de agua debajo del 3.0%.
Posteriormente, el ultimo pozo que se incluyo a producción fue el pozo SLE-7 en el año
2004. Este comenzó a producir con tasas de condensado en el orden de 290 BPND,
11.034 PCN/BN de RGP. Las curvas de comportamiento de producción de gas, petróleo
y agua desde su descubrimiento se muestran en la figura 1.
En el yacimiento se perforaron un total de 10 pozos, de los cuales actualmente se
encuentran 3 pozos activos (22,22%), 5 pozos inactivos (44,44%) y 2 pozos
abandonados (33,33%). La producción diaria promedio actual (Enero 2015) es de 21,3
millones de pies cúbicos normales por día y 1.410 Barriles de petróleo de 42 °API con
un RGP Promedio de 12.000 PCN/BN.
21
Figura 1. Historia de producción del yacimiento OLI-01 Campo Centro Lago.
Fuente: PDVSA (2014)
1.6.2 Ubicación del Área de Estudio.
El Bloque E del Sur del Lago se encuentra ubicado en la parte Sur Occidental de la
Cuenca del Lago de Maracaibo y está limitado al Norte por los Bloques B y D, al Sur por
la franja acuática asignada a responsabilidad exploratoria de PDVSA EyP (Reservas
Nacionales); al Este por el Bloque D y al Oeste por la franja costera occidental del lago
muy próxima a las riveras del Río Catatumbo. Figura 2.
En el Bloque E oficialmente, se han diferenciado dos yacimientos denominados: SLE-
OLI-01 y SLE-OLI-04, El yacimiento SLE-OLI-01 contiene gas condensado y petróleo; el
yacimiento SLE-OLI-04 únicamente petróleo.
1986 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 070
2000
4000
6000
8000
10000
Qo
(Bls
/D)
0
4000
8000
12000
16000
20000
RG
P (P
c/B
ls)
1986 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 070
10000
20000
30000
40000
50000
Qg
( Mpc
/D )
0
30
60
90
120
150
Qg
Acum
( M
MM
pc )
1986 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 070
250
500
750
1000
1250
Tasa
Rea
l de
Agu
a
0
200000
400000
600000
800000
1000000
Agu
a A
cum
ulad
a
1985 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 070.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
Poz
os A
ctiv
os
FECHA
22
Figura 2. Ubicación Geográfica del Bloque E Campo Centro Lago.
Fuente: PDVSA (2014)
B
D
C
A
EPDVSA-GAS
23
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. Antecedentes Teóricos:
Son muy pocos los estudios que se tienen del yacimiento OLI-01, esto debido al poco
interés que se tenía en el área ya que sus pozos producían en flujo natural sin
inconvenientes y la poca disponibilidad de infraestructura a nivel de superficie impide el
desarrollo de nuevos proyectos debido a la gran inversión que hay que ejecutar, sin
embargo se encontraron algunas bibliografías del área en estudio:
Aguilar (2006), Evaluó las técnicas de estimulación aplicadas en los Bloques B, C y E del
área Sur del lago. Este trabajo fue muy importante ya que se obtuvieron fundamentos
teóricos generales sobre la estimulación de pozos los cuales servirán de base para el
estudio de la efectividad de los mismos en los pozos del Bloque E.
Suarez (2002), Realizó un estudio de factibilidad técnico-económica de incrementar la
producción de la segregación condensado natural mediante el proceso de estabilización.
Este trabajo servirá de referencia para evaluar el comportamiento del crudo condensado
a nivel de superficie.
García y Prieto (2001), utilizando los perfiles de presión de los pozos del área Lagomar,
determinaron la correlación de flujo multifásico vertical aplicable a la unidad de
explotación. En la cual utilizaron los perfiles de presión del pozo, según las variables de
producción, configuración del eductor, variables de yacimientos entre otros factores;
basándose en la data tomada entre los años 1999 hasta el 2000 y utilizando el simulador
PIPESIM, agruparon los pozos según las características similares y de esta manera
establecieron los rangos de aplicabilidad de las correlaciones. Esta investigación aporta
información relacionada con reglas metodológicas necesarias para la sistematización de
la variable además del establecimiento del tipo y diseño de la investigación.
24
Araujo y Perche (1999), realizaron la selección de la correlación de flujo multifásico
vertical para los campos de Mara y La Paz. Utilizando la metodología de comparación de
las curvas de los registros con las curvas arrojadas en el simulador por las correlaciones
existentes en la literatura. Este trabajo se encuentra estrechamente relacionado, ya que
comparte el estudio del comportamiento de flujo multifásico, aportando datos teóricos
importantes.
Cuauro (1998), determinó una correlación de flujo multifásico para el Campo Centro
Lago dependiente de las variables tales como Tasa de producción, relación gas-líquido
(RGL), profundidad del punto de inyección, grados ºAPI, porcentaje de ays, diámetro de
la tubería de producción y relación gas de formación (RGF), basada en los registros de
presión y Temperatura tomados a los pozos del campo, Utilizando la metodología del
análisis causa-efecto a través de la regresión múltiple para seguidamente comparar los
análisis y resultados de las pruebas de pozos y las del simulador de producción
culminando con un análisis económico. Este servirá solo como referencia en la
metodología aplicada en la definición del modelo de los pozos para predecir su
comportamiento.
Medina (1996), generó las curvas reales de Optimización en pozos productores de crudo
en el área Centro lago, escogiendo los pozos asociados a las estaciones de flujo CL-3 y
CL-4 debido a su alto grado de automatización, utilizó el simulador Wellflo y los registros
dinámicos de presión y temperatura realizados a los pozos, determinó las correlaciones
de flujo de los pozos verificando el ajuste de las presiones a lo largo de la tubería de
producción, obteniendo de esta forma el régimen de flujo de los pozos. Este trabajo
servirá de base teórica y metodológica para el estudio de la productividad de los pozos.
Entre otros Antecedentes se tiene que:
Inicialmente el Bloque E fue asignado a la Compañía Occidental en el año de 1970,
como parte de los contratos de servicios con C.V.P. Entre 1.971 y 1.974 se evaluó el
área con la perforación de los pozos SLE-41X, SLE-42X, SLE-43X, SLE-44X, SLE-61X y
SLE-71X. En 1983 Lagoven, S.A. tomó el control de la actividad en esta zona. En 1989
reinició la perforación con el pozo SLE-1, hasta 1997 con el pozo SLE-5. En 1998
25
PDVSA asumió la perforación del pozo exploratorio SLE-6X, y en el 2004 se perforó el
último pozo el SLE-7.
Actualmente este Bloque está asignado a PDVSA Gas. Oficialmente, se han
diferenciado dos yacimientos denominados: SLE-OLI-01 y SLE-OLI-04, El yacimiento
“SLE-OLI-01” contiene de gas condensado y petróleo; el yacimiento SLE-OLI-04
únicamente petróleo. El yacimiento SLE-OLI-01 fue descubierto en el año 1972 por el
pozo SLE-42X, con reservas probadas de 46,2 MMBN de crudo (condensado + liviano).
En 1996 se oficializó el yacimiento “SLE-OLI-04”, a consecuencia de la perforación del
pozo SLE-3, con reservas probadas de 94,0 MMBLS de crudo liviano.
La presión inicial del yacimiento estuvo alrededor de las 8.000 Lppc, con un punto de
rocío en un rango de 7.235 a 7.675 Lppc; actualmente la presión de yacimiento está
entre 6.600-6.500 Lppc. El Plan de Negocios del Bloque E, elaborado en 1.999, señala
que los análisis PVT caracterizan al yacimiento como gas condensado retrógrado, e
indican que la gravedad API y la RGP incrementan a medida que disminuye la
profundidad como resultado tanto de la segregación gravitacional como de los cambios
de temperatura y presión, observables en los PVT disponibles hasta la referida fecha.
En el caso del Campo Centro Lago, este no cuenta con estudios oficiales del área, en la
actualidad Estudios Integrados lleva a cabo el estudio Fase I del yacimiento OLI-01, con
el cual se busca entre otras cosas:
• Incrementar el recobro.
• Incrementar las reservas al estudiar más a fondo el yacimiento.
• Drenar más eficientemente las reservas remanentes de este campo.
2.2. Bases Teóricas.
2.2.1. Yacimientos de hidrocarburos
Un yacimiento puede definirse como un medio físico del subsuelo capaz de contener
fluidos y que por su condición física presenta propiedades, tales como: porosidad,
26
permeabilidad, y resistividad. Posee dimensiones (área y espesor) que permiten
ubicarlos y cuantificarlos y posee energía que permite extraer los fluidos. Los fluidos
contenidos, hidrocarburos y agua, tienen sus propias características que permiten
diferenciarlos unos de otros (Rojas, G., 1995).
2.2.2. Clasificación de los yacimientos de hidrocarburos
Los yacimientos de hidrocarburos pueden clasificarse como se indica a continuación:
2.2.2.1.- Geológicamente.
Desde el punto de vista geológico se utilizan las formas físicas de la parte sólida del
yacimiento como el criterio más sencillo para clasificarlos.. Según el criterio geológico
pueden clasificarse en:
• Estratigráficos: Son aquellos en donde el factor principal que determina la trampa es la
variación del tipo de roca o el cambio litológico que ocurre a lo largo de un estrato o de
una formación. Por consiguiente, la presencia de una trampa estratigráfica está
relacionada con el ambiente en el cual se depositaron los estratos y con el sitio que
ocupan en la cuenca. Algunos tipos de trampas estratigráficas pueden ser: lentes de
arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, sellos asfálticos, cambios de
permeabilidad, etc.
• Estructurales: Generalmente, después de la sedimentación de los estratos en una
cuenca sedimentaria, éstos son deformados por fuerzas subterráneas. Las
deformaciones más importantes que deben considerarse en las acumulaciones de
hidrocarburos son los pliegues y fallas. En cuanto a los pliegues, sólo los del tipo
anticlinal son capaces de entrampar los hidrocarburos durante su migración ascendente
gracias a su forma convexa. Las fallas son igualmente efectivas para el entrampamiento
porque en virtud del desplazamiento de las capas ofrecen una barrera abrupta a la
migración de los hidrocarburos. Algunas de estos tipos son: fracturas en calizas,
discordancias, fallamiento en areniscas, anticlinales, sinclinales, domos, etc.
27
2.2.2.2.- De acuerdo al estado de los fluidos
Los fluidos en un yacimiento consisten en mezclas de diferentes tipos de hidrocarburos
que dependen de la composición de la mezcla y de las condiciones de presión y
temperaturas existentes en el yacimiento. Para una composición fija de mezcla, un
diagrama de presión-temperatura como el mostrado en la Figura 3 que permite clasificar
los yacimientos en: Yacimientos de Petróleo Negro, Yacimientos de Gas Condensado y
Yacimientos de Gas Húmedo.
Figura N° 3. Diagrama de Fases.
Fuente: Craft y Hawkins, 1968. Modificado por Martínez, 2007.
Ahora bien, dependiendo del estado en que se encuentre inicialmente la mezcla de
hidrocarburos en el yacimiento, en forma general, los yacimientos se pueden clasificar
en yacimientos de gas y yacimientos de líquido. Los yacimientos de gas se subdividen
en yacimientos de gas seco, gas húmedo y gas condensado. A su vez, los yacimientos
de líquido pueden ser de petróleo volátil o de petróleo negro.
Seguidamente se da una descripción de cada uno de los tipos de yacimientos aquí
indicados.
28
• Yacimientos de gas seco: Existen en estado gaseoso a cualquier presión y a
temperaturas mayores a la cricondentérmica. La fase gaseosa es la única en el
yacimiento y permanece en ese estado durante su producción. Contienen principalmente
metano (C1) % C1 > 90 con pequeñas cantidades de pentano (C5) y componentes más
pesados % C5 + < 1.
• Yacimientos de gas húmedo: Al igual que los yacimientos de gas seco, existen en
estado gaseoso a condiciones de yacimiento. A condiciones de separación en superficie
la mezcla cae en la región de dos fases, generando relaciones gas-líquido que varían
entre 60.000 y 100.000 PCN/BN. El líquido del tanque tiende a ser incoloro y con
gravedad API mayor a 60 °.
• Yacimientos de gas condensado: Estos yacimientos existen naturalmente a una
temperatura entre la crítica y la cricondentérmica. Bajo esta situación, al ocurrir una
disminución isotérmica de la presión se alcanza el punto de rocío y se produce una
condensación de parte de la mezcla. Por debajo de la zona retrógrada, la disminución de
presión produce vaporización del condensado hasta que se alcanza nuevamente la
curva de rocío.
La zona retrógrada está limitada a la parte superior por la curva de rocío entre el punto
crítico y el cricondentérmica y en la inferior por la curva que une los puntos de máxima
temperatura de las curvas de isocalidad. La curva de rocío retrógrado es típica para un
gas condensado y la importancia de su conocimiento reside en que a presiones por
debajo de la presión de rocío retrógrada empieza a ocurrir la condensación retrógrada.
En la composición de la mezcla de este tipo de hidrocarburos, el contenido de C1 es
mayor de 60 % y el de C7 + menor de 12,5%.
• Yacimientos de petróleo volátil: La mezcla de hidrocarburos en el yacimiento se
encuentra inicialmente en estado líquido cerca del punto crítico y su temperatura es
ligeramente menor que la crítica. El equilibrio de las fases de estos yacimientos es muy
pobre, produciéndose un encogimiento del crudo, hasta de 45%, cuando la presión cae
ligeramente por debajo de la presión de burbujeo.
29
La Relación Gas Petróleo (RGP) de estos yacimientos se encuentra en el rango de
2.000 a 5.000 PCN/BN y el petróleo de tanque tiene un color amarillento oscuro a negro
y una gravedad API generalmente mayor de 40°.
• Yacimientos de petróleo negro: A condiciones de yacimiento la temperatura es muy
inferior a la temperatura crítica. El petróleo es de baja volatilidad y tiene un alto
porcentaje de C7+ > 40. En el tanque, el petróleo tiene una gravedad API menor de 40°
y un color negro o verde oscuro. La clasificación de los crudos negros dependiendo de la
gravedad (o densidad) se muestra en la Tabla 1.
Tabla N° 1. Clasificación del Petróleo Negro según su Gravedad API Fuentes: Rojas, G. (1995).
La Tabla 2. Muestra en resumen los valores que caracteriza cada uno se los tipos de
fluidos.
Tabla N° 2. Caracterización de Fluidos de yacimientos en base a información de pruebas de Producción y análisis cromatográfico.
Fuente: Rojas G. (1995).
30
2.2.2.3 De acuerdo al mecanismo de producción:
El Mecanismo de Producción es el proceso mediante el cual los fluidos del yacimiento se
mueven a través del medio poroso hacia el fondo del pozo. Estos mecanismos son:
• Empuje hidráulico: Se produce cuando la disminución de la presión del yacimiento
origina la expansión de un acuífero adyacente al mismo. La efectividad de este empuje
depende del tamaño del acuífero y de la permeabilidad de la roca del yacimiento y los
factores de recobro en algunos casos pueden estar cerca al 50%.
En este empuje existe inicialmente una rápida declinación de la presión que se hace
cada vez menor con la producción; la tasa de producción de petróleo disminuye
lentamente y a su vez la producción de agua aumenta. El empuje puede ser Activo o
Parcial, según sea el reemplazo volumétrico de fluido del acuífero al yacimiento; y
Lateral o de Fondo, según la posición del acuífero en la estructura del yacimiento.
.
Figura N° 4. Desplazamiento Hidráulico. Fuente: Fuente: Rojas G. (1995)
• Empuje de gas en solución: Es el mecanismo de producción más corriente y
generalmente contribuye a la producción de la mayoría de los yacimientos.
31
Ocurre cuando los fluidos del yacimiento se encuentran en una sola fase o en dos fases
uniformemente distribuidas. A medida que se produce dicho yacimiento ocurre una
disminución de presión, la cual origina una expansión de los fluidos liberándose los
hidrocarburos livianos disueltos en el petróleo (gas) y ocupando el lugar del fluido
producido.
Este empuje tiene un factor de recobro alrededor del 25%, y sus principales indicadores
son la rápida declinación de la presión y de la tasa de producción así como la rápida
elevación de la relación gas - petróleo (RGP) por cierto período y una rápida disminución
posteriormente, debido a que el factor volumétrico de formación de gas a bajas
presiones hace que mucho gas represente poco.
Figura N° 5. Desplazamiento por gas en solución.
Fuente: Fuente: Rojas G. (1995).
• Empuje por capa de gas: Este mecanismo de producción ocurre en forma natural en
aquellos yacimientos saturados que exhiben inicialmente una capa o casquete de gas
natural, o una capa o casquete formada posteriormente al segregarse el gas natural
salido de solución (casquete secundario de gas). En estos yacimientos, el gas, por su
gran compresibilidad, representa energía acumulada para inducir a la producción de
hidrocarburos. La capa de gas se expande a medida que se produce petróleo del
32
yacimiento, lo cual ocurre mediante el tipo de desplazamiento conceptualmente
semejante a un pistón.
Se apreciará que a medida que se reduce la presión en la zona petrolífera, el gas tiende
a expandirse y desplaza liquido hacia las zonas de menor presión, donde ocurre la
producción. El factor de recobro por este método se encuentra entre 25 y 55%, sin
embargo su efectividad se reduce a medida que se produce el gas en forma
descontrolada. Se caracteriza por una baja declinación de la presión del yacimiento y de
la producción y así como por un aumento lento de la relación gas - petróleo.
Figura N° 6. Desplazamiento por expansión de la capa de gas.
Fuente: Fuente: Rojas G. (1995).
• Empuje por expansión líquida:Ocurre en yacimientos subsaturados, en los cuales el
gas en solución no sale hasta que la presión del yacimiento decline por debajo de la
presión de burbujeo. Mientras ocurre esta reducción, y si no existe en el yacimiento otro
mecanismo de impulsión, la producción será debida a la expansión del petróleo líquido.
• Empuje por gravedad:Ocurre únicamente bajo condiciones especiales, en las cuales
el yacimiento tiene alto buzamiento y favorece la segregación por gravedad del petróleo
y gas. Esta segregación es un flujo contracorriente donde el gas migra hacia la parte alta
de la estructura, separándose del líquido por diferencia de densidad. Con el tiempo, y
dependiendo del volumen del yacimiento, es posible que se forme una capa secundaria
de gas en el tope de la estructura, ayudando al drenaje total del yacimiento.
33
Una segregación gravitacional efectiva, como también se le llama a este empuje,
requiere un yacimiento uniforme de alta permeabilidad vertical, espesor considerable o
apreciable buzamiento.
• Empuje combinado: Ocurre cuando en el yacimiento actúan dos o más mecanismos
de expulsión simultáneamente. La identificación del mecanismo de producción es de
vital importancia para realizar cualquier estudio de yacimientos
• Empuje por compactación: Este mecanismo está presente en mayor o menor grado
en todos los yacimientos, y ocurre debido a la disminución del volumen poroso del
yacimiento a consecuencia del peso de las rocas suprayacentes, creando un diferencial
de presión entre la presión a la cual están los fluidos dentro de los poros de la formación
y la presión ejercida por el peso de las rocas suprayacentes.
Una vez identificado el tipo de yacimiento y el mecanismo de producción predominante
en el medio poroso, el ingeniero de yacimientos debe seleccionar el método de
producción, de acuerdo a la energía predominante en el yacimiento y siguiendo un
control estricto sobre el comportamiento de la producción. Debe aprovechar al máximo
dicho mecanismo de expulsión para recuperar la mayor cantidad posible de
hidrocarburo. En la Figura 7, se muestra gráficamente el porcentaje de aporte de cada
uno de los mecanismos antes mencionados.
Figura N° 7. Influencia del mecanismo de producción primario en el porcentaje de
recobro y presión del yacimiento. Fuente: Craft y Hawkins (1968).
34
2.2.3 Presión en el yacimiento
2.2.3.1 Presión de formación
La presión de formación es la presión a la cual están sometidos los fluidos dentro de los
poros de la formación antes o después de la producción de los fluidos.
2.2.3.2 Presión estática del yacimiento
Es la presión que tiene el yacimiento sin tener producción, en la mayoría de los casos se
considera la presión virgen que tenía el yacimiento sin pozo alguno perforado. Mientras
mayor sea esta presión, mayor será la posibilidad de extraer una gran cantidad de
hidrocarburos.
2.2.3.3 Presión de fondo fluyente
Es la presión que se mide en el fondo de un pozo a nivel de la zona del cañoneo, a
condiciones de flujo gobernadas por un estrangulador. Es decir que el pozo está siendo
producido ó que los fluidos no están en equilibrio en el yacimiento.
2.2.3.4 Presión de rocío (Pd)
La presión de rocío puede definirse como la presión a la cual se forma la primera gota de
líquido al pasar de un sistema del estado gaseoso al estado de dos fases, donde la fase
gaseosa está en equilibrio con una cantidad infinitesimal de líquido. El conocimiento de
la presión de rocío o retrógrada, es importante en el estudio de yacimientos de gas
condensado porque a presiones por debajo de ésta ocurre la condensación retrógrada
en el yacimiento.
35
2.2.3.5 Presión de burbujeo (Pb)
La presión de burbujeo ó presión en el punto de burbujeo como también se le llama, se
designa por el símbolo, Pb, y se define como la presión a la cual se forma la primera
burbuja de gas al pasar un sistema del estado líquido al estado de dos fases, donde la
fase líquida está en equilibrio con una cantidad infinitesimal de gas libre.
2.2.3.6 Presión al datum
Es la presión promedio del yacimiento referido a una profundidad en el yacimiento
denominada datum.
2.2.4 Pruebas de presión
Las pruebas de presión consisten en la medición de dos variables, la tasa de producción
y la presión del yacimiento. Se basan en la generación de una perturbación en el
yacimiento, o lo que es igual, un cambio en una de las dos variables mencionadas
(generalmente la tasa de flujo), y se registran los cambios sobre la otra variable
(presión). La forma característica del comportamiento de la presión en función del
tiempo, refleja las propiedades del yacimiento estudiado
Entre los parámetros que se pueden obtener a partir de una prueba de presión se
tienen:
• Presión Inicial y Presión Promedio del yacimiento.
• Tipo de Fluido.
• Transmisibilidad de la formación.
• Factor de Daño Total de la formación.
• Área de drenaje, evaluación de estimulaciones por fracturamiento hidráulico.
• Modelo Geométrico del área de drenaje.
• Caracterización de los efectos de llene.
• Presencia del flujo no Darcy.
36
• Heterogeneidad de la roca o la estructura y anisotropía.
• Comunicación entre pozos.
El tipo de prueba de presión a realizar en un yacimiento depende básicamente de los
mismos objetivos que se desean evaluar de la prueba. Entre los diferentes tipos de
pruebas de presión encontramos:
2.2.3.1 Prueba de restauración de presión (Build up)
Estas pruebas por lo general se realizan en pozos productores y consiste en producir a
una tasa estabilizada para luego cerrarlo y permitir la restauración de la presión de fondo
y medir estos cambios de presión en función del tiempo. En la Figura 8. Se tiene la
representación gráfica de la tasa (parte superior) y presión (parte inferior), para una
prueba de restauración de presión (Build up).
En una primera etapa el pozo se encuentra fluyendo a una tasa constante pero
posteriormente es cerrado. El cierre puede ser en superficie o en el fondo del pozo, por
lo general se recomienda realizar las pruebas con cierre en fondo y así disminuir el
efecto de almacenamiento en el pozo. La presión tenderá a incrementar hasta alcanzar
la estabilización de presión dentro del yacimiento, por lo que se puede obtener una
referencia de la presión actual del yacimiento.
Figura N° 8. Secuencia de Eventos para una Prueba de Restauración.
Fuente: PDVSA (2008).
37
2.2.3.2 Pruebas de declinación de presión o arrastre (Draw Down)
Estas pruebas se realizan haciendo producir un pozo a tasa constante y registrando la
presión en función del tiempo, la información que se obtiene usualmente incluye la
permeabilidad del yacimiento, el factor de daño y el volumen del yacimiento (si la prueba
se realiza por largo tiempo). Por lo general este tipo de pruebas se lleva a cabo justo
antes de realizar una prueba de restauración de presión. Como se muestra en la Figura
9. En la primera etapa se tiene un flujo constante en la cual se realiza la medición para la
prueba de declinación y posterior un cierre (restauración), la información a interpretar
serán los datos de presión recopilados durante el tiempo que el pozo esté fluyendo.
Figura N°9. Secuencia de Eventos para una Prueba de Declinación.
Fuente: PDVSA (2008).
2.2.3.3 Prueba Multi tasa (Flow after Flow)
Este tipo de pruebas se realiza con diferentes tasas, comienza una etapa de limpieza en
la cual fluye el pozo por un tiempo determinado hasta que este comience a reportar
muestras de petróleo libre de trazas de lodo, evitando así de esta forma registrar
presiones asociadas al fluido de perforación, posteriormente se realiza un cierre de
pozo, procurando alcanzar la estabilización del flujo llevándose a cabo con varios flujos
precedidos de varios cierres.
En la Figura 10. Se aprecia el comportamiento clásico de presión y tasa para la prueba
multi tasa en donde, va aumentando la tasa producida debido a los cambios de reductor
38
realizados en superficies hasta alcanzar una estabilización en la producción,
posteriormente intercalada.
Figura N° 10. Secuencia de Eventos para una Prueba Multi tasa.
Fuente: PDVSA (2008).
2.2.3.4 Pruebas de producción DST (Drill Stem Test)
Es una completación temporal cuyo arreglo de empaques y válvulas se localizan al final
de la sarta, se usa para aislar una zona de interés y dejarla producir a través de la sarta,
lo que permite registrar la presión de fondo, temperatura y tomar muestras de fluidos
como si el pozo fuera completado en ese intervalo.
Generalmente se lleva a cabo fluyendo el pozo de forma alternada y consta de dos
períodos de flujo cada uno seguido de un período de cierre (ver Figura 11) La presión se
registra de forma continua. Realizando un análisis de presión a través de los Métodos de
Horner y de la Derivada, en los cierres de la prueba DST, se pueden obtener parámetros
de permeabilidad, daño, presión del yacimiento.
39
.
Figura N° 11. Secuencia de eventos para una Prueba DST. Fuente: PDVSA (2008).
2.2.3.5 Probadores de formación RFT (Repeat Formation Test)
Esta herramienta permite la comunicación de un sistema para medir presiones y tomar
muestras de fluidos en la formación, se realiza en hoyo abierto e inmediatamente
después de correr registros eléctricos debido a que la herramienta tiene unas pocas
pulgadas de alcance y evitando así tomar muestras correspondientes al lodo filtrado.
Actualmente también se ha desarrollado herramientas que permiten tomar muestras de
fluidos y puntos de presión durante la perforación con MWD y LWD. Por lo general esta
herramienta consta de un patín que va pegado a la pared del hoyo, con dos cámaras de
secuencia hidráulicas accionadas eléctricamente desde superficie, de esta manera se
aisla la medición de presión de la columna hidróstatica con la medición de presión de la
formación como se aprecia en la Figura. 12.
La prueba consiste en medir puntos de presión a diferentes profundidades del pozo con
el fin de determinar:
• Contactos Agua-Petróleo y Gas Petróleo.
• Definición y delimitación de yacimientos compartamentalizados.
• Determinación del agotamiento diferencial.
• Estimación de la permeabilidad (k) y/o de la movilidad.
• Muestreo de fondo de los fluidos.
• Presión Inicial de la formación.
40
• Gradientes de presión a lo largo de la formación.
• Daños por lodo de perforación.
Figura N° 12. Representación Gráfica de la Herramienta RFT.
Fuente: Rojas G. (1995).
En la Figura 13. Se aprecia los puntos de presión registrados con la herramienta RFT
(puntos negros) y adicionalmente se muestra la tendencia de los gradientes generados a
partir de las rectas pertenecientes a cada gradiente, la recta rojo correspondiente a un
gradiente de gas, la recta verde correspondiente a un gradiente de presión de petróleo y
la recta azul correspondiente a los puntos de presión tomados para una zona de agua,
junto con la lectura de resistividad y la lectura de los rayos gamma. Es importante tener
en cuenta que los puntos de presión a ser considerados para calcular el gradiente deben
estar contenidos en la misma arena.
Figura N° 13.Representación de los Gradientes Interpretados a través de los puntos de
presión obtenidos de los probadores de formación. Fuente: PDVSA (2008).
41
2.2.3.6 Prueba de gradiente estático o dinámico (BHP-BHT) (“Bottom hole pressure –
Bottom hole temperature”)
Estas pruebas consisten en la medición de puntos de presión dentro de la tubería de
producción, se puede hacer con el pozo fluyendo (determinando gradiente dinámico) o
con el pozo cerrado (determinando gradiente estático). La prueba se realiza
introduciendo un sensor en la tubería de producción y registrando cada cierta
profundidad (1000 pies, 500 pies, 100 pies) por diferente paso de tiempo. La respuesta
de presión mientras se realiza la medición de gradiente estático se aproximará al valor
de gradiente del fluido encontrado dentro de la formación siempre y cuando durante la
prueba no se perciba ningún cambio importante de segregación de fluidos.
En la Figura. 14. se aprecia la secuencia de eventos, en la primera etapa se van
registrando puntos de presión a cierta profundidad, esta variación de profundidad suele
ser constante hasta llegar al punto donde se tomarán las medidas de presión por encima
del tope de intervalo cañoneado, evitando así distorsión por el fluido proveniente del
yacimiento.
Figura N° 14 Secuencia de eventos para una Prueba BHP-BHT.
Fuente: PDVSA (2008).
La siguiente imagen representa el registro de presión durante una prueba BHP-BHT,
para la imagen de la derecha se tiene el registro de presión durante una prueba
dinámica y la medición de una prueba BHP-BHT con el pozo cerrado para la imagen de
la izquierda (Figura. 15).
42
Figura N° 15. BHP-BHT estático (izquierda) y BHP-BHT dinámico (derecha).
Fuente: Rojas G. (1995).
2.2.3.7 Prueba de interferencia
Estas pruebas tienen como finalidad comprobar la comunicación entre pozos en un
mismo yacimiento, también pueden ser realizadas en un mismo pozo para determinar el
flujo entre capas (ver Figura 16).
En una prueba de interferencia cuyo fin sea determinar la comunicación entre pozos,
uno de éstos es colocado a producción y los cambios de presión son observados en el
otro pozo. La prueba de interferencia puede ser útil para caracterizar propiedades del
yacimiento sobre una escala mayor que una prueba sencilla.
Los cambios de presión a una gran distancia del productor son mucho más pequeños
que en el pozo productor mismo, por lo tanto las pruebas de interferencia requieren
sensores de presión mucho más sensibles y con una capacidad de almacenamiento de
información mucho mayor a los sensores comunes.
Si se desea conocer la comunicación entre capas durante el registro de presión y
caudal para la sección abierta (capa inferior), (Figura. 16 gráfico de la izquierda) si al
mismo tiempo es puesto en producción el intervalo superior, si existe comunicación se
registrará una disminución de la tasa en el intervalo inferior.
43
Figura N° 16. Representación de la Prueba de interferencia entre capas.
Fuente: PDVSA (2008).
En la Figura. 17. se presenta el caso en que se realiza una prueba de interferencia y se
desea conocer la comunicación entre pozos, uno de éstos es colocado en producción
(pozo Activo) y en el otro pozo se lleva a cabo un monitoreo de presiones (pozo
Observador), si no existiese comunicación entre los pozos, al momento de cerrar el pozo
observador y registrar el comportamiento de presión, ésta incrementaría y llegaría
(dependiendo del tiempo de cierre, la viscosidad de fluido y la permeabilidad) a un punto
de estabilización donde existen cambios una mínima variación de presión entre los
puntos del registro, pero, si existiese una comunicación entre pozos, para tiempos donde
debería tenerse una estabilización en el registro de presión se obtendrá un cambio de
presión debido a la influencia de la producción del pozo activo, concluyendo que existe
una comunicación en el mismo intervalo entre pozos.
Figura N° 17. Prueba de Interferencia entre pozos.
Fuente: PDVSA (2008).
44
2.2.5 Saturación de fluidos (S)
La Saturación de un fluido en una roca es la relación entre el volumen de fluido en los
poros con respecto al volumen total de los poros. En un yacimiento de hidrocarburo se
puede encontrar simultáneamente agua, petróleo y gas. Sin embargo, debido a los
efectos de la gravedad, los fluidos se segregan o separan en el yacimiento. Parte de los
fluidos del yacimiento no pueden extraerse; esta parte de los fluidos reciben el nombre
de saturación residual o irreducible. Al estudiar un intervalo productor, aquella fracción
del espacio en los poros que no contiene agua se supone que contiene hidrocarburos.
Los fluidos en un yacimiento pueden expresarse matemáticamente mediante la ecuación
4.
Donde:
• Saturación de petróleo (So): fracción del volumen poroso de un yacimiento ocupada
por petróleo.
• Saturación de agua (Sw): fracción del volumen poroso de un yacimiento ocupada por
agua.
• Saturación de gas (Sg): fracción del Volumen poroso de un Yacimiento por gas.
2.2.6 Arena Neta Petrolífera (ANP).
La arena neta petrolífera (ANP) es el número de pues de la columna del pozo que puede
ser considerada como productora de hidrocarburos. El contaje de arena neta petrolífera
Ec. (1)
Ec. (2)
Ec. (3)
Ec. (4)
45
es determinante en la caracterización del yacimiento. Generalmente, este contaje se
realiza estableciendo las características mínimas necesarias que debe poseer una arena
para ser considerada como productora de crudo.
Los parámetros que se establecen normalmente son: arcillosidad máxima (Vsh),
porosidad mínima (φ), saturación de agua máxima en el intervalo (Sw), resistividad
mínima y permeabilidad mínima (k). Si alguno de estos parámetros no se cumple para
cualquier punto en estudio, se descarta como productor de hidrocarburo.
2.2.7 Análisis PVT
Se llama análisis PVT al conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio para
determinar las propiedades y su variación con los cambios de presión que sufren los
fluidos de un yacimiento de hidrocarburos. Estas pruebas consisten en simular en el
laboratorio el agotamiento de presión de un yacimiento volumétrico e isotérmico
midiendo exactamente los volúmenes de gas y liquido separados en cada decremento
de presión, manteniendo el volumen y la temperatura constantes. Para que el análisis
PVT simule correctamente el comportamiento de un yacimiento se requiere que la
muestra sea representativa del fluido (mezcla de hidrocarburos) original del yacimiento.
Las pruebas de laboratorio se realizan basándose en que dos procesos termodinámicos
diferentes ocurren al mismo tiempo:
• Separación instantánea de los fluidos (petróleo y gas) en la superficie durante la
producción.
• Separación diferencial de los fluidos en el yacimiento durante el agotamiento de
presión.
• De estas pruebas se obtiene:
• Temperatura del yacimiento.
• Gravedad API del crudo.
• Factor volumétrico de la formación del petróleo en función de la presión Bo).
• Gravedad especifica de los gases obtenidos en cada etapa de la liberación
diferencial GE).
46
• Densidad del petróleo en función de presión ρo).
• Relación gas petróleo en solución Rs).
• Factor de compresibilidad del gas durante el agotamiento Z).
Una prueba PVT típica de crudos de baja volatilidad incluye las siguientes pruebas:
• Composición de las muestras del fluido en el yacimiento.
• Prueba de expansión a composición constante.
• Prueba de liberación diferencial (isotérmica).
• Prueba de separadores (separación instantánea).
2.2.7.1 Composición del fluido de yacimiento
Las técnicas en la determinación de la composición de una mezcla de hidrocarburos
incluyen cromatografía y destilación. Las muestras gaseosas son analizadas únicamente
por cromatografía desde C1 hasta el C11. Muchas veces el análisis sólo alcanza hasta el
C6+ o C7+.
2.2.7.2 Prueba de expansión a composición constante
Es una prueba de liberación instantánea donde la muestra original es sometida a un
proceso se expansión a composición y temperatura constante (igual a la temperatura de
la muestra en el yacimiento). El gas liberado se mantiene en contacto con el crudo. La
prueba se realiza en un celda de acero con volumen del orden de ½ litro, la cual resiste
alta presión (> 10.000 lpc) y temperaturas (>350 °F). De esta prueba se obtienen las
siguientes propiedades del crudo:
• Presión de burbujeo.
• Volumen relativo en función de presión.
• Función “Y”.
• Compresibilidad del Petróleo.
47
2.2.7.3 Prueba de liberación diferencial
Es un estudio de expansión a composición variable, la cual se realiza en el laboratorio
para simular el comportamiento de los fluidos en el yacimiento durante el agotamiento de
presión. En el laboratorio de efectúa un proceso diferencial aproximado a través de una
serie de separaciones instantáneas a la temperatura del yacimiento. De esta prueba es
posible obtener las siguientes propiedades del petróleo y gas:
• Relación gas-petróleo en solución.
• Factor volumétrico del petróleo.
• Factor volumétrico total.
• Densidad del petróleo.
• Factor de compresibilidad del gas.
• Factor volumétrico del gas.
• Gravedad específica del gas.
• Gravedad API del crudo Residual.
2.2.7.4 Prueba de separadores
Son pruebas de liberación instantánea que se realizan en un separador en el laboratorio
con el objeto de cuantificar el efecto de las condiciones de separación (p,t) en superficie
sobre las propiedades del crudo (Bo y Rs). Al variar la presión del separador se puede
obtener una presión óptima que produzca la mayor cantidad de petróleo en el tanque. La
muestra del crudo saturado a la presión de burbujeo y temperatura del yacimiento es
pasada a través de un separador y luego expandida a presión atmosférica. De esta
prueba se obtienen, para cada una de las presiones de separador, los siguientes
parámetros:
• Factor Volumétrico del Petróleo a la presión de burbujeo.
• Relación gas-petróleo en solución a presión de burbujeo.
• Gravedad API del petróleo de tanque.
48
2.2.7.5 Prueba de viscosidad
Se usa un equipo especial para determinar la viscosidad del petróleo con gas en
solución a cualquier presión y temperatura. El agotamiento de presión se realiza
siguiendo un proceso de liberación diferencial. La variación de la viscosidad del gas con
presión se calcula por medio de correlaciones.
2,2,7.6 Validación de pruebas PVT
Incluye desde la revisión de la representatividad de la muestra hasta la comprobación de
la consistencia en los resultados de laboratorio. Esto incluye las siguientes pruebas:
• Representatividad de la Muestra.
• Validación de la prueba de Expansión a Composición Constante.
• Validación de la prueba de Liberación Diferencial.
• Verificación de la Densidad.
• Prueba de Desigualdad.
2.2.7.7 Limitaciones de las Pruebas de laboratorio
Cuando la muestra se toma a presiones del yacimiento menores que la de burbujeo, o el
pozo produce agua y/o gas libre, la muestra de fluido tomada no representa
adecuadamente la composición original de los fluidos del yacimiento. Los procesos de
liberación del laboratorio no simulan exactamente el proceso combinado diferencial
instantáneo que ocurre en el yacimiento.
La extrapolación de los resultados de laboratorio al campo debe hacerse con mucho
cuidado, debido a que pequeños errores en las pruebas producen graves errores en los
cálculos balance de materiales, cotejo y predicción de yacimiento. En el muestreo de
separador, pequeños errores (5 %) en las tasas de petróleo y gas producen errores en la
presión de burbujeo del orden de 150 lpc
49
2.2.8 Parámetros de Presión, Volumen y Temperatura (PVT)
2.2.8.1 Factor volumétrico del petróleo “ßo”:
El factor volumétrico el petróleo, es el volumen que ocupa a condiciones de yacimiento
un barril normal de petróleo más su gas en solución. También puede definirse como el
cambio en volumen que experimenta la fase líquida al pasar de las condiciones de
yacimiento a las condiciones de superficie como consecuencia de la expansión líquida
y/o liberación del gas en solución.
2.2.8.2 Relación Gas-Petróleo En Solución (Rs):
La relación gas en solución-petróleo o solubilidad del gas en el Petróleo, se designa por
el símbolo (Rs), y se define como el número de Pies cúbicos normales (PCN) de gas que
pueden disolverse en un barril normal (BN) de petróleo cuando ambos son llevados a las
condiciones de presión y temperatura prevalecientes en el yacimiento. La relación gas
en solución petróleo se obtiene mediante la siguiente ecuación:
2.2.8.3 Factor volumétrico del gas Bg:
El factor volumétrico del gas, designado por el símbolo Bg, se define como el volumen
en barriles (ó pies cúbicos) que en pié cúbico normal de gas ocupará como gas libre en
el yacimiento a las condiciones de presión y temperatura prevalecientes. Se obtiene
mediante la siguiente ecuación:
(BN) CN @ Petróleo de Volumen
BYTy y Pdisuelto gaspetróleo de VolumenBo )(@)( +=
(BN) CN @ Petróleo de Volumen
(PCN) CN @ Ty P disuelto gas de VolumenRs Y=
(PCN) CN @ libre gas de Volumen
PCYTy y Plibre gas de VolumenBg )(@=
Ec. (5)
Ec. (6)
Ec. (7)
50
2.2.8.4 Razón gas petróleo acumulado (Rp)
Es el resultado de dividir la cantidad de gas producida acumulada por la cantidad de
petróleo producido acumulado, ambas a un mismo tiempo. La razón de gas Petróleo
acumulado se obtiene mediante la siguiente ecuación:
2.2.8.5 Factor volumétrico del agua (Bw)
En forma similar al petróleo, se define como el volumen que ocupa en el yacimiento la
unidad volumétrica de agua a CN más su gas en solución. Se expresa generalmente en
BY / BN. El valor Bw depende lógicamente de la temperatura y presión también de la
salinidad del agua que afecta la solubilidad.
2.2.8.6 Factor volumétrico total ó bifásico (Bt):
El factor volumétrico total o bifásico, el cual se designa por el símbolo Bt, se define como
el volumen en barriles que ocupa a condiciones de yacimiento un barril normal de
petróleo mas su gas originalmente en solución. Se obtiene mediante las siguientes
ecuaciones;
Donde
Bo = factor volumétrico del petróleo (BY/BN)
Rsi = Razón de gas disuelto-petróleo a la Pb (PCN/BN)
Rs = Razón de gas disuelto-petróleo a la presión de interés, (PCN/BN)
Bg = factor Volumétrico del gas (BY/BN)
tiempo) a BN en (Np Acumulado Producido Petróleo
tiempo) a PCN en (Gp Acumulado Producido GasRp =
(BN) CN @ petróleo de Volumen
BYTy y PP) a Pb de liberado gas disuelto gas petróleo de VolumenBt )(@( ++=
BgRsRsiBoBt *)( −+=
Ec. (8)
Ec. (9)
Ec. (10)
51
2.2.8.7 Compresibilidad del petróleo (Co):
La comprensibilidad ó coeficiente isotérmico de compresibilidad del petróleo es el campo
fraccional en volumen cuando la presión es cambiada a temperatura constante, lo cual
se representa mediante la siguiente ecuación para un yacimiento sub-saturado:
Donde
Bob = factor Volumétrico en el punto de burbuja (BY/BN)
Bo = factor volumétrico a determinada condición de presión (BY/BN)
Pb = presión de saturación o burbuja (lpca)
P: es la presión tomada por encima de la presión de burbuja (lpca)
2.2.8.8 Viscosidad del petróleo (μo):
Es la medida de la fricción interna o resistencia que ofrecen sus moléculas a fluir
(moverse). En el caso del petróleo deben distinguirse dos tipos de viscosidad:
Viscosidad de un petróleo sin gas en solución, y la viscosidad de un petróleo a
determinada P y T llevando consigo la cantidad de gas, Rs, que puede disolverse a esas
condiciones.
2.2.8.9 Compresibilidad del gas (Cg):
Se define como el cambio fraccional en volumen cuando la presión cambia a
temperatura constante.
2.2.8.10 Compresibilidad del agua (Cw) :
Se define como el cambio fraccional de volumen cuando la presión es cambiada a
temperatura constante. Esta se ve afectada por presión, temperatura y solubilidad del
gas en el agua, la cual se ve afectada a su vez por la salinidad
( ) ( ) PbP
BoLnBobLnCo−−
= Ec. (11)
52
2.2.9 Métodos para el cálculo de reservas
Uno de los aspectos más importantes en la ingeniería de yacimientos es la obtención de
un estimado de los volúmenes de hidrocarburos capaces de ser producidos en el
yacimiento. Cuando se relaciona con los volúmenes de hidrocarburos producidos, esto
ofrece un indicador del grado de agotamiento del yacimiento y de la eficiencia de los
mecanismos de empuje activos. Mediante el cálculo de reservas se puede ranquear
proyectos de explotación de yacimientos o definir porcentajes de equidad en caso de la
explotación de un yacimiento unificado
Los métodos para la estimación de las reservas de un yacimiento son:
• Método Volumétrico.
• Curvas de Declinación de Producción.
• Balance de Materiales.
2.2.9.1 Método volumétrico
Permite la estimación de petróleo original en sitio (POES) a partir de la determinación del
volumen de roca que conforma el yacimiento, la capacidad de almacenamiento de la
roca y la fracción de hidrocarburos presentes en los poros de dicha roca. Este método se
basa en:
• Información obtenida de registros y de análisis de núcleos, de donde se determina el
volumen total, porosidad y saturación de fluidos.
• Del análisis de los fluidos del yacimiento, de donde se determina el factor volumétrico
del petróleo.
La estimación de petróleo original en sitio (POES) utilizando esta aplicación, reconoce
los incertidumbre en los datos de los yacimientos en estudio, y se expresa a través del
calculo de valores promedios para estos datos. De acuerdo con la información que se
tenga, estos promedios pueden ser ponderados por espesor, área o volumen
53
relacionados a los pozos que aportan los datos. La ecuación del método volumétrico es
la siguiente:
Donde:
N = Petróleo Original en sitio (POES)
A = Área del yacimiento, acres.
h = Espesor promedio de arena neta petrolífera (ANP), pies.
φ = Porosidad promedio de la formación, fracción.
SWi = Saturación de agua inicial, fracción.
Boi = Factor volumétrico del petróleo a condiciones iniciales de yacimiento, BY/BN.
El factor 7758 permite obtener el valor del POES en barriles normales de petróleo, BNP
Para yacimientos de gas, la ecuación para el cálculo volumétrico del GOES tiene la
siguiente forma:
Donde:
G = gas original en sitio (GOES), PCN.
Ø = porosidad promedio, fracción.
Swi = saturacion inicial de agua promedio, fracción.
βgi = factor volumétrico del gas promedio a presión inicial y temperatura de formación,
BY/PCN.
h = espesor promedio, pies.
A = Área, acres.
pi = presión inicial del yacimiento, lpca.
Tf = temperatura del yacimiento, ºR
En la practica sólo se conoce un estimado del área y un número finito de valores de
porosidad, espesor y saturación de agua inicial, obtenidos a través de los registros en
los pozos o de muestras de pared o núcleos, y del factor volumétrico del gas en base a
Ec. (12)
Ec. (13)
Boi
SwihAN )1(****7758 −=
φ
54
los valores de presión, temperatura del yacimiento y composición del gas
correspondiente a los distintos pozos. Por lo tanto, los valores utilizados para las
variables mencionadas, son valores promedio o areales de los diferentes valores que se
tengan del yacimiento como se indicó al principio de esta sección.
Los valores de volumen y espesor de arena neta gasifera se pueden obtener tomando
medidas de un mapa isopaco-estructural, con la ayuda de un planímetro o de un método
numérico. El área por espesor se conoce también como volumen bruto y puede ser
estimado por dos métodos conocidos como: el Método Piramidal y el Trapezoidal.
Si además de los mapas isopaco y estructural se dispone de mapas de isoporosidad,
isosaturación e isopresión, la Ecuación 2. 1. se puede evaluar numéricamente en la
forma siguiente:
Donde:
Ø = Porosidad del elemento j, fracción.
Swij = Saturación inicial de agua del elemento j, fracción.
hj = Espesor del elemento j, pies.
Aj = Área del elemento j, acres.
Βgij = Factor volumétrico del gas para el elemento j, PCY/PCN.
En este caso, el yacimiento se divide en elementos de volumen hj Aj, y cada elemento
tiene asignado valores dados de Øj, Swij y βgij. Este es el procedimiento usado en los
simuladores numéricos y de yacimientos.
Las ecuaciones para determinar el Gas Original en Sitio (GOES), el Gas Condensado
Original en Sitio (GCOES) y el Condensado Original en Sitio (COES) de yacimientos de
gas condensado (con o sin condensación retrógrada), de gas húmedo o de capa de gas
condensado (asociadas a zonas de petróleo) son las siguientes:
Ec. (14)
Ec. (15)
55
Donde:
GCOES = Gas Condensado Original en Sitio, PCN.
φ = Porosidad promedio del yacimiento, fracción.
Swi = Saturación de agua inicial promedio del yacimiento, fracción.
A = Área de arena neta gasifera, Acres.
h = Espesor de arena neta gasifera, pies.
Bgci = Factor volumétrico promedio del gas condensado a presión inicial y temperatura
del yacimiento, PCY/PCN.
El factor volumétrico del gas condensado se puede determinar por la siguiente ecuación:
Donde:
Zgci = Factor de compresibilidad inicial del gas condensado, adimensional.
Ty = Temperatura del yacimiento, º F.
pi = Presión inicial del yacimiento, lpca.
El factor de compresibilidad del gas condensado (Zgc) se puede obtener por el método
de Standing y Katz. Este método está basado en el principio de los estados
correspondientes, y presenta una correlación gráfica, la cual puede ser utilizada para
determinar el factor de compresibilidad de un gas natural a partir de la presión y
temperatura seudo-reducidas (Rojas, G., 1995).
A partir de la fracción molar de gas condensado que es producida en superficie como
gas (fg), se puede calcular el GOES, o gas seco, de la siguiente ecuación:
Donde
GCOES = Gas condensado original en sitio, PCN.
Ec. (16)
Ec. (17)
56
GOES = Gas original en sitio, PCN.
fs = Fracción de gas seco.
Donde
RGCi = Relación gas condensado inicial, PCN/BN.
γc = Gravedad especifica del condensado, adimensional.
Mc = Peso molecular del condensado, lbs/lbs-mol.
Con la relación entre el GOES y la Relación Gas-Condensado inicial se obtiene el
COES.
Dónde:
COES = Condensado original en sitio, BN.
RGCi =Relación gas – condensado inicial, PCN/BN.
2.2.10 Problemas en el yacimiento.
Entre los principales problemas presentados a nivel del yacimiento se tienen:
• Baja Permeabilidad: cuando un yacimiento presenta baja permeabilidad, el pozo
presenta baja producción ya que los fluidos en el yacimiento no tienen la facilidad para
fluir hacia el pozo y lo más recomendable es realizar un fracturamiento para aumentar la
permeabilidad. Esta información hay que obtenerlas de pruebas de restauración de
presión (Build-up), o de declinación (Fall-off). Las pruebas de transición de presión son
la única fuente de información confiable que se puede obtener, al mismo tiempo que los
valores de daño y de permeabilidad.
• Baja Presión: es muy importante la presión del yacimiento porque es ésta la que
induce al movimiento del petróleo desde los confines del yacimiento hacia los pozos y
Ec. (18)
Ec. (19)
57
desde el fondo de éstos a la superficie. De la magnitud de la presión depende si el
petróleo fluye naturalmente con fuerza hasta la superficie o si, por el contrario, la presión
es solamente suficiente para que el petróleo llegue hasta cierto nivel en el pozo.
La disminución de la presión en el yacimiento se debe principalmente a la declinación
natural que estos sufren debido a la explotación de los mismos a lo largo de su vida
productiva. Generalmente cuando el mecanismo de empuje del yacimiento se hace
ineficiente, es decir, que ya no posee la energía necesaria para producir por sí solo, se
requiere el empleo de métodos de explotación secundarios para que ayuden a levantar
la columna de fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie.
Anticipadamente a la declinación antieconómica de la presión se puede intentar
restaurarla y mantenerla por inyección de gas y/o agua al yacimiento, con fines de
prolongar su vida productiva y aumentar el porcentaje de extracción de petróleo del
yacimiento económicamente, o abandonar pozos o abandonar el yacimiento en su
totalidad.
• Alta Viscosidad: La viscosidad es una característica muy importante durante los
cálculos del flujo de fluidos a través de tuberías ya que de ella depende una menor
fricción a lo largo del conducto y por ende, facilita el flujo y hace que la presión requerida
para el bombeo por tubería sea menor. Por este motivo, mientras mayor sea la
viscosidad del crudo mayor será la dificultad para producirlo. Además, una alta
viscosidad propicia la formación de emulsiones y disminuye la solubilidad.
2.2.11 Restricción Alrededor del pozo debido a daños o pseudo-daños.
El daño a la formación, cuando existe, se define matemáticamente como una zona
infinitesimalmente delgada, que causa una caída de presión a través de la cara de la
formación. Los daños mecánicos se originan durante las fases de perforación,
rehabilitación o producción del pozo y pueden derivarse de invasión de líquidos, sólidos
o de una combinación de éstos. Los pseudo daños incluyen situaciones tales como:
penetración parcial, turbulencia, fracturas tapadas, pozos desviados, pozos mal
58
colocados en un área de drenaje, zona compactada alrededor de las perforaciones,
cañoneo insuficiente, etc.
El factor de daño que se obtiene de una prueba de transición de presión es una
sumatoria de todos los factores presentes como daño verdadero y pseudo daños, por lo
cual estos deben determinarse muy bien, ya que solo el daño mecánico puede
eliminarse mediante tratamiento químico.
Durante todas las operaciones que se llevan a cabo en un pozo, a lo largo de vida,
pueden ocasionarse daños a las formaciones productoras de hidrocarburos. La causa
más común de daños a la formación en los pozos es el proceso de perforación y
rehabilitación de los mismos.
El fluido de perforación consta de una fase sólida y una líquida, y los daños que causa
pueden ser ocasionados por el filtrado de la fase líquida y por invasión de sólidos en el
medio poroso. Los fluidos utilizados durante la perforación o rehabilitación de un pozo
están formulados con el objetivo de alcanzar la profundidad programada en forma
rápida, segura y económica, y una de las principales preocupaciones del operador es el
control de las presiones de las formaciones que se vayan atravesando.
El proceso de perforación altera la condición de equilibrio físico, químico, de esfuerzo y
termodinámico que existe en la roca, sus minerales constituyentes y los fluidos que la
saturan, durante la penetración de la mecha. La sobrepresión necesaria para controlar
las presiones de los yacimientos atravesados induce la invasión de partículas sólidas de
fluido de perforación y de filtrado líquido, en la región cercana al pozo, donde pueden
ocasionar mecanismos de daño descritos en la sección anterior.
• Invasión de los Sólidos del Lodo: la invasión de los sólidos del lodo disminuye la
productividad en dos formas principales: taponando las gargantas porales por formación
de revoques internos, e incrementando la presión capilar al reducir el radio de los poros.
59
• Invasión del Filtrado del Lodo: la filtración de la fase líquida de un fluido de
perforación, hacia el medio poroso ocurre en tres etapas: debajo de la mecha de
perforación, filtración dinámica durante la circulación del fluido, y filtración estática
cuando el fluido no está circulando.
• Efecto del Daño a la Formación en la Productividad: la reducción de la capacidad
original de flujo de un pozo, debido a la reducción de la permeabilidad del yacimiento, se
conoce como daño a la formación. Este daño puede haberse originado por la producción
del pozo, que arrastra sólidos finos desde el yacimiento hasta la vecindad del pozo, o
crea bloqueos por agua o gas que impiden el paso de petróleo, como también por la
interacción química de los minerales y fluidos del yacimiento con los fluidos introducidos
a la formación durante las operaciones de perforación, completación y reparación.
En general, este daño puede eliminarse por medios químicos, salvo en algunas
ocasiones, en las cuales habrá que recurrir a medios mecánicos como el fracturamiento
hidráulico de la formación para sobrepasar la zona dañada. Los efectos de cualquier
reducción en la permeabilidad se hacen críticos en la zona cercana al pozo, como se
ilustra en la Figura Nº 18.
Figura N° 18. Efecto del daño en la productividad.
Fuente: Rojas G. (1995)
0
20
40
60
80
100
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Radio de la zona dañada, pulg
Porc
enta
je d
e la
pro
ducc
ión
orig
inal
0,020,05
0,10,20,5
Kd/Ko
60
En la última curva de esta gráfica, donde la relación de la permeabilidad dañada con
respecto a la original es de 0.02, lo que significa 98% de daño, puede observarse que
basta una zona dañada de 2 pulgadas alrededor del pozo para que la producción de
éste sea de menos del 30% de su capacidad.
Adicionalmente puede observarse que el efecto de esta zona dañada tiende a
estabilizarse a medida que se aleja del pozo, lo cual indica que hay un límite máximo del
daño que se debe eliminar para recuperar la capacidad productiva, y que intentar
sobrepasar este límite puede ser antieconómico, ya que el costo de eliminar el daño
alejado del pozo no conlleva gran incremento en la producción.
El comportamiento de flujo de un pozo se ve afectado por la geometría del flujo radial
hacia él. A gran distancia del pozo (radial), el área transversal para una tasa de flujo
dada q es muy grande, y por lo tanto, la velocidad es pequeña. Por el principio de
continuidad, la tasa es constante e igual al producto de la velocidad por el área; como a
medida que la distancia hacia el pozo es menor, el área disminuye; por lo tanto la
velocidad tiende a aumentar, y con ella la caída de presión por fricción. El 25% de la
caída de presión tiene lugar en un radio de 3 pies alrededor del pozo cuando no hay
daño presente. Dado que esta área es tan pequeña, cualquier obstrucción adicional
(daño), aumentará la caída de presión.
La eliminación del daño puede incrementar notablemente la productividad, pero como se
ha dicho anteriormente, el área crítica para el flujo de fluidos hacia el pozo son los
primeros tres pies de radio alrededor de él, por lo tanto, generalmente basta con eliminar
el daño hasta esta distancia, para recuperar casi toda la permeabilidad dañada.
2.2.12 Obstrucción de la tubería.
Los pozos petroleros están compuestos de diferentes tuberías que se insertan al hoyo
de perforación para sostener sus paredes y lograr la producción de los hidrocarburos
contenidos en el yacimiento. Una de las principales tuberías utilizada es la tubería de
producción ya que a través de ella se transporta el fluido obtenido del yacimiento hasta
61
la superficie, y es de suma importancia su constante revisión para evitar que ocurran
problemas mecánicos que afecten la producción de los pozos. Los problemas más
comunes que se presentan son los siguientes:
• Arenamiento.
• Producción de asfaltenos.
• Producción de parafinas.
• Escamas.
• Pescados.
• Colapso de las tuberías.
Siendo el más importante por presentarse frecuentemente, el arenamiento, por tal
motivo se describirá este tema dándole mayor jerarquía que a los otros en la obstrucción
de tuberías.
• El arenamiento: en aquellas formaciones que son altamente no consolidadas, la
producción de fluidos de formación probablemente esta vinculada a la producción de
arena de formación. En algunos casos, pueden producirse pequeñas cantidades de
arena de formación sin que ello acarree efectos adversos significativos. Sin embargo, la
mayoría de las situaciones, la producción de arena se traduce en disminución de la
productividad y/o un exceso de mantenimiento del equipo de fondo y superficie, también
la producción de arena podría ocasionar fallas prematuras en el pozo y en el equipo del
mismo.
• Efectos de la producción de arena: los efectos de la producción de arena son
siempre perjudiciales para la productividad a corto y largo plazo del pozo. Si bien
algunos pozos normalmente experimentan una producción de arena dentro de los límites
manejables, estos constituyen la excepción y no la regla. En la mayoría de los casos el
tratar de manejar los efectos de una producción severa de arena a lo largo de la vida del
pozo no representa una opción operativa económicamente atractiva o prudente. Entre
los efectos más negativos de la producción de arena se tienen:
• Acumulación en los equipos de superficie.
• Acumulación en el fondo.
• Erosión del equipo de fondo y de superficie.
62
• Colapso de la formación.
• Causas de la producción de arena: la lista que se presenta a continuación resume
mucho de los factores que inciden en la producción de arena:
• Grado de consolidación.
• Reducción de la presión de poro a lo largo de la vida del pozo.
• Tasa de producción.
• Viscosidad del fluido del yacimiento.
• Aumento de la producción de agua durante la vida del yacimiento.
2.2.13 Producción de agua indeseable.
La producción de agua en pozos de producción de petróleo y de gas es un factor
limitante que controla la vida productiva del pozo. Esta producción excesiva es costosa
no sólo por el volumen de fluido que causa problemas de separación y disposición, sino
además porque origina una disminución en la producción de crudo, problemas de
corrosión, formación de escamas, entre otros.
Una de las causas que hace que en los pozos halla una producción temprana de agua,
es la producción incontrolada de crudo. Esto se debe a que al producir el pozo a una alta
tasa, las presiones diferenciales entre la columna de petróleo y agua en la vecindad del
pozo aumenta, esto hace que el agua de formación invada al fluido desplazado y sea
éste el producido, en otras palabras, la ruptura ocurre en forma acelerada. Así, se
tienen pozos que producen a una tasa que está por encima de la tasa crítica (es la tasa
máxima a la cual se debe producir el pozo para evitar problemas tales como:
arenamiento y alta producción de agua entre otros), obteniéndose un aumento drástico
en el corte de agua. Por esto resulta indispensable controlar la producción y alargar la
vida útil del yacimiento.
• Problemas de agua asociados al pozo: Cuando se hace referencia a problemas en
las cercanías del pozo, son aquellos relacionados con la completación del pozo y
problemas mecánicos que traen como consecuencia la producción de agua, entre estos
se encuentran:
63
a) Producción no deseada proveniente de algún canal formado detrás del revestidor:
este tipo de problema puede ocurrir en cualquier momento de la vida productiva del
pozo, pero es asociable después de la completación o estimulación del mismo. La
inesperada producción de agua en este momento es un fuerte indicativo de que existe
un canal detrás del revestidor. Los registros de temperatura, ruido y cementación
pudieran validar este problema.
Una mala cementación detrás del revestidor actúa como medio de transporte
comunicando las arenas de alta saturación de agua con las arenas petrolíferas. Este
problema genera canalización de agua proveniente del contacto agua-petróleo. Es
importante que el revestidor esté bien cementado y sellado desde la zona que va a ser
invadida hasta la superficie del pozo, para garantizar el éxito del tratamiento de control
de agua.
Existen diversas razones que provocan el deterioro de la adherencia del cemento como
la exposición a condiciones adversas de temperatura, presión y eventualmente aguas
sulfatadas. Esto ocurre con mayor frecuencia si se han producido problemas durante la
cementación primaria, como zonas de baja presión, migración de gas, o diseño
insuficiente de caños lavadores y espaciadores (Figura 19).
Figura N° 19. Canales detrás del revestidor. Fuente: Rojas G. (1995).
b) Perforación dentro de la zona de agua o muy cerca de ésta: las completaciones
cerca de la zona de fluidos indeseables genera que estos sean producidos
inmediatamente. Si bien las perforaciones se efectúan por arriba del contacto agua
64
petróleo original o por debajo del contacto gas petróleo, la proximidad en estas zonas de
interfase origina la producción de fluidos indeseables por conificación o avance de la
cresta de una manera más rápida y fácil. Los registros, información de núcleos y reporte
diario de perforación deben examinarse para determinar dónde está la zona de agua.
• Presencia de fugas o goteras en el revestidor: normalmente son detectadas por un
inesperado incremento en la producción de agua o gas, lo que podría ser resultado de
fisuras o fracturas en el revestidor (Figura Nº 20.). Registros de temperatura o
comparación del análisis del agua con las formaciones cercanas, permiten determinar la
fuente de fuga.
Figura N° 20. Fugas o goteras en el revestidor. Fuente: Rojas G. (1995).
c) Cavernas de producción de arenas: las arenas poco consolidadas pueden
derrumbarse, producir arenamiento en el pozo y crear cavernas por detrás del
revestidor. Dichas cavernas pueden establecer comunicación hidráulica con zonas de
agua.
d) Ruptura de barreras: durante los trabajos de estimulación se pueden romper las
barreras o sellos de rocas (lutitas) que se encuentran cerca de las zonas objetivos. Al
fracturar este sello, la irrupción de agua comenzará de una manera inesperada que se
reflejará en los datos de producción. Para estos casos es recomendable crear un sello o
taponar la zona afectada con la técnica más recomendable para el caso.
e) Taponamiento por incrustaciones, precipitados: las incrustaciones y precipitados
presentes en las cercanías de la zona perforada o en las cercanías del pozo pueden
restringir el flujo a través de las perforaciones, decayendo la inyectividad y,
65
posiblemente, desviando el agua hacia zonas indeseadas. Haciendo un análisis
detallado de la compatibilidad entre el agua de inyección y el agua de formación es
posible detectar este tipo de problema.
f) Estimulaciones en las cercanías del pozo: la estimulación frecuente puede provocar
la formación de cavernas en la roca y establecer una comunicación con zonas de agua.
La estimulación frecuente de areniscas o carbonatos puede también disolver el relleno
en las fracturas cementadas o afectar la adherencia del cemento, y del mismo modo
establecer una comunicación con el agua.
g) Daño de la formación: la caída de presión abrupta causada por un daño en la
formación puede provocar que el agua invada el intervalo productor de otra zona. Si así
fuera, la producción de agua se puede reducir estimulando el intervalo productor y
reduciendo el diferencial de presión en las perforaciones. Resulta evidente que, para ser
exitosa, la estimulación debe efectuarse lejos de la zona de agua o de lo contrario, se
obtendrá un resultado desfavorable.
• Problemas de agua asociados al yacimiento: Canales formados por la inyección de
agua o empuje natural del acuífero: estos canales pueden estar relacionados con
estratos de alta permeabilidad del pozo inyector por donde fluye preferencialmente el
agua, disminuyendo de esta manera la eficiencia de barrido en la formación y
provocando un rápido ascenso de la producción de agua en el pozo productor afectado.
Muchas zonas productoras presentan variaciones tanto en la permeabilidad vertical
como horizontal. Las zonas o estratos de mayor o menor permeabilidad, generalmente
exhiben continuidad lateral en el yacimiento o parte de él, en este caso se dice que el
yacimiento tiene zonas permeables sin flujo cruzado. Para el caso en el cual no hay una
continuidad lateral en el barrido del crudo, se dice que el yacimiento presenta canales de
alta permeabilidad con flujo cruzado (Figura Nº 21.)
66
Figura N° 21. Canales formados en el yacimiento. Fuente: Rojas G. (1995).
a) Venas de alta permeabilidad: los canales de alta permeabilidad pueden permitir que
los fluidos que suministran la energía hidráulica para producir el crudo irrumpa en el
pozo prematuramente, lo que trae como consecuencia el desvío de la energía de
producción por la presencia de zonas de baja permeabilidad que no son barridas.
La canalización ocurre cuando existe una conexión de alta permeabilidad entre la fuerza
del fluido desplazante y la fuerza del fluido desplazado como la fuerza que existe entre
un pozo de inyección o un acuífero y el pozo de producción. Tal conexión reduce la
cantidad de fluido desplazado disponible para empujar crudo y aumenta la producción
del fluido desplazante. La producción potencial del crudo es interrumpida en el caso de
un acuífero y el costo de separación de esta agua es muy elevado. En el caso donde
exista una inundación con agua, puede ocurrir que la fuerza del fluido la provea un pozo
de inyección, y existen tratamientos que pueden ser ejecutados en dicho pozo para
redirigir el fluido inyectado.
Un caso simple pero muy común, es que el contacto agua - petróleo se encuentra
desplazado por razones naturales hacia cierto intervalo, produciéndose agua. También
puede pasar que el yacimiento se agote y por consiguiente, la relación agua - petróleo
aumente en la misma proporción. Este proceso es normal si se toma en cuenta el tiempo
de explotación del yacimiento.
Canales de alta Permeabilidadsin Flujo Cruzado
Inyector Productor
InyectorProductor
Canales de alta Permeabilidad con Flujo Cruzado
67
La canalización depende de varios factores, pero principalmente del espaciamiento del
pozo, tasa de inyección en los pozos inyectores, caída de presión y las permeabilidades
relativas. La arena canalizada no necesariamente debe ser la arena de mayor
permeabilidad, la saturación inicial de agua y la distribución en los lentes de arena
puede ser un factor muy dominante, así la diferencia de permeabilidad no sea tan
marcada en los lentes de arena.
Los canales de las venas de alta permeabilidad no sólo existen entre pozos inyectores y
productores, también existen entre acuíferos y pozos productores.
b) Fracturamiento fuera de la zona de producción o creación de conexiones entre pozos
inyectores y productores: Los sistemas de fracturas naturales pueden proveer una
dirección de conexión entre los pozos inyector y productor. Algunos fluidos de inyección
logran moverse a través de estos canales de alta permeabilidad desviando el
hidrocarburo dentro de la matriz de la roca.
Regularmente si las fracturas naturales interceptan dos pozos que no están
directamente conectados, el fluido puede fluir preferencialmente a través de una sola
fractura la cual está próxima a otra fractura o al fondo del pozo cruzando fluido durante
el barrido, recuperando solo una pequeña porción del mismo. En la Figura Nº 22. se
puede apreciar la fractura formada entre un pozo inyector y otro productor.
Figura N° 22. Fracturas entre inyector y productor.
Fuente: Rojas G. (1995).
c) Conificación de agua en el fondo: la conificación de fluido en pozos verticales y
avance de la cresta de fluido en pozos horizontales, es debido a la reducción de la
Inyector Productor
68
presión en la vecindad del pozo fluyente. Esta reducción de presión conduce el gas o el
agua hacia las zonas adyacentes, conectándolas a través de la completación.
Eventualmente, el agua o el gas pueden irrumpir en el pozo a través de la sección
perforada desplazando todo o parte del hidrocarburo producido. Cuando ocurre la
irrupción, el problema tiende a ser peor como consecuencia del incremento del corte de
producción de los fluidos indeseables. Sin embargo, la reducción de la tasa de
producción puede disminuir el problema, más no puede ser corregido.
La conificación en el tiempo depende de varios parámetros, pero principalmente de la
distancia entre el contacto agua petróleo y la profundidad a la cual están los intervalos
perforados, la razón de permeabilidad vertical y horizontal, tasa de influjo de agua, caída
de presión durante la vida productiva y es función de la permeabilidad relativa. Si se baja
la tasa de producción cuando ocurre la conificación, el cono sufre un decrecimiento. Sin
embargo, Baurnazel y Geanson encontraron que cuando un pozo es producido a una
tasa sobre la tasa crítica por un largo período de tiempo, la tasa de flujo producida debe
caer significativamente con respecto a la tasa de flujo crítico para que el cono se retire o
desaparezca completamente (Figura 23).
Figura N° 23.Conificación de agua en el fondo. Fuente: Rojas G. (1995).
d) Adedamiento: si el radio de movilidad es muy elevado puede hacer que el fluido
desplazante (agua) tiende a ramificarse dejando de barrer (empujar) grandes cantidades
de crudo. Se origina cuando pequeñas inestabilidades ocurren en el frente desplazado,
creando dispersión de los fluidos. Dicha dispersión aumenta mientras el fluido es
69
desplazado por otro. El adedamiento causado por fuerzas de viscosidad y gravedad no
incluye el traslado originado por la permeabilidad heterogénea.
La diferencia principal entre el adedamiento y los cambios de permeabilidad es que el
adedamiento puede ser prevenido, pero el traslado causado por las heterogeneidades
del estrato sólo puede ser reducido.
Una vez que el adedamiento ha ocurrido solo podrá ser recuperable una pequeña
cantidad de petróleo y el agua fluirá directamente hasta el pozo productor con muy poca
eficiencia de barrido. Un análisis de núcleo y de movilidad de fluido es sumamente
importante para determinar las probabilidades de adedamiento.
e) Alteraciones de la mojabilidad de la roca: la presencia del agua como fase mojante
permite que el crudo sea la fase que fluya preferencialmente. Un cambio de
humectabilidad hará que el fluido preferencial sea el agua.
2.2.14 Estimulaciones.
La estimulación puede ser considerada como un tipo de rehabilitación que consiste en
aplicar tratamientos especiales en la formación con el objeto de eliminar daños
presentes o promover nuevos canales de flujo entre el yacimiento y el pozo.
Generalmente el objetivo final es restaurar la capacidad de producción del pozo y, en
algunos casos, incrementarla por encima de los niveles históricos. Algunos requieren el
empleo de taladros/gabarras y otros equipos especiales como el Coiled Tubing.
También hay trabajos para los cuales solo se necesitan los equipos de bombeo de los
fluidos de estimulación.
• Achicamiento (suabeo): este es el tipo de estimulación más sencillo que se emplea y
consiste en activar parte del volumen de fluido presente en la tubería de producción,
utilizando un succionador operado con guaya. Mediante esta operación se reduce la
presión sobre la formación y un efecto de succión sobre la misma, lo que induce el flujo
de hidrocarburos al pozo. La aplicación más frecuente de la operación de achicamiento
70
es para traer a producción los pozos de flujo natural que no pueden fluir después de los
trabajos de completación o rehabilitación.
• Fracturamiento hidráulico: es una técnica de estimulación donde se inyecta un fluido a
presiones superiores a la presión de ruptura de la formación. Este fluido penetra en el
estrato como una cuña que abre nuevos canales de flujo entre el yacimiento y el pozo.
Otra modalidad de fracturamiento es que al fluido se le agrega, en relación de volumen
por volumen, un material sólido y competente, generalmente arena de determinadas
especificaciones con respecto a tamaño de granos, circularidad, distribución del
agregado, resistencia, densidad y calidad. Al inyectarse la mezcla al estrato, la arena va
depositándose en los canales como una cuña estable, porosa y permeable, que
impedirá el asentamiento del estrato al desvanecerse la presión de ruptura y, por ende,
mantendrá los canales de flujo abiertos.
• Acidificación: la acidificación de estratos petrolíferos constituye una de las
aplicaciones más viejas empleadas por la industria petrolera en la estimulación de
pozos. Como las rocas petrolíferas pueden contener carbonato de calcio (caco3, caliza),
el ácido clorhídrico (HCl) en solución de 15 %, ha sido un buen disolvente que ayuda a
abrir canales de flujo en el estrato productor. La reacción química se realiza según la
siguiente fórmula: 2HCl + CaCO3 = CaCl2 +H2O + CO2. Después de la reacción se
obtiene cloruro de calcio, agua y dióxido de carbono, como resultado de la
descomposición del carbonato de calcio por el ácido. La cantidad de ácido requerida
está en función del volumen de roca que se propone tratar.
• Inyección de Geles: la inyección de geles se aplica principalmente para controlar el
corte de agua en la producción del pozo. Estos geles son sustancias químicas que
actúan como barreras sellantes. Entre los más utilizados se tienen:
a) Fluidos Bloqueantes: son aquellos que se colocan en la zona productora de agua y
actúan como una barrera sellante que impide el paso de agua hacia la zona productora,
este tipo de fluido sellante reduce tanto la permeabilidad relativa al agua como la
71
permeabilidad del petróleo. Estos fluidos pueden ser: Cemento, Resinas, Geles
Sellantes, Monómeros, Polímeros, Particulados, Precipitado, Emulsiones.
b) Fluidos modificadores de Permeabilidad Relativa:: estos fluidos intentan crear en las
cercanías del pozo una reducción desproporcional de la permeabilidad del agua. Análisis
sugieren la aplicación en zonas de alta permeabilidad con flujo cruzado. Estos pueden
ser: Polímeros, geles no sellantes, monómeros polimerizables, surfactantes.
c) Fluidos Controladores de Movilidad: son designados con la finalidad de reducir la
razón de movilidad del agua en el petróleo e incrementar la eficiencia por reducción de
movilidad de la fase acuosa, este tipo de fluido gelificante modifica en el orden
establecido la razón de movilidad y modifica la heterogeneidad vertical del yacimiento,
incrementando a futuro el recobro de petróleo. Los fluidos controladores de gas son
polímeros.
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
Para el desarrollo de una investigación es fundamental la utilización de una metodología
ordenada que permita establecer lo significativo de los hechos y fenómenos hacia los
cuales está encaminado el estudio. El capítulo que a continuación se presenta, cuenta
con la metodología utilizada para realizar la investigación, modalidad, tipo, diseño,
población, muestra y técnicas de recolección a utilizar.
En toda investigación es necesario que tanto la población de estudio, como los
resultados de la misma tengan el nivel de confiabilidad y objetividad necesaria para
validar el proceso, por el cual el procedimiento metodológico en la consecución de la
investigación debe estar bien definido y delimitado.
3.1.- Tipo de Investigación:
Para Hurtado B. (2007) la investigación puede clasificarse en: exploratoria, descriptiva,
comparativa, analítica, explicativa, predictiva, proyectiva, interactiva, confirmatoria o
evaluativa.
Según el nivel de profundidad del conocimiento, esta investigación se considera de tipo
proyectiva, ya que se proponen soluciones a una situación determinada a partir de un
proceso de indagación. Implica explorar, describir, explicar y proponer alternativas de
cambio, mas no necesariamente ejecutar la propuesta. (Hurtado, J. 2008, pág 114), en
nuestro caso se propone un plan de explotación para el drenaje optimo de las reservas
de gas y condensado del yacimiento OLI - 01 del Bloque E del área Sur del lago de
Maracaibo.
Según el período en que se recolecta la información esta investigación se considera
retrospectiva, ya que se cuenta con una información previa en cuanto a los datos del
73
yacimiento, tales como registros eléctricos, núcleos y muestras de pared, pero para
cumplir con los objetivos planteados dentro de la investigación se requiere la
actualización de la data petrofísica y geológica del yacimiento OLI-01. En el mismo
orden de idea Hurtado, J. 2008 acota que los estudios retrospectivos son estudios que
cuentan con una parte de la información y el resto de la información está por obtenerse.
3.2.- Diseño de la Investigación.
“El diseño de la investigación se define con base al procedimiento. El diseño alude a las
decisiones que se toman en cuanto al proceso de recolección de datos (y de
experimentación en el caso de las investigaciones confirmatorias y las evaluativas), que
permitan al investigador lograr la validez interna de la investigación, es decir, tener un
alto grado de confianza de que sus conclusiones no son erradas” (Hurtado B, 2008).
“El dónde alude a las fuentes: si son vivas, y la información se recoge en su ambiente
natural, el diseño se denomina de campo, pero si la información se recoge en un
ambiente artificial o creado, se habla de diseño de laboratorio. Por lo contrario, si las
fuentes no son vivas, sino documentos o restos, el diseño es documental. También
puede utilizarse diseño de fuente mixta, los cuales abarcan tanto fuentes vivas como
documentales “(Hurtado B, 2007).
Esta investigación es de Fuente Mixta, De Campo porque se obtienen datos de la
realidad en forma directa, y Documental ya que se basa en la utilización de diferentes
técnicas de: localización y fijación de datos, análisis de documentos y de contenidos; y
en esta investigación en particular fue importante la recopilación, validación y análisis de
la información correspondiente a cada pozo perteneciente al yacimiento OLI-01.
Según el nivel de medición y análisis de la información esta investigación se clasifica en
Cuantitativo “El objetivo de este tipo de investigación es el estudiar las propiedades y
fenómenos cuantitativos y sus relaciones para proporcionar la manera de establecer,
formular, fortalecer y revisar la teoría existente La investigación cuantitativa desarrolla y
emplea modelos matemáticos, teorías e hipótesis que competen a los fenómenos
74
naturales. Dentro de este tipo de clasificación se encuentra la investigación Analítica,
(Hurtado 2008)”. La cual es aplicada a nuestra investigación porque se requiere del
análisis del modelo geológico, petrofísico, la data de presión y producción de los pozos,
para determinar el comportamiento futuro de producción del yacimiento, es decir que
trata de entender las situaciones en términos de las relaciones de sus componentes.
Según el Objeto de Estudio este proyecto de investigación se clasifica en Diseño
univariable o unieventual, aludiendo a la amplitud y organización de los datos, el diseño
estará centrado en un evento único, a saber, generar un plan de explotación para el
drenaje optimo de las reservas de gas y condensado del yacimiento OLI - 01 del Bloque
E del área Sur del lago de Maracaibo.
3.3.- Población y Muestra.
La población según Hurtado, J. se define como “el conjunto de elementos que forman
parte del contexto donde se quiere investigar el evento”.
La población de estudio esta compuesta por 10 pozos, de los cuales tres (03) se
encuentran activos, cinco (05) categoría 3 (esperando reparación mayor), dos (2)
categoría 5 (esperando abandono).
De acuerdo al libro de reservas oficiales, a diciembre 2013, del yacimiento OLI-01
presentan un POES de 217,486 (MMBN), de crudo y 469,344 (MMPCN) de condensado
de los cuales se pueden recuperar 49,46 (MMBN), y 344,78 (MMPCN) respectivamente,
tomando como factor de recobro 60%, una producción acumulada de 28,244 (MMBN) y
166,422 (MMPCN), y unas reservas remanentes por el orden de 21,217 (MMBN) y
178,36 (MMPCN).
3.4.- Técnicas de Recolección de Datos
Para Hurtado J, las técnicas se refieren al cómo recoger la información, mientras que
los instrumentos constituyen las herramientas. Las técnicas de recolección de
75
información se seleccionan con base en el tipo de indicio a través del cual se manifiesta
el evento de estudio. Algunos indicios se pueden observar, otros hay que preguntarlos, y
otros más están registrados en documentos. Cada técnica tiene sus propios
instrumentos.
Las técnicas de recolección de datos utilizadas para el desarrollo de esta investigación
son las siguientes:
3.4.1.- Observación directa
Según Hurtado J. (2008), Consiste en captar directamente lo que está ocurriendo con el
evento. El investigador debe ser testigo de la ocurrencia del evento y percibirlo a través
de los sentidos. Para llevar a cabo esta investigación la información se obtuvo
observando y participando del evento, es decir , se tuvo acceso a la información de
registros , mapas, correlaciones, análisis de núcleos, así como datos requeridos como
presiones de superficie, muestras, entre otros, donde se participó en la toma de los
mismos, de igual manera se realizo una evaluación petrofísica de todos los pozos del
área en estudio y de esta manera analizar en forma cuantitativa y cualitativa las
diferentes propiedades del yacimiento OLI-01 (Ф, K, Vshl, Sw, ANT, ANP).
3.4.2.- Entrevistas no estructuradas
Según Hurtado J. (2008), Consiste en preguntar de manera dialogada a la unidad o a
las fuentes de estudio para obtener información acerca del evento. Las preguntas son
abiertas, implican un intercambio entrevistado-entrevistador. Pueden surgir preguntas no
previstas con anterioridad, se da lugar a respuestas extensas y se puede repreguntar
sobre puntos más específicos
3.4.3.- Revisión documental
Según Hurtado J. (2008), se utiliza cuando las unidades de estudio son documentos.
También cuando las fuentes son documentos, es decir, cuando información que se
76
requiere ha sido registrada. Algunos instrumentos de la revisión documental son la
matriz de análisis, la matriz de registro, la matriz de categorías.
Para abordar la presente investigación, ha sido necesario apoyarse en esta técnica. Se
tomó la información necesaria apoyada por varios autores, a través de la revisión de
folletos, manuales, presentaciones, tesis, información electrónica y todo esto con la
finalidad de recopilar la mayor cantidad de información para lograr desarrollar el tema
objeto de la investigación.
3.4.4.- Sesiones de Grupo
Para Hurtado (2008) “En una sesión de grupo un pequeño número de individuos es
reunido para conversar acerca de algún tema de interés para alguna compañía,
institución o persona”.
Durante el trabajo de investigación fue necesaria la integración de diferentes puntos de
vistas a través de sesiones de grupo con el objetivo de analizar y explicar los resultados
obtenidos y verificar la metodología aplicada. Para cumplir con los objetivos planteados
durante la realización del proyecto “Plan de Explotación para el drenaje óptimo de las
reservas de gas y condensado del yacimiento OLI - 01 del Bloque E del área Sur del
lago de Maracaibo”. Dicha metodología se observa a continuación:
3.5.- Procedimiento de la Investigación
3.5.1.- Elaboración del Listado de Pozos
Para efectos de estudio se trabajó con los pozos con completación en el yacimiento OLI-
01, como se hizo mención anteriormente La población de estudio esta compuesta por 10
pozos, de los cuales tres (03) se encuentran activos, cinco (05) categoría 3 (esperando
reparación mayor), dos (02) categoría 5 (esperando abandono), para las evaluaciones
Petrofísicas y correlaciones geológicas se tomaron pozos ubicados dentro del área que
atraviesan el yacimiento OLI-01.
77
Tabla 3. Lista de pozos Fuente: PDVSA (2014)
Pozo Categoría Tope - Base SLE 6 1 18406-18533 SLE 7 1 18249-18355
SLE 44 1 17963-18130 SLE 2 3 17982-18225
SLE 42 3 17557-17857 SLE 41 No llego al Oligoceno SLE 43 No llego al Oligoceno SLE 61 Sin inf. No esta en el mapa
Seguidamente se recopilaron y seleccionaron los registros Ganma Ray (GR) de los
pozos en estudio para obtener los datos como: temperatura de superficie, temperatura
de fondo, diámetro de la mecha y profundidad total.
Tabla 4: información de los pozos obtenida de los registros Gamma Ray.
Fuente: PDVSA (2014). Pozo Tope Base Tf Ts Φ Pt
SLE 6 18406 18533 322 °F 80 °F 6 ½ “ 18732
SLE 7 No dispone de GR a la profundidad evaluada
SLE 44 17963 18130 No posee
información
No posee
información
No posee
información
No posee
información
SLE 42 17557 17857 293 °F 91 °F 9 ½ “ No posee
información
SLE 2 17982 18225 321 °F 81 °F 5 7/8 “ 18445
El pozo SLE- 07 no tiene registro GR por lo tanto no se pudo evaluar. La información
petrofísica fue obtenida por medio del programa Geographyx Discovery Prizm para los 4
pozos restantes (SLE 6, SLE 44, SLE 42 y SLE 2).
78
Tabla 5. Información obtenida por el petrofísico a través de Geographyx Discovery
Prizm. Fuente: PDVSA (2014).
3.6.- Recopilación de la Data.
Todos los datos referentes a la historia de perforación, completación y producción de los
pozos, así como los trabajos de subsuelo realizados a los pozos de estudio, se
obtuvieron a través, de una revisión detallada de la información suministrada por las
carpetas de producción de los pozos y las bases de datos de la empresa Petróleos de
Venezuela S.A. (PDVSA), como Documentum, Sisub, Copyr y Centinela. En el estudio y
análisis del yacimiento se requirió una serie de datos además de la aplicación de un
grupo de formulas, asociados al desarrollo de esta investigación, para así establecer
resultados en la descripción del área. Revisión bibliográfica y hemerográfica. Informes
técnicos previos, revisiones de estudios integrados e información relacionada con el área
de estudio.
3.7.-Validación de la Data.
Se verificó que toda la data suministrada se enmarcara dentro del desarrollo real del
pozo, comparando dichos datos con toda la información conocida, es decir, la obtenida
de los paquetes computarizados y carpetas de producción de los pozos y de esa manera
se fueron descartando programas y propuestas tentativas de trabajos que no se llegaron
a realizar en los pozos.
79
3.8.-Digitalización de la Data.
Una vez recopilada y validada la información se procedió a plasmar ésta en el formato
homologado de historia de pozos, Diagramas de completación para su disponibilidad en
digital en la realización del proyecto “Plan de Explotación para el drenaje optimo de las
reservas de gas y condensado del yacimiento OLI - 01 del Bloque E del área Sur del
lago de Maracaibo”.
CAPÍTULO IV
ANALISIS DE RESULTADOS
4.1.- Propiedades Físicas y Petrofísicas del Yacimiento.
La revisión del modelo petrofísico se basó principalmente en la generación de un
sumario de propiedades petrofísicas, a través de la verificación de los registros de pozos
que atravesaron el yacimiento con la finalidad de obtener las propiedades de la Arena
Neta y de la Arena Neta Petrolífera. La evaluación petrofísica se realizó a través del
programa GeoGraphix Discovery – Modulo Prizm. En el análisis petrofísico se consideró
como base los parámetros cut off del área de Sur del Lago, y se utilizó el modelo de
saturación de agua de Simandoux modificada empleada para arenas arcillosas. Por otra
parte, para el cálculo de permeabilidad, se recurrió al modelo de Timur.
Es importante destacar, que no todos los pozos perforados en el Yacimiento OLI-01
cuentan con información de registros eléctricos necesarios para realizar un análisis
petrofísico; algunos de ellos carecen de curvas (Rayos Gamma, Resistividad,
Densidad/Neutrón) en la zona de interés bien sea por problemas operacionales a la hora
de realizar el perfilaje, o simplemente, porque no penetraron. En este sentido, en el
Bloque E solo se ha tomado núcleo en el pozo SLE-6X, ubicado en la parte noroeste del
área, igualmente existe información de descripción de ripios en los intervalos objetivos.
La ubicación de estos pozos se muestra en la figura 24, donde se observa la descripción
del núcleo, las profundidades en donde este fue tomado, así como los intervalos donde
se tomaron las muestras.
81
Figura 24. Pozos con núcleo en el área de estudio. Fuente: PDVSA (2014).
Los parámetros básicos tomados para el área son los siguientes: exponente de
saturación (n = 1,91), exponente de cementación (m = 1,92) y coeficiente de tortuosidad
(a=1), utilizando los datos del núcleo, validación y definición del valor del R; el mismo se
determinó evaluando el comportamiento de las aguas de formación obtenidos de
muestras en los pozos SLE-44X y SLE-42X valores no confiables (alto ppm > 50000 y
bajos < 1000) no correspondiente a la zona de interés. Se utilizó el pozo SLE-61-X (pozo
con arenas de agua y se aplicó el método de Pickett Plot basado en la relación
porosidad, resistividad donde la pendiente es m y el corte de la línea es 100% agua con
la porosidad = 1 es Rw*a, y se sensibilizó el valor documentado para el Oligoceno /
Eoceno, además del usado en el estudio anterior y se determinó un Rw de 0,45 a 75 °F
equivalente a 12000 PPM.
Para definir el modelo de saturación se sensibilizaron los parámetros básicos usando
los modelos matemáticos en el pozo SLE-61X (pozo con agua), el pozo SLE-6X pozo
con núcleo y el pozo SLE-1 primer pozo en el yacimiento, los valores de Swi obtenidos
en estos pozos fueron comparados con los obtenidos por las pruebas de presión capilar
y permeabilidades relativas dando valores cercanos con el modelo de saturación
utilizando (Simandoux), así como obteniéndose una Sw corte en el orden de 47%.
• La Saturación de agua irreducible es de 10 % (Swi = 10 %)
• La saturación de agua crítica es de 45 % (Swc = 45 %)
• La zona de transición del pozo SLE-01 se ubica desde 18988’ a 19150’.
SLE -5SLE-44X
SLE-43X
SLE-42X
SLE-41X
SLE-4
SLE-3
SLE-2
SLE-1
0 1000 2000 3000 4000 5000m
1:80000
216000 218000 220000 222000 224000
216000 218000 220000 222000 224000
1022000
1024000
1026000
1028000
1022000
1024000
1026000
1028000
Pozos con inform ación bioestratigráfica Pozos con núcleo
SLE -6 X
SLE -5SLE-44X
SLE-43X
SLE-42X
SLE-41X
SLE-4
SLE-3
SLE-2
SLE-1
0 1000 2000 3000 4000 5000m
1:80000
216000 218000 220000 222000 224000
216000 218000 220000 222000 224000
1022000
1024000
1026000
1028000
1022000
1024000
1026000
1028000
Pozos con inform ación bioestratigráfica Pozos con núcleo
SLE -6 X
SLE -5SLE-44X
SLE-43X
SLE-42X
SLE-41X
SLE-4
SLE-3
SLE-2
SLE-1
0 1000 2000 3000 4000 5000m
1:80000
216000 218000 220000 222000 224000
216000 218000 220000 222000 224000
1022000
1024000
1026000
1028000
1022000
1024000
1026000
1028000
Pozos con inform ación bioestratigráfica Pozos con núcleo
SLE -6 X
82
4.2 Propiedades de los Fluidos
La validación de las pruebas de laboratorio PVT para sistemas de gas condensado
incluye la comprobación de que no hay errores de consistencia en los resultados de
laboratorio.
En el yacimiento OIL-01 se tomaron cuatro muestras para análisis PVT, tres de ellas a
condiciones originales (SLE-7-1X, SLE-4-4X y SLE-4-2X). La otra muestra, tomada en el
pozo SLE-6, se realizó cuando el yacimiento había producido durante 13 años.
Tabla N° 6 Fechas de muestreo PVT Fuente: PDVSA (2014)
Pozo Fecha de
Muestreo Observaciones
SLE-4-2X 06/10/1973 Si representa las condiciones originales del
yacimiento.
SLE-7-1X 03/10/1974 Si representa las condiciones originales del
yacimiento.
SLE-4-4X 05/11/1974 Si representa las condiciones originales del
yacimiento.
SLE-6 03/12/98 No representa condiciones originales del
yacimiento.
Las muestras de gas y líquido, consideradas por sus características iniciales como de
gas condensado, fueron tomadas del separador después de largos períodos de flujo
estabilizado. Las muestras de fondo no son representativas del fluido de un yacimiento
de esta naturaleza debido a la acumulación de líquido en el fondo y/o contaminación de
la muestra con agua. Cabe destacar que a pesar de haberse tomado las muestras para
las fechas indicadas, los pozos comenzaron a producir en forma continua desde 1986
debido a que las instalaciones de producción se completaron para esta fecha.
83
La muestra tomada en el pozo SLE-7-1X pertenece a los intervalos 18340’-18370’
(Arenas Basales del Oligoceno) y 18410’-18620’ (Eoceno). La mayor producción de este
pozo proviene principalmente de las arenas del Eoceno, de donde se cañoneó el 88 %
del intervalo total cañoneado (240 pies). En el pozo SLE-4-4X se tomó la muestra para el
análisis PVT de los intervalos 17950’-18271’, de un total de 327 pies de arena. La
muestra se tomó a hoyo desnudo, y pertenece a las arenas Basales del Oligoceno y el
Eoceno, correspondiendo aproximadamente unos 110 pies al Oligoceno. La gravedad
API inicial promedio es de 37,5°. En el pozo SLE-4-2X se tomó la muestra de 18985’-
18020’ de las arenas Basales del Oligoceno. El crudo producido es condensado, con
una gravedad API inicial promedio de 41,7°.
En el pozo SLE-6 se tomó la muestra el 30/12/98, cuando el yacimiento SLE-OLI-01
había acumulado 20,5 MMBN de crudo y 77,1 MMMPCN de gas. El crudo producido es
condensado de 42° API. El pozo se encuentra ubicado en la parte sur de un
compartimiento separado. Sin embargo, hacia la parte noreste del compartimiento se
presenta un salto de falla pequeño (del orden de 80 pies), lo que hace suponer la
comunicación de ambos bloques en esta región del yacimiento. Se presume que el pozo
SLE-4-4X ha drenado significativamente el compartimiento vecino al mismo, donde se
encuentra el pozo SLE-6. La presión de rocío encontrada en este pozo (6700 Lpc)
muestra que este bloque no se encontraba en condiciones originales, ya que la presión
de rocío original mostrada por los pozos SLE-7-1X y SLE-4-2X se encuentra entre 7260
Lpc y 7235 Lpc. Por estas razones el PVT del pozo SLE-6 no se tomó en cuenta para
representar las condiciones originales del yacimiento
La comprobación de no haber errores se realizó mediante el método de recombinación
matemática, en el cual los resultados de los cálculos que se muestran en las siguientes
tablas demuestran que los tres PVT analizados presentan un porcentaje de error menor
del 2 % desde el C1 al C6, y menores del 5 % en el C7+, al calcular los valores de Zi
matemáticamente y compararse con los datos experimentales.
84
Tabla N° 7 Recombinación matemática en el pozo SLE-71-X. Fuente: PDVSA (2014).
D A T O SD E N S ID A D D E L L IQ U ID O D E L S E P A R A D O R : 0 ,8 5 1 0T A S A D E F L U J O D E G A S D E L S E P A R A D O R , P C N /D : 9 4 6 4 0 0 0T A S A D E F L U J O D E C O N D E N S A D O D E L T A N Q U E , B N /D : 1 9 7 3
Y i X i Z i Z iG a s L iq M a te m á tic o E x p e r im e n ta l
C O 2 0 ,0 8 0 4 0 ,0 0 7 0 4 4 ,0 1 0 0 0 ,3 0 8 1 0 ,0 1 1 3 1 ,0 1 6 5 0 ,0 7 2 1 0 ,0 7 2 4 0 ,4 5 0 4
N 2 0 ,0 0 1 6 0 ,0 0 1 3 2 8 ,0 1 3 0 0 ,0 3 6 4 0 ,0 0 2 1 0 ,0 2 0 2 0 ,0 0 1 6 0 ,0 0 1 6 2 ,1 2 6 9
C 1 0 ,7 5 3 6 0 ,0 3 0 5 1 6 ,0 4 0 0 0 ,4 8 9 2 0 ,0 4 9 3 9 ,5 2 8 3 0 ,6 7 1 6 0 ,6 7 4 8 0 ,4 7 7 8
C 2 0 ,0 8 4 8 0 ,0 1 6 6 3 0 ,0 7 0 0 0 ,4 9 9 2 0 ,0 2 6 9 1 ,0 7 2 2 0 ,0 7 7 1 0 ,0 7 7 4 0 ,4 3 4 4
C 3 0 ,0 3 7 4 0 ,0 1 9 9 4 4 ,0 9 0 0 0 ,8 7 7 4 0 ,0 3 2 2 0 ,4 7 2 9 0 ,0 3 5 4 0 ,0 3 5 5 0 ,2 3 9 7
IC 4 0 ,0 0 8 9 0 ,0 0 9 3 5 8 ,1 2 0 0 0 ,5 4 0 5 0 ,0 1 5 0 0 ,1 1 2 5 0 ,0 0 8 9 0 ,0 0 8 9 -0 ,5 0 9 8
N C 4 0 ,0 1 2 7 0 ,0 1 8 5 5 8 ,1 2 0 0 1 ,0 7 5 2 0 ,0 2 9 9 0 ,1 6 0 6 0 ,0 1 3 4 0 ,0 1 3 3 -0 ,4 3 5 5
IC 5 0 ,0 0 5 3 0 ,0 1 5 7 7 2 ,1 5 0 0 1 ,1 3 2 8 0 ,0 2 5 4 0 ,0 6 7 0 0 ,0 0 6 5 0 ,0 0 6 4 -1 ,2 4 5 6
N C 5 0 ,0 0 4 4 0 ,0 1 6 5 7 2 ,1 5 0 0 1 ,1 9 0 5 0 ,0 2 6 7 0 ,0 5 5 6 0 ,0 0 5 8 0 ,0 0 5 7 -1 ,2 7 2 9
C 6 0 ,0 0 4 4 0 ,0 4 9 0 8 6 ,1 7 0 0 4 ,2 2 2 3 0 ,0 7 9 3 0 ,0 5 5 6 0 ,0 0 9 5 0 ,0 0 9 3 -1 ,7 1 1 6
C 7 + 0 ,0 0 6 5 0 ,8 1 5 7 2 1 3 ,0 0 0 0 1 7 3 ,7 4 4 1 1 ,3 1 9 6 0 ,0 8 2 2 0 ,0 9 8 3 0 ,0 9 4 7 -3 ,7 9 2 2
1 ,0 0S U M A : M i 1 8 4 ,1 1 5 7
D o n d e :F a c to r 1 : 1 ,6 1 7 7 Y i: F ra c c ió n M o la r d e l G a s
X i: F ra c c ió n M o la r d e l L íq u id oR G L se p a ra d o r, P C N /B 4 7 9 7 Z i: F ra c c ió n M o la r d e la c o rr ien te (W e ll S trea m )
M i: P es o M o lec u la rF a c to r 2 : 1 2 ,6 4 3 6 F a c to r 1 : (3 5 0 *D en s L iq ) / M i*X i L b m o l/B l.s ep(# M O L E S D E G A S ) F ra c c ió n M o la r d e la F a s e L íq u id a en la m ezc la (L c )
F a c to r 2 : R G L s ep a ra d o r / 3 7 9 ,4 L b m o l/B l.s epM O L E S T O T A L E S : 1 4 ,2 6 1 4 F ra c c ió n M o la r d e la F a s e G a s eo s a en la m ezc la (V c )
D e n s id a d a d e l l iq : 0 ,8 5 1 4 L o s p o rc e n ta je s d e e rro re s p e rm is ib le s s o n m e n o re s a l 2 % h a s ta e l C 6 ym e n o re s d e l 5 % e n e l C 7 +
R E C O M B IN A C IÓ N M A T E M Á T IC A E N E L P O Z O S L E -7 1 -X
(F a c to r 2 )*Y i % d e E rro rC O M P O N E N T E M i M i*X i (F a c to r 1 )*X i
Tabla N° 8 Recombinación matemática en el pozo SLE-44-X Fuente: PDVSA (2014)
D A T O SD E N S ID A D D E L L IQ U ID O D E L S E P A R A D O R : 0 ,82 56
T A S A D E F LU JO D E G A S D E L S E P A R A D O R , P C N /D : 81 1700 0T A S A D E F LU JO D E C O N D E N S A D O D E L T A N Q U E , B N /D : 95 8
Y i X i Z i Z iG as L iq M atem átic o E xp e rim en ta l
C O 2 0,0 750 0 ,00 47 44 ,0 100 0 ,206 8 0 ,0 080 1 ,67 49 0 ,070 0 0 ,0 701 0 ,131 7
N 2 0,0 032 0 ,00 03 28 ,0 130 0 ,008 4 0 ,0 005 0 ,07 15 0 ,003 0 0 ,0 030 0 ,198 0
C 1 0,7 845 0 ,03 72 16 ,0 400 0 ,596 7 0 ,0 635 17 ,5199 0 ,731 4 0 ,7 326 0 ,159 5
C 2 0,0 769 0 ,01 44 30 ,0 700 0 ,433 0 0 ,0 246 1 ,71 74 0 ,072 5 0 ,0 726 0 ,190 6
C 3 0,0 295 0 ,01 56 44 ,0 900 0 ,687 8 0 ,0 266 0 ,65 88 0 ,028 5 0 ,0 285 -0 ,04 53
IC 4 0,0 071 0 ,00 76 58 ,1 200 0 ,441 7 0 ,0 130 0 ,15 86 0 ,007 1 0 ,0 071 -0 ,50 01
N C 4 0,0 093 0 ,01 45 58 ,1 200 0 ,842 7 0 ,0 248 0 ,20 77 0 ,009 7 0 ,0 097 0 ,316 8
IC 5 0,0 042 0 ,01 32 72 ,1 500 0 ,952 4 0 ,0 225 0 ,09 38 0 ,004 8 0 ,0 048 -0 ,81 51
N C 5 0,0 033 0 ,01 31 72 ,1 500 0 ,945 2 0 ,0 224 0 ,07 37 0 ,004 0 0 ,0 040 0 ,101 6
C 6 0,0 032 0 ,03 65 86 ,1 700 3 ,145 2 0 ,0 623 0 ,07 15 0 ,005 6 0 ,0 055 -1 ,17 76
C 7+ 0,0 038 0 ,84 29 191 ,000 0 160 ,99 39 1 ,4 390 0 ,08 49 0 ,063 4 0 ,0 621 -2 ,07 39
1 ,00S U M A : M i 16 9 ,2 53 9D o n d e :
F a c to r 1 : 1 ,7 072 Y i: F ra cc ió n M o la r d e l G a sX i: F ra cc ió n M o la r d e l L íq u id o
R G L se pa rad o r, P C N /B 8 473 Z i: F ra cc ió n M o la r d e la co rr ien te (W ell S trea m ) M i: P eso M o lecu la r
F a c to r 2 : 22 ,33 26 F a c to r 1 : (3 50 *D ensL iq ) / ( M i*X i Lb m o l/B l.sep(# M O LE S D E G A S ) F ra cc ió n M o la r d e la F ase L íq u id a en la m ezc la (L c )
F a c to r 2 : R G L sep a ra d o r / 37 9 ,4 Lb m o l/B l.sepM O L E S T O T A LE S : 24 ,03 98 F ra cc ió n M o la r d e la F ase G a seo sa en la m ezc la (V c )
D en sid ad a d e l l iq : 0 ,8 256 L o s p o rc en ta jes d e e rro re s p erm is ib les so n m en o res a l 2% h a s ta e l C 6 ym e n o re s d e l 5 % e n e l C 7 +
R E C O M B IN A C IÓ N M A T E M Á T IC A E N E L P O Z O S L E -44 -X
(F a c to r 2 )*Y i % d e E rro rC O M P O N E N T E M i M i*X i (F ac to r 1 )*X i
85
Tabla N° 9 Recombinación matemática en el pozo SLE-42-X.
Fuente: PDVSA (2014).
DATOSDENSIDAD DEL LIQUIDO DEL SEPARADOR: 0,8170
TASA DE FLUJO DE GAS DEL SEPARADOR, PCN/D: S/I
TASA DE FLUJO DE CONDENSADO DEL TANQUE, BN/D: S/I
Yi Xi Zi ZiGas Liq Matemático Experimental
CO2 0,0743 0,0064 44,0100 0,2817 0,0118 2,5459 0,0708 0,0708 -0,0633
N2 0,0016 0,0004 28,0130 0,0112 0,0007 0,0548 0,0015 0,0015 -2,5958
C1 0,8012 0,0246 16,0400 0,3946 0,0452 27,4528 0,7617 0,7616 -0,0108
C2 0,0736 0,0155 30,0700 0,4661 0,0285 2,5219 0,0706 0,0706 -0,0616
C3 0,0262 0,0202 44,0900 0,8906 0,0371 0,8977 0,0259 0,0259 0,0205
IC4 0,0063 0,0119 58,1200 0,6916 0,0219 0,2159 0,0066 0,0066 0,2279
NC4 0,0075 0,0219 58,1200 1,2728 0,0402 0,2570 0,0082 0,0082 -0,3995
IC5 0,0032 0,0269 72,1500 1,9408 0,0494 0,1096 0,0044 0,0044 -0,1363
NC5 0,0023 0,0265 72,1500 1,9120 0,0487 0,0788 0,0035 0,0035 -0,8983
C6 0,0021 0,0639 86,1700 5,5063 0,1174 0,0720 0,0052 0,0052 -0,8607
C7+ 0,0017 0,7818 182,0000 142,2876 1,4362 0,0582 0,0414 0,0415 0,2501
1,00SUMA: Mi 155,6553Donde:
Factor 1: 1,8371 Yi: Fracción Molar del GasXi: Fracción Molar del Líquido
RGL separador, PCN/B 13000 Zi: Fracción Molar de la corriente (W ell Stream) Mi: Peso Molecular
Factor 2: 34,2646 Factor 1: (350*DensLiq) / η Mi*Xi Lbmol/Bl.sep(# MOLES DE GAS) Fracción Molar de la Fase Líquida en la mezcla (Lc)
Factor 2: RGLseparador / 379,4 Lbmol/Bl.sepMOLES TOTALES: 36,1017 Fracción Molar de la Fase Gaseosa en la mezcla (Vc)
Densidada del liq: 0,8170 Los porcentajes de errores permisibles son menores al 2% hasta el C6 ymenores del 5% en el C7+
RECOMBINACIÓN MATEMÁTICA EN EL POZO SLE-42-X
(Factor 2)*Yi % de ErrorCOMPONENTE Mi Mi*Xi (Factor 1)*Xi
Luego de la validación del PVT disponible se obtuvieron los datos a utilizar en el cálculo
de las reservas de gas y condensado del yacimiento OLI-01. En la siguiente tabla se
muestran las variables a utilizar en las estimaciones de reservas mencionadas:
Tabla N°10. Valores PVT para el Cálculo de Reservas de Gas y Condensado.
Fuente: PDVSA (2014). Bgci (BY/PCN) 0,000491
Bgi (PCY/PCN) 0,002755
Rel. Gas. Cond. Iniciales (PCN/BN) 7369
4.3 Modelo Estructural del Yacimiento OLI-01
Para definir el modelo estructural del yacimiento OLI-01, hay que ubicarse en los
eventos ocurridos en la cuenca del Lago de Maracaibo
86
La cuenca petrolífera de Lago de Maracaibo, está situada al noroeste de Venezuela. En
sentido estricto y restringido a territorio venezolano, se extiende sobre toda el área
ocupada por las aguas del lago y los terrenos planos que circundan.
de modo general, pueden delimitarse como sigue: al Oeste-noroeste por el pie de monte
de la Sierra de Perijá; al Oeste-suroeste por la frontera colombiana hasta un punto sobre
el río Guarumito, 12.5 Km. al Oeste de la población La Fría, al sureste por el pie de
monte andino desde el punto mencionado, hasta el río Motatán, ligeramente al Este del
cruce de Agua Viva; al Este-noroeste por la zona de pie de monte occidental de la
Serranía de Trujillo y una línea imaginaria dirigida al Norte hasta encontrar la frontera de
los estados Zulia y Falcón, donde puede observarse un pequeño saliente hacia el Este
de la región de Quirós y en su parte Norte, por la línea geológica de la falla de la Oca.
Figura N° 25. Ubicación de la Cuenca del Lago de Maracaibo. Fuente: PDVSA (2014).
4.3.1 Marco Estructural Regional. La cuenca petrolífera de Maracaibo está enmarcada por tres alineamientos orogénicos
mayores: La Sierra de Perijá al Oeste, Los Andes de Mérida al Sureste y La Serrania de
Trujillo al Este. El marco se completa con el Sistema de la Falla de Oca al Norte. Dentro
de estos elementos tectónicos mayores se desarrolla un amplio sinclionorio que integra
estructuralmente a la Cuenca Petrolífera de Maracaibo, (ver figura 26). Estructuralmente,
es apreciable que dentro del bloque tectónico de Maracaibo, existen dos alineamientos
mayores de fallas bien marcados, de rumbo Noreste - Suroeste, constituidos por las
87
Fallas de Lama – Icotea y Pueblo Viejo. También se destaca el alineamiento del sistema
de Fallas de Mara - La Paz, el Anticlinal de Mene Grande y el Anticlinal de Tarra.
En la parte occidental de la cuenca, correspondiente con los Distritos Mara, Maracaibo,
Urdaneta, Perijá y la parte Norte del Distrito Colón del Estado Zulia, las estructuras
resaltantes se tratan de anticlinales o domos de dirección Norte - Sur. En la parte sur
del distrito Colón se ubican tres anticlinales importantes, los cuales de Oeste a Este son:
El anticlinal de Río de Oro, el domo de Tarra Oeste y el anticlinal de Tarra. Otra región
que resalta por exhibir pliegues anticlinales bien desarrollados, es la alineación de Mene
Grande Motatán, ubicada en la parte Sur - Oriental de la cuenca.
Otro rasgo estructural de relevancia dentro de la cuenca de Maracaibo, se trata del Alto
de Icotea, el cual se destaca por su extensa longitud (+/- 150 Km.) y por su marcado
relieve. En los alineamientos estructurales de Icotea se ubica un sistema de fallas
longitudinales subparalelas a la falla principal de Icotea e igualmente un conjunto de
fallas normales de rumbo Este - Oeste y buzamiento hacia el Norte. La falla de Icotea,
con rumbo promedio Suroeste - Noreste, se trata en realidad de un alineamiento
conformado por un complejo sistema de fallas cuyo movimiento es transcurrente
sinestral, con un plano inclinado y desplazamientos verticales alrededor de los 900 mts.
Es común encontrar en la cresta de la falla de Icotea una cuña, formando un graben
cuyos sedimentos se encuentran significativamente triturados por el intenso fallamiento.
El Sinclinorio central del Lago de Maracaibo es otra de las estructuras de importancia en
la cuenca, el cual es de bajorrelieve y presenta predominio de las fallas sobre las
estructuras plegadas.
En este sinclinorio se destacan algunos alineamientos ya sea por su relieve o por su
potencial comercial, como por ejemplo se tiene el área ocupada por el campo Lama Una
característica común de los alineamientos de La Paz – Mara - El Moján; el alineamiento
de Lama - Falia de Icotea; el de Pueblo Viejo - Ceuta; La estructura Misoa - Mene
Grande y el anticlinorio de Tarra - Los Manueles (área de Casigua), es el severo
fallamiento longitudinal sobre las zonas crestales. Fallas y altostectónicos más o menos
88
paralelos a los anteriores completan el cuadro estructural (estructura de la Concepción-
Sibucara, anticlinal de la Ensenada Falla Urdaneta, altos de Centro y Lamar).
Figura N° 26. Esquema tectónico regional. Fuente: PDVSA (2014).
4.2.2 Marco Estructural Local
Los rasgos estructurales prominentes en Sur del Lago lo constituyen:
a) Las terminaciones de las fallas Lama-Icotea en Bloque B y VLE-400 al sur del Bloque
E de extensión regional, y las depresiones y altos estructurales asociados a dichas fallas
las cuales afectan mayormente los intervalos sedimentarios pre-Oligoceno
b) Suaves plegamientos y fallas de reducido desplazamiento en los intervalos post-
Oligoceno. La ocurrencia de eventos tectónicos de impacto regional, también afectaron
las estructuras preexistentes en orden cronológico los más importantes son:
1) Fallamiento normal de altas inclinaciones y alineamiento de rumbo N-NE, ocurrido
durante o posterior al Paleoceno;
89
2) Movimiento de transcurrencia, ocurrido entre el Oligoceno tardío y Mioceno
Temprano, con desplazamiento de algunos depocentros.
3) Período compresivo de edad Post-Mioceno temprano, que causó el desplazamiento
lateral, rotación e inversión de las estructuras terciarias con respecto a las estructuras
cretáceas.
Estos eventos tectónicos fueron identificados a través del análisis del cubo de fallas y
atributos estructurales realizados sobre los marcadores sísmicos claves; en el Proyecto
de Delineación y Desarrollo del Bloque E llevado a cabo por PDVSA EyP en el año
1.999. En la zona existen fallas normales con buzamientos entre 75° y 80° y saltos de 80
a 100 pies. Con la construcción de las secciones estructurales en dirección SO–NE se
caracterizaron las estructuras presentes en el Bloque E. En la Figura 27.Se muestra la
sección estructural SO-NE 1 construida con los pozos SLE-1, SLE-4, SLE-5, y SLE-7, se
puede evidenciar una estructura tipo Graben a nivel de las secuencias de edad
Cretácico y Oligoceno-Eoceno.
Figura 27. Sección estructural SO-NE 1. Fuente: PDVSA (2014)
En la Figura 28. Se observa otra sección estructural dirección SO-NE entre los pozos
SLE-6X, SLE-1, SLE-71X, SLE-3 y SLE-42X que muestra una estructura de homoclinal
fallado, con buzamiento preferencial hacia el sur en donde los espesores de los pozos
?
SO NE
SLE-1
SLE-4
SLE-5
SLE-7
90
SLE-6X y SLE-3 están influenciados por el levantamiento de los bloques, quedando
expuestos a una erosión más agresiva en comparación con los pozos vecinos.
Figura 28. Sección Estructural SO-NE 2. Fuente: PDVSA (2014).
El área presenta la siguiente estructura geológica: anticlinal asimétrico en los horizontes
Cretácicos hasta el Oligo-Eoceno y un homoclinal (con altos locales) en los horizontes
post-Oligoceno, donde ambas estructuras buzan hacia el Sur. La geometría de los
horizontes se asocia a una gran nariz estructural, cuyo eje tiene la dirección preferencial
SO-NE y altos estructurales, que se encuentran afectados por sistemas de fallas
transcurrentes de orientación NE-SO y NO-SE, entre ellas la terminación de la falla VLE-
400; de acuerdo a esto, la trampa se presume mixta estructural-estratigráfica, lo que
aumenta las expectativas de las acumulaciones de hidrocarburos hacia el noreste en
cuanto a volumen.
S O
S L E -6 X
S L E -1
S L E -71 X
S L E -3
S L E -4 2 X
P R O S P -3 0 7Y A C -O L I 1
Y A C -O L I 4N E
91
Figura 29. Mapa Estructural (Oligoceno). Fuente: PDVSA (2014).
4.4. Establecimiento de los volúmenes originales en sitio de gas y condensado
Para la determinación del GOES Y COES del yacimiento mediante el método
volumétrico se utilizó la herramienta OFM, se realizaron 5 mapas de isopropiedades:
porosidad, saturación de agua, Arena Neta Petrolífera (ANP), GOES Y GCOES para lo
cual se Introdujeron los datos petrofísicos en el programa Microsoft Excel en un cuadro
para convertir en blog y así luego cargarlo en el programa Oil Field Manager.
Figura 30. Datos petrofísicos cargados en OFM.
Fuente: PDVSA (2014).
Para continuar con el cálculo de estas variables se realizó un filtro donde se
seleccionaron los cuatro pozos a los que se le realizo la carga de la petrofísica. Después
92
de lo cual se crearon los mapas de isopropiedades de arena neta petrolífera, porosidad y
saturación de fluidos.
Figura 31. Vista del filtro realizado en OFM para proceder al cálculo de las variables. Fuente: PDVSA (2014).
Posteriormente se elaboraron los mapas con las variables petrofisicas, los mismos se
muestran a continuación.
Figura 32. Mapa de Arena Neta Petrolífera. Fuente: PDVSA (2014).
93
Figura 33. Mapa de porosidad. Fuente: PDVSA (2014).
Figura 34. Mapa de saturación. Fuente: PDVSA (2014).
Luego se introdujo la ecuación para calcular el GOES a través de los mapas ya
realizados con la ayuda de OFM, y seguidamente a esto, se elaboró el mapa del GOES.
94
Cabe destacar que para este cálculo se utilizó el factor volumétrico inicial del gas, el cual
según la información mencionada sobre las propiedades de los fluidos presentes se
ubica en 0,002755 PCY/PCN.
Figura 35. Mapa del GOES. Fuente: PDVSA (2014).
Figura 36. Ventana de ecuación para el cálculo del GOES en OFM.
Fuente: PDVSA (2014).
95
De la misma manera se ingresa la ecuación para efectuar el cálculo el GCOES y así
elaborar el mapa respectivo, en este caso se utilizó el factor volumétrico del
condensado, el cual es de 0,000491 BY/PCN.
Figura 37. Mapa del GCOES. Fuente: PDVSA (2014).
Figura 38. Ventana generada con el valor del GCOES en OFM. Fuente: PDVSA (2014).
96
A continuación se muestra una tabla con el valor del GOCES Y GOES calculado por
OFM:
Tabla 11. Valores de GOES y GCOES por OFM. Fuente: PDVSA (2014).
Calculado por OFM
GCOES 24543600 BLS
GOES 245436000 PCY
4.5 Estimación de las reservas de gas y condensado
Para la estimación de las reservas de gas y condensados presentes en el yacimiento,
recurrimos al cálculo de las reservas por el método volumétrico.
Mediante la fórmula:
Donde,
gas del fracción* GCOES GSOS =
))
(PCD Total Flujo100* (PCD Gas de Flujo Gas del fracción =
Para la determinación del flujo de gas y el total se utilizaron valores reales de prueba de
pozo, tomando la medida del pozo SLE44, según disco obtenido de la misma.
Ec. (20)
Ec. (21)
Ec. (22)
original Gas/Cond. RelaciónGSOS COES =
97
2997MPCDgasSalida de = 95BBPDliquidoSalida de =
Figura N° 39. Disco de prueba del pozo SLE 44. Fuente: PDVSA (2014).
Producción del pozo en Centinela:
Figura N° 40: Pruebas del pozo SLE 44. Fuente: PDVSA (2014).
98
Considerando lo anterior tenemos,
2997533PCD 533PCD PCD
doSustituyen
Liquido Gas total Flujo
=+
+=
2997000
Luego
9998.02997533
==PCD
100* PCD 2997000 Gas del fracción
Con el valor de GCOES obtenido en OFM sustituimos en la siguiente ecuación.
MPCN24538691 0.9998* MPCN24543600 gas del fracción* GCOES GSOS ===
Posteriormente con un valor de Relación del Gas a condiciones originales de 7369
PCN/BN, obtenido a través de los análisis PVT realizados, se tiene lo siguiente:
MBN
BNPCN MPCN24538691
original Gas/Cond. RelaciónGSOS COES 989,3329
7369===
Tomando en cuenta los factores de recobro del libro de reservas para este yacimiento,
los cuales se muestran en la siguiente tabla, se procede a calcular las reservas de gas y
condensado del SLE-OLI-01.
Tabla N° 12. Factores de Recobro según Libro de Reservas Oficial 2013. Fuente: PDVSA (2014).
FACTOR DE RECOBRO CONDENSADO (%) 23,04
FACTOR DE RECOBRO GAS (%) 81,70
Ec. 23
99
MBLSCondensado de Reservas
COESFRcond Condensado de Reservas
18,767=
∗=
MMPCGas de Reservas
GOESFRGas Gas de Reservas
52,200=
∗=
4.6 Escenarios de explotación óptimos
A continuación se presenta para cada pozo del área en estudio, y en base a las reservas
existentes, un escenario de explotación óptimo; partiendo de una revisión exhaustiva de
su comportamiento de producción.
4.6.1.-Comportamiento de producción de los pozos:
4.6.1.1 Pozo SLE 2
El pozo fue perforado en enero de 1990 hasta 14948 pies de profundidad sin problemas,
Perforando hoyo de 8-1/2” la tubería se atascó a 16293’, trabajándola sin éxito,
quedando pescado en el hoyo (mecha, 2 portamechas, 18’ de herramienta back-off y
over shot). Se colocó tapón y se desvió pozo desde 15894’ hasta 17977’ Continuó
perforando hasta PT (18451’) y asentó liner de 4-1/2” con colgador @ 17637' y zapata @
18444'. Se propuso cañonear con TCP el intervalo 17988’ - 18390' selectivo, y sólo se
pudo cañonear el intervalo 18358’-18390’ ya que se presentaron problemas con el
prima-cord y solamente detonaron los cañones en el intervalo 18358'-18390' selectivo, el
pozo produjo 833 BND, 2.4 % AyS, RGP: 7215, GT: 7850 MPC con red. de 3/8”. Ese
mismo año se trató de completar el cañoneo por plataforma y chequeó fondo @ 18184',
por lo que se cañoneo intervalo 17991-18182' sel. (Propuesto 17991'-18358' sel.). El 20
de enero se cambió reductor de 3/8” por 1/2”, el pozo produjo 1274 BNPD, 2.2 % AyS,
5995 MPCD.
Ec. (24)
Ec. (25)
100
En marzo del mismo año se intentó verificar fondo sin éxito, se dejó pez con tope a ±
17584’, trató de pescar sin éxito, quedando las tijeras en el pozo. Se activó el pozo a
producción con 1326 BNPD, 2.4 % AyS, 6850 MPCN, con red 1/2”. En mayo de 1990 se
completó oficialmente con: 1326 BNPD, 7342 PCN/BN, 2.6 % AyS.
Para el 26 de octubre de 1994 el pozo producía 300 BNPD, y es cuando se recuperaron
los dos pescados (ensamblaje de herramientas con cabeza de pesca), pero en el
proceso de pesca quedaron en el pozo 2’ de tijera del 1er pescado a 17630’ (medida de
guaya). Es importante destacar que la válvula de seguridad no se instaló después de
este trabajo. Se activó a producción con resultados poco satisfactorios, 274 BNPD. A
finales de ese año (20/12/94) se bajó con camarita de 2” hasta 17620’, trajo impresión
de tijeras.
En enero de 1995 el pozo se encontraba en producción con 425 BNPD, THP: 1420 lpc,
red. 1/2”. Se realizó Acidificación Matricial, produciendo después del trabajo 750 BNPD,
0.8 % AyS, 9119 PC/BN, THP: 2700 lpc. En febrero del '95 Coiled Tubing realizó
desplazamiento por Nitrógeno. En agosto de 1999 se realizó propuesta para verificar el
origen de la comunicación tubería-anualr (válvula de control / a través de la
empacadura), sin embargo dicho trabajo no se realizó debido a problemas con la
logística para el diseño de la válvula Dummy que se ubicaría en la válvula de control.
Actualmente (ene-2001) el pozo se encuentra comunicado tubería-anular, pez ubicado a
17620' (por encima del colgador) y obstrucción a 18184' (camisa de 4-1/2"), con una
producción de 143 BNPD; 3344 MPCND; 3,0 % AyS, Pcab = 1650 lpcm.
En marzo de 1996 Bajo la producción a 485 BPPD por que se encuentra en conexión de
línea de flujo en pozo.
En julio de 1999 Se realizó inspección al pozo. Se probó sellos primarios y secundarios
con 5000 LPPC, OK, previa verificación de presiones (750 LPPC por ambos espacios).
Presurizó línea de control S/E. En noviembre de ese mismo año Se verificó
comunicación tubería anular, posiblemente por línea de control de la válvula de
seguridad.
101
En febrero del 2002 Se realizó prueba de tubería con unidad coiled tubing,
determinándose comunicación a nivel de la empacadura, durante la prueba el pozo
recibió fluido de control posteriormente se desplazó con N2 S/E. En marzo de ese mismo
año se realizó prueba por anular 3- ½ x 7” bombeo por casing/tubing con 3200 psi
observándose incremento de presión en el anular de 7” comenzó con una presión de
1200 psi hasta llegar a 2000 psi por 40 minutos. Detectándose fuga a nivel de
empacadura permanente.
En el 2007 chequeo fondo a 17602’ y realiza limpieza + solvente. En el 2008, se realiza
un nuevo HUD+SR, detectándose fondo a 17655’ (Restos de cañones).
En la actualidad el pozo se encuentra en cerrado categoría 3, su última prueba de
producción fue en febrero del 2002 arrojo 313 BPPD y 3877 GAST y este pozo ha
acumulado 2 MMBP, 14 MMMPCG y 101 MBA.
Figura N° 41.Histórico de Producción de Gas, Petróleo, Agua del Pozo SLE-2.
Fuente: PDVSA (2014).
102
Basado en el análisis del pozo se recomienda realizar servicio con taladro, recuperar el
pez existente dentro del colgador (tope a 17994’), eliminar obstrucción a 18184‘, corregir
comunicación y realizar cañoneo adicional. (300 BNPD + 3,0 MMPCG).
4.6.1.2 Pozo SLE 6
El pozo SLE-6 fue completado originalmente en el año 1998 como productor del
yacimiento SLE-6-OLI-01, cañoneando el intervalo 18506’-18532’ SEL, Este pozo probo
inicialmente hasta 300 BBPD, 14000 RGP sin problemas de agua, seguidamente las
pruebas se ubicaron en el potencial muy inferior al inicial (200 BNPD), razon por la cual
realizo prueba de presión/producción de la que se obtuvo que el pozo presentaba daño.
Debido a esto cañoneo el intervalo 18410’-18492’ SEL, trabajo que resulto en un
potencial de 500 BBPD sin problemas de agua, sin embargo este declino rápidamente
su producción, para mejorar la producción en el pozo se realizó estimulación matricial sin
éxito pozo continuo probando en el orden de los 300 BBPD.
En el 2005 el pozo se encontró arenado por lo que se realizó limpieza mecánica y
estimulación matricial sin éxito
En el 2005 Se realizó acidificación matricial en 3 etapas en le intervalo 18410’-18532’
sel, se bombeo 52 bls de acondicionador + 80 bls de hot rock ácido + 53 bls de post flujo
+ 30 bls de divergencia y desplazo con 167 bls de gasoil. THP PI/PF 2200/7300 psi, T:
1-1.5 bpm.
En el 2006 encontró nuevamente arenado y se obtuvieron muestras de asfáltenos, razón
por lo cual realizo limpieza mecánica + bombeo de solvente e indujo a producción con
nitrógeno. Desde ese entonces el pozo no se trabajaba y en la actualidad prueba ‘00’, ha
acumulado 761 MBP – 16 MMMPC – 20 MBAP, con una presión estimada de 7000
LPC, según BUILD_UP realizado en el pozo en el año 1998.
103
En el 2007 Con CT 1-1/2 Se realizó bombeo de solvente, se desplazó con 41.2 bls de
gasoil a 18478’, se bombeo 5 bls de solvente y bache de ácido de 5 bls, desplazo con
gasoil trabajo obstrucción sin avance. Bajo con coiled-tubing limpio desde 18391’ hasta
18530’. Utilizando varios baches de solvente y ácido, bajo guaya especial y verifico HUD
@ 18518’, realizo inducción con nitrógeno.
En el 2011 y 2014 se realizaron un Limpiezas Mecánicas, para recuperar potencial del
pozo S/E. En la actualidad el pozo se encuentra categoría 1, su última prueba de
producción fue en enero del 2014 arrojo137 BPPD y 3255 de GAST y este pozo ha
acumulado 404MBP, 11 MMMPCG y 16 MBA.
2001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140
150
300
450
600SLE 6-1
PET_BRUTO PET_NETO
SLE 6-1 SLE-OLI-011 3090000AF
2001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140
600
1200
1800
2400
3000SLE 6-1
PRES_CABEZAL PRES_LINEA PRES_REVEST
SLE 6-1 SLE-OLI-011 3090000AF
2001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140
1500
3000
4500
6000
7500SLE 6-1
GAS_FORM ( M ) GAS_TOTAL ( M )
SLE 6-1 SLE-OLI-011 3090000AF
2001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140
20
40
60
80
100SLE 6-1
AYS_CALC AREN A
SLE 6-1 SLE-OLI-011 3090000AF
Figura N° 42. Histórico de Producción de Gas, Petróleo, Agua del Pozo SLE-6.
Fuente: PDVSA (2014).
Como recomendación se tiene realizar un recañoneo del intervalo abierto con el fin de
obtener un potencial estimado de 200 BNPD y 3 MMPCPD.
104
4.6.1.3 Pozo SLE 7
En enero del 2004 se inició perforación, se cemento revestidor de 20” @ 827’, lanzo
multishot a la prof. 4450’, inclinación de 0.55°, donde se considera dentro del objetivo, se
cemento revestidor de 13 3/8” a la profundidad de 4500’.
En junio de ese mismo año se perfora hasta 18500’ y se cañoneo el intervalo 18436’ –
40’, se bajó con coiled tubing hasta 9262’ e inyecto nitrógeno para inducir a producción
S/E. Continuando con los trabajos se cañoneo los siguientes intervalos: 18116´- 18124´,
18124´- 18134´, 18134´- 18144´, 18180´- 18190´ y 18190´18200. En diciembre del
mismo año se abrió pozo con presión de cabezal estable se correlaciono para posicionar
y detonar cañones, para cada corrida de cañón se realizaron medidas de producción con
reductor fijo de 24/64” y se cañonearon los siguientes intervalos 18217’ – 18240´,
18262´- 18299´ y se recañonearon los intervalos 18116´- 18200´sel.
Finalmente las pruebas de producción, el pozo se evalúo con medidor de 3/8´. Pozo
estable. Corrió GR/CCL y verifico fondo a 18266´, los intervalos. 18281´- 299´ y 18266´-
272´se encuentran obstruidos y no contribuyen a la producción. El pozo quedo abierto a
producción con una tasa promedio de 100 BPD y 2000 MPCND de gas.
En el año 2005 el pozo se encontraba suspendido sin producción. En el 2006, es
reactivado a producción y se le realiza una inducción con N2. Desde entonces se
encuentra activo y promedia una producción de 22 BNPD y 1000 MPCND de gas.
En la actualidad el pozo se encuentra en categoría 1, su última prueba de producción
fue en junio del 2012 arrojo 21 BPPD y 1100 MPCND y este pozo ha acumulado 29
MBP, 3 MMMPCG y 2 MBA.
105
2004 05 06 07 08 09 10 11 120
20
40
60
80
100SLE 7-1
PET_BR U TO PET_N ETO
SLE 7-1 SLE-OLI-011 3090000AF
2004 05 06 07 08 09 10 11 120
750
1500
2250
3000
3750SLE 7-1
PR ES_C ABEZAL PR ES_LIN EA PR ES_R EVEST
SLE 7-1 SLE-OLI-011 3090000AF
2004 05 06 07 08 09 10 11 120
1500
3000
4500
6000SLE 7-1
GAS_FOR M ( M ) GAS_TOTAL ( M )
SLE 7-1 SLE-OLI-011 3090000AF
2004 05 06 07 08 09 10 11 120
20
40
60
80
100SLE 7-1
AYS_C ALC AR EN A
SLE 7-1 SLE-OLI-011 3090000AF
Figura N°43. Histórico de Producción de Gas, Petróleo, Agua del Pozo SLE-7.
Fuente: PDVSA (2014).
En base al análisis del pozo se recomienda realizar un recañoneo del intervalo productor
con el fin de obtener un potencial estimado de 200 BNPD y 2 MMPCPD.
4.6.1.4 Pozo SLE 42
En noviembre de 1973 Fue perforado el pozo SLE-0042 hasta una profundidad de
18126’. Se probó hoyo desnudo el intervalo 17634’-16792’ (oligoceno) probando 840
BNPD, 12054 PNC/BN, 41 °API Y 10% AyS con RED. De 3/8”. Se cemento revestidor
de 7” x 6-5/8” con zapata @ 18107’ cañoneándose el intervalo 17690’-18020’ sel produjo
inicialmente 1100 BNPD, 1935 PCN/BN y 0.5% de AyS.
En 1981 Se detectó filtraciones de superficie, ya para 1983 se cambió la cruz del pozo
Se fijó retonador de cemento @ 16610’ y se detectó revestimiento de producción roto
desde 5987’.
El 11/02/83 se eliminó las filtraciones existentes en el cabezal con unidad hidráulica
(Snubbing Unit). Se cambió la cruz del pozo. El 13/04/83 se inspeccionó el equipo de
106
superficie y no se observaron filtraciones. El 21/12/83 trató de eliminar comunicación
entre la tubería de producción y el anular de 7’’ x 10-3/4’’, sin éxito. Fijó retenedor de
cemento @ 16610’ (tope).
El 17/12/85 trató de recuperar la sección dañada del revestimiento de producción de 7’’,
29.0 Lbs/pie S/E. (revestimiento dañado desde 7140’ hasta 8500’). Cementó el anular de
10-3/4’’ x 7’’ hasta la superficie a través de la sección dañada. Aseguró el pozo con
obturador “DG” @ 6998’ (tope). Dejó pozo suspendido (SD-SS).
El 01/01/87 bajó y cementó revestimiento de producción de 4-1/2’’, P-110, 15.1 Lbs/pie
@ 18039’ (zapata). Bajó tubería de producción de 2-3/8’’, 4.7 Lbs/pie y 2-7/8’’, 8.6
Lbs/pie punta libre y dejó el pozo suspendido.
El 11/05/87, fue cañoneado el intervalo 17690’-17944’ sel. Con TCP. Se fijó obturador
Baker “DB” de 4-1/2’’ @ 16500’ y se bajó tubería de 2-7/8’’, 8.6 Lbs/pie, 22% cromo. El
20/05/87 se abrió a producción
En Diciembre de 1994 se realizó acidificación matricial con resultados positivos. En
Febrero de 1997 se realizó limpieza con solvente. Para enero de 1998 La Producción del
pozo declino bruscamente lo que pareció ser indicio de deposición de asfáltenos. En
Agosto de 1998 cuando el pozo producía 342 BNPD; 21883 RGP; 2,0 %AyS y red. De
½’’, se realiza limpieza de tubería y bombeo de solvente a la formación.
Para junio del 2004 El pozo se encuentra activo con una producción promedio de 228
BBPD / 280 bnpd / 4.6 MMPCG, presentando una condición de alto riesgo debido a la
comunicación tubería-anular @ 16496’ existente en el pozo de producción de fluidos
corrosivos H2S y CO2.
En 2006 Se realizó chequeo de fondo, se bajó cortador de 1-23/27” @ 17683’ WL 18029’
SP, camarita @ 17683’ impresión de arena, localizo punta de tubería @ 16500’ WL y
16527’ SP (HUD @17656).
107
Para Diciembre 2007 realizó Limpieza química + Bombeo de Solvente, para remover los
depósitos orgánicos y esquelas, la cual no dio los resultados esperados, un aspecto
operacional a resaltar en este pozo, es que en el último trabajo de limpieza con coiled
tubing realizado en diciembre de 2007, por la empresa schlumberger, se dejó pez (BHA
de coiled tubing) de aproximadamente 4 pies de longitud y 1-11/16” de diámetro. El
mismo fue dejado durante el proceso de inducción a producción con N2.
En el 2009 realizó HUD encontrando obstrucción @ 17870' teniendo una producción
asociada el 15/07/09 de: 247 BBPD, 200 BNPD, 26208 RGP y 3% AyS. El 24/08/10
repitió HUD encontrando obstrucción @ 17935'. Por lo que se recomendó realizar
Limpieza Química con Unidad de Tubería Continua + Acidificación Matricial. El trabajo
se llevó a cabo entre los meses se Septiembre y Noviembre de 2010 con la Unidad HB-
815 siendo tan extenso por la indisponibilidad de Nitrógeno que existía para la fecha y a
condiciones climáticas en el área (Ver detalle del SISUB en los anexos); durante las
operaciones en el pozo, y una vez culminada la limpieza y estimulación, se realizaron
varios intentos de inducir el pozo con Nitrógeno (Recordemos que en el Campo Sur
Lago no existen facilidades para inyección de Gas Lift y estos pozos fluyen natural),
observándose en los últimos baches retornados: 80% crudo y 20% agua con pH 7 y
1ppm de H2S (Reductor de 3/8" instalado), sin embargo no se logró estabilizar la tasa de
producción del pozo, dejándolo cerrado.
En el 2011 Bajo coiled tubing y bombeo N2 con el fin de inducir el pozo a producción
S/E.En la actualidad el pozo se encuentra cerrado a producción Categoría 3.
108
1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110
250
500
750
1000
1250SLE 42-1
PET_BR U TO PET_N ETO
SLE 42-1 SLE-OLI-013 3090000AF
1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110
750
1500
2250
3000
3750SLE 42-1
PR ES_C ABEZAL PR ES_LIN EA PR ES_R EVEST
SLE 42-1 SLE-OLI-013 3090000AF
1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110
3000
6000
9000
12000
15000SLE 42-1
GAS_FOR M ( M ) GAS_TOTAL ( M )
SLE 42-1 SLE-OLI-013 3090000AF
1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110
20
40
60
80
100SLE 42-1
AYS_C ALC AR EN A
SLE 42-1 SLE-OLI-013 3090000AF
Figura N° 44. Histórico de Producción de Gas, Petróleo, Agua del Pozo SLE-42.
Fuente: PDVSA (2014).
En función de lo revisado en este pozo se propone realizar una apertura de arenas
adicionales con el fin de obtener un potencial estimado de 200 BNPD y 8,0 MMPCPD.
4.6.1.5 Pozo SLE 44
Pozo fue perforado en agosto del 1974, completándose y no se colocó a producción ya
que no existían las condiciones de superficie. En Marzo de 1986, se habían instalado las
facilidades de producción, se abrieron intervalos (17965' -17969', se recañonearon
(17969' -18126') y activó a producción sin éxito. En diciembre del mismo año, se realizó
acidificación, obteniéndose una producción de 1784 BNPD; 6480 PCN/BN; 5% AyS y
con un reductor de 1/2".
En Febrero de 1987 se intentó realizar registro de presión temperatura y se quedó
pescado, dejando el pozo suspendido. En Junio de 1987, se trabajó con cabria al pozo,
109
recuperando pescado, se activó a producción en Julio del mismo año, probando 954
BNPD, 5761 PCN/BN, 3%AyS y con un reductor de 3/8". En febrero de 1988, se le
aumento el reductor a 1/2", obteniéndose un incremento en la producción a 1500 BNPD.
En Diciembre de 1994 la producción se encontraba en 300 BNPD se le realizó un
bombeo con solvente con píldora, obteniéndose una producción de 1500 BNPD.
En Noviembre de 1999, el pozo producía 350 BNPD, cuando se realizó limpieza con
solvente y forzamiento a la formación, el pozo quedo produciendo 630 BBPD, 600 BNPD
y 10460 MPCNPD. En el 2003, el pozo llega a obtener una presión en cabezal de 1300
Lpc y 1500 Lpc y 120 PPm de H2S. Actualmente el pozo se encuentra activo con una
producción de: 124 BNPD, 1,1MMPCNG y 2 % AyS.
En mayo del 2004, se le realiza trabajo de estimulación matricial con unidad de CT,
bombeando gasoil @ 0,2 BPM hasta 17668', donde observo apoyo de 2000 Lbs de
peso, trabajando sobre la obstrucción s/e. Se decide realizar el tratamiento desde Bull
Head, bombeando solvente+divergente+ tratamiento, posterior se bajó la CT para inducir
el pozo llegando hasta 8000' y luego hasta 14056', bombeando N2 @ 700 SCFM y 2031
Lpc de bomba, retornando gasoil+crudo, parando el bombeo por falta de N2. Se bajo de
nuevo la CT de 1 1/2", bombeando a 700 SCFM con presión de bomba de 1205 Lpc y
THP: 250 Lpc a 8000', continuo bajando hasta 14500', observando retornos de
tratamiento y concentraciones de H2S entre 40 y 140 PPM, monitoreando retorno
observando incremento de THP: 750 y 950 Lpc, levanto CT hasta 13438', bombeando
N2 hasta agotarse, sacando CT hasta superficie aumento el THP hasta estabilizarse en
1200 Lpc, retornando 50% de tratamiento y 50% de Condensado. Producción del pozo
despues del tratamiento: 417 BB, 8,3 MMPCG y 10% AyS.
Para Mayo del 2006 entra MAERSK 71 (Pionner), para realizar cambio de tubería de
Producción (3 1/2" * 2 7/8"), donde se le realizó un tubing punch, con la finalidad de
comunicar tubing-casing, para controlar el pozo con un fluido de agua filtrada + 3% de
Kcl ( salmuera de 8,4 LPG) + secuestrador de H2S y luego comenzó todo el trabajo de
sacar la tubería y bajar la nueva tubería especial de 13% y 22% Cromo respectivamente,
donde comenzaron el trabajo desde 04/05/06 y finalizan 01/06/06.
110
Luego entró la gabarra de Halliburtón-815 para realizo, bombeo de solvente frente a la
cara de la formación, finalizando el 14/06/06, dejando el tratamiento el remojo por 12
Hrs, luego se abrió el pozo a producción s/e. Bajo CT, para comenzar a inducir con N2
desde el día Jueves 15/06/06 hasta 17/06/06, se dejó el pozo cerrado se monitoreo las
presiones en THP, alcanzó un máximo de 1355 Psi. Vistió Equipo de CT de nuevo, ya
que el pozo se dejó en producción y cayo la presión, induciéndolo nuevamente, hasta
que el pozo comenzó a responder, observando retornos de fluidos (agua + condensado
con alto porcentaje de CH4 + 120 ppm H2S, dejándolo con reductor de 3/8”
incrementando la presión en THP: 1380 LPC. La prueba que arrojo fue BB: 212, BN: 170
y 5.0 MMPCG.
Para Diciembre 2007 se observó una declinación de producción en el pozo tanto de
líquido como de gas es decir mantenía una producción de 220 BN y 3.3 MMPCG y
declino a los niveles de 100 BN y 1.9 MMPCG, esto fue producto de la formación de
Parafina y Asfalteno dentro de la tubería de producción, por lo que se decidió realizarle
un bombeo de solvente a alta tasa (4 pies de penetración) entró la gabarra Halliburtón-
820, bajó coiled tubing de 1 1/2”con BHA, bombeo baches de 3 bls de gasoil con Coilard
@ 0.6 % a tasa mínima cada 300 pies y realizó pull tess cada 2000 pies hasta llegar @
11300’ MDCT. Realizó casing clean con 10 bls de solvente seguidos de 5 bls de ácido
(9% fórmico + 5% HCL)+ 10 bls de gel, apoyando sobre máximo @ 18113’ MDCT,
aparentemente es el tope del pez, según programa @ 18138’, trabajando con píldoras
reactivas de solventes + ácido con presión desde 4500 psí s/e. Realizó tubing clean y
casing clean con éxito, luego realizó prueba de inyección con 14 bls de solvente,
desplazando con gasoil, espoteo 8 bls de solvente de tratamiento desde 18113’ hasta
17965’. Espero 1 hora por remojo y luego procedió a realizar la prueba de inyección.
Pozo con buena inyectividad, preparó 100 bls de solvente de tratamiento para realizar la
estimulación matricial no reactiva, luego realizó desplazamiento de tubería CT con gasoil
según acuerdo con PDVSA, sacó CT hasta superficie, se esperó 12 hrs de remojo del
tratamiento. Luego de cumplirse las 12 hrs de remojo se bajó la CT para levantar la
producción del pozo, utilizando la cantidad de 4820 gal N2.
111
En el 2011, el pozo se encontraba produciendo con bajo potencial 274 BB + 273 BN +
6,5 MMPCG con 3 % AyS, por lo que realizo limpieza mecánica, siendo esta su última
intervención. Actualmente el pozo produce 100 BNPD, 4% AyS con 3 MMPCNG.
1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140
400
800
1200
1600
2000SLE 44-1
PET_BRUTO PET_NETO
SLE 44-1 SLE-OLI-011 3090000AF
1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140
750
1500
2250
3000
3750SLE 44-1
PRES_CABEZAL PRES_LINEA PRES_REVEST
SLE 44-1 SLE-OLI-011 3090000AF
1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140
3000
6000
9000
12000
15000SLE 44-1
GAS_FORM ( M ) GAS_TOTAL ( M )
SLE 44-1 SLE-OLI-011 3090000AF
1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140
20
40
60
80
100SLE 44-1
AYS_CALC ARENA
SLE 44-1 SLE-OLI-011 3090000AF
Figura N° 45. Histórico de Producción de Gas, Petróleo, Agua del Pozo SLE-44.
Fuente: PDVSA (2014).
Por ultimo en este pozo se recomienda recañonear el intervalo productor con el fin de
obtener un potencial estimado de 200 BNPD y 6,0 MMPCPD.
En la siguiente tabla se muestra un resumen con las oportunidades visualizadas para
cada pozo.
112
Tabla N° 13. Oportunidades visualizadas para cada pozo. Fuente: PDVSA (2014).
Pozo Trabajo Propuesto Comentarios
SLE02 Vestir para Reactivar
Realizar servicio con taladro, recuperar
el pez existente dentro del colgador
(tope a 17994’), eliminar obstrucción a
18184‘, corregir comunicación y realizar
cañoneo adicional. (300 BNPD + 3,0
MMPCG).
SLE06 Recañoneo
Recañoneo del intervalo abierto con el
fin de obtener un potencial estimado de
200 BNPD y 3 MMPCPD.
SLE07 Recañoneo
Recañoneo del intervalo productor con
el fin de obtener un potencial estimado
de 200 BNPD y 2 MMPCPD.
SLE42 AAA + Recañoneo
Apertura de arenas adicionales con el
fin de obtener un potencial estimado de
200 BNPD y 8,0 MMPCPD.
SLE44 Recañoneo
Recañoneo del intervalo productor con
el fin de obtener un potencial estimado
de 200 BNPD y 6,0 MMPCPD.
113
CONCLUSIONES
• En el análisis petrofísico se consideró como base los parámetros cut off del área de
Sur del Lago, y se utilizó el modelo de saturación de agua de Simandoux modificada
empleada para arenas arcillosas. Por otra parte, para el cálculo de permeabilidad, se
recurrió al modelo de Timur.
• Los parámetros petrofísicos fueron estimados partiendo de la información arrojada
por el núcleo del pozo SLE-6X, el cual es el único tomado en el Bloque E, ubicado en la
parte noroeste del área.
• Los parámetros básicos tomados para el área fueron los siguientes: exponente de
saturación n = 1,91, exponente de cementación m = 1,92 y coeficiente de tortuosidad
a=1, el valor de la resistividad del agua (Rw) fue tomado del análisis realizado en el agua
producida por el pozo SLE-61, el mismo fue de 0,45 a 75 °F equivalente a 12000 PPM.
• La sección estratigráfica en dirección SO-NE elaborada con los pozos SLE-6X,
SLE-1, SLE-71X, SLE-3 y SLE-42X muestra la continuidad lateral de los distintos
cuerpos sedimentarios correspondiente a la secuencia del Oligoceno y la ausencia de
otros cuerpos, debido a la acción de otros procesos de regresión que formaron una
discordancia entre las secuencias del Eoceno y Oligoceno.
• El Yacimiento OLI/01 esta definido como una sección de areniscas cuarcíticas de
color gris claro en capas compuestas potentes, con intercalaciones de lutitas laminadas,
micáceas y carbonosas con predominio de estas últimas hacia la parte superior e inferior
del yacimiento.
• La presión inicial del área es de 7.700 Lppc y la presión de rocío se estima en un
rango de 7.235 a 7675 Lppc. La presión actual es de 5.090 Lppc, según los resultados
de un registro de presión estática realizado en el pozo SLE- 71 durante el año 2011.
114
• De las cuatro muestras tomadas en el yacimiento para realizar los análisis PVT, solo
tres fueron consideradas como representativas, por lo que las muestras fueron tomadas
a condiciones originales de producción (SLE-7-1X, SLE-4-4X y SLE-4-2X).
• La muestra del pozo SLE-6 X no se consideró representativa de las condiciones
originales del yacimiento, puesto que la misma se tomó 13 años después que el
yacimiento había iniciado su producción, (tomadas en diciembre de 1998), cuando el
yacimiento había acumulado 20,5.MMBN de condensado y 77,1 MMPCN de gas. La
presión de rocío calculada experimentalmente en este pozo fue de 6700 Lpc.
• Los resultados de los cálculos que se muestran en las siguientes tablas demuestran
que los tres PVT analizados presentan un porcentaje de error menor del 2 % desde el
C1 al C6, y menores del 5 % en el C7+, al calcular los valores de Zi matemáticamente y
compararse con los datos experimentales.
• Los valores de los factores volumétricos para el condensado y el gas son 0,000491
BY/PCN y 0,002755 PCY/PCN respectivamente.
• Para la determinación del GOES Y COES del yacimiento mediante el método
volumétrico se utilizó la herramienta OFM, se realizaron 5 mapas de isopropiedades:
porosidad, saturación de agua, Arena Neta Petrolífera (ANP). Esto nos arrojó como
resultado un Gas Condensado Original en Sitio (GCOES) de 24543600 BLS y un Gas
Original en Sitio (GOES) de 245436000 PCY.
• De acuerdo al libro de reservas oficiales, a diciembre 2013, el yacimiento OLI-01
presentan factor de recobro 23,04 % para el gas condensado y de 81,7 % para el gas de
formación.
• Las reservas de Condensado para el yacimiento OLI-01 fueron estimadas en 767,18
MBLS y las de Gas en 200,52 MMPC.
115
• De acuerdo con las historias de los pozos evaluados se han realizados diversos
tratamientos para la estimulación de la producción entre los cuales tenemos lavados con
solvente/surfactantes, así como también estimulaciones matriciales en una o varias
etapas, el resultado de la aplicación de éstos tratamientos puede estar influenciado por
la presencia de asfaltenos en el crudo.
• Como podemos observar el plan de explotación óptimo para este yacimiento consiste
en recañonear las arenas originales en cuatro pozos, SLE-06, SLE-07 y SLE-42,
adicionalmente al recañoneos y la apertura de arenas nuevas en el pozo SLE-42 y el
servicio con taladro del pozo SLE-02. Estos trabajos involucran limpiezas y
estimulaciones químicas con la finalidad de limpiar el daño presente así como mantener
los canales abiertos que comunican el medio poroso con el hoyo de producción
permitiendo de esta forma la producción de los fluidos del yacimiento.
• Se estima que con las facilidades de superficie instaladas sería suficiente para
manejar el incremento de producción en los pozos, debido a que actualmente la
capacidad instalada está siendo subutilizada.
116
RECOMENDACIONES
• Realizar un seguimiento detallado del comportamiento de producción y declinación
de los pozos en función de las reservas estimadas de Gas Condensado y Gas de
formación.
• Desarrollar una campaña de toma de registros de saturación para afinar las
propiedades petrofísicas de los pozos completados en el yacimiento OLI-01.
• Ejecutar las actividades recomendadas para cada uno de los pozos en función del
incremento de la producción y el drenaje de las reservas en el yacimiento, incluyendo las
limpiezas y las estimulaciones considerando el aspecto de daño a la formación.
• Tomar muestras para análisis físico – químico en los pozos que permitan determinar
un valor actualizado de la resistividad del agua de formación.
• Simular el comportamiento dinámico del yacimiento tomando en cuenta las
recomendaciones realizadas a los pozos.
• Establecer esta metodología de elaboración de Plan de Explotación para otros
yacimientos de Gas y Condensado ubicados en el Sur del Lago de Maracaibo.
117
BIBLIOGRAFIA
• HURTADO, J: Cómo formular objetivos de investigación. Fundación Sypal .Caracas, Venezuela. • HURTADO, J: El Proyecto de Investigación. (6ta Edición). Fundación Sypal .Caracas, Venezuela. • CENGEL,Y., y CIMBALA, J: Mecánica de los Fluídos. Fundamentos y Aplicaciones. Editorial McGrawHill .Santa Fe, Colombia. • BANZER, C: Correlaciones Numéricas P.V.T. Universidad del Zulia, Instituto de Investigaciones Petroleras. Fundación Laboratorio de Servicios Técnicos Petroleros. Maracaibo, Venezuela. • LAGOVEN, S.A: Estudio Integrado de Yacimientos Centro Lago. Revisión de las Propiedades PVT para el Campo Centro Lago. Maracaibo, Venezuela. • GOMEZ, V: Correlaciones de Flujo Multifasico en tubería vertical. Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED), Maracaibo, Venezuela. • CUAURO, A: Desarrollo de una correlación de flujo multifásico vertical para el Dtto. Centro Sur Lago. Lagoven. Maracaibo, Venezuela. • MEDINA, K: Generación de las curvas reales de Optimización en pozos productores de crudo en el área Centro lago. Lagoven. Maracaibo, Venezuela. • PDVSA. “Libro de Reserva de la Unidad de Explotación Centro Sur Lago. 2012. • PDVSA-CIED (1997). Análisis de Pruebas de Presión. Maracaibo, Venezuela. • PDVSA: Caracterización Energética de los Yacimientos. Segunda Edición. Maracaibo, Venezuela. • Ortegas y Betancur. Trabajo de grado comportamiento de la producción de yacimientos de gas seco. • PDVSA. Caracterización Física de los Yacimientos. Segunda Edición, Maracaibo, Venezuela. • Análisis de presión en yacimientos http://petrounefa.blogspot.com/p/calculo-de-reservas_21.html • Curvas de declinación http://www.slideshare.net/luiscarlitos100/curvas-de-declinacion
118
• Magdalena parís de Ferrer (2010) fundamentos de ingeniería de yacimientos http://www.slideshare.net/georgehsterling/fundamentos-de-ingenieria-de-yacimientos-magdalena. • Yacimientos de Gas http://es.scribd.com/doc/26671542/Yacimiento-de-Gas • Ingeniería de Yacimientos 1ra Edición, editorial universidad surcolombiana. http://es.scribd.com/doc/49479020/Libro-Ingenieria-de-Yacimientos
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