El presente estudio de modelo integrado yacimiento-superficie tuvo como finalidad evaluar el comportamiento del sistema de producción de dos yacimientos ubicados al Este de Venezuela, la cual presenta un comportamiento de producción atípico debido a los problemas generados por la sobrepresurización de las líneas de superficie.
Como consecuencia de las continuas fallas de los sistemas de compresión, éstas impactan la capacidad de producción de los pozos que se encuentran bajo flujo subcrítico.
Debido a los mencionados problemas a nivel de superficie y adicional a las problemáticas de yacimiento ocasionadas cuando la presión cae por debajo de la presión de saturación, cuando se realizan propuestas de productividad en nuevas localizaciones y estimulaciones de pozos activos, no es suficiente realizar predicciones a través de modelo de simulación numérica, balance de materiales y análisis nodal, basado en el análisis individual de cada técnica.
Para el entendimiento de los efectos positivos y/o negativos que pudieran generarse producto de la ineficiencia del sistema de recolección de superficie.
Debido a estas limitaciones, la construcción de un modelo acoplado yacimiento-superficie es necesario la detección de cuellos de botella, optimización de las conexiones de los pozos y su incorporación a la corriente de producción, la determinación de cambios de nivel de separación.
Por lo tanto, permitirá mejorar el comportamiento de producción y una confiable estimación de potenciales iniciales y pronósticos de producción.
Generalidades de los Modelos Integrados
El presente estudio puede ser dividido en 4 fases para su correcta comprensión y análisis: construcción del submodelo de yacimiento, submodelo de pozo, submodelo de red de superficie y el posterior acoplamiento de los tres submodelos en un Modelo Integrado Yacimiento-Superficie del sistema de producción.
Este Modelo Integrado fue concebido con el concepto de crear un estudio analítico de respuesta rápida (fast track), por lo que se uso la técnica de Balance de Materiales para el modelado de los yacimientos A y B en la construcción del submodelo de yacimientos, ecuaciones de flujo multifásico vertical y horizontal, para los modelos de pozos y red de superficie respectivamente.
La construcción de cada modelo se hizo en la plataforma IPM, una paquete desarrollado por la empresa Petroleum Experts Ltd.
El paquete IPM se encuentra conformado por varias herramientas de estudio analítico: MBAL para la construcción del modelo de yacimientos mediante Balance de Materiales, PROSPER para estudios de producción e inyección de pozos y GAP permite describir de forma detallada todas las facilidades de producción de superficie.
Se requirió realizar una revisión de la información disponible: de yacimientos (producción acumulada, presión estática de yacimiento, PVT, hidrocarburos originales en sitio), de producción (diámetros, pesos de tubería, petrofísica, pruebas de producción, comportamiento de fluidos, entre otros) y la red de superficie (progresivas y perfiles de elevación), adicionalmente de puntos de presión y temperatura aguas arriba y aguas abajo de cada estación y/o múltiple.
Construcción de Modelo de Yacimiento
Yacimiento A
Para la construcción del modelo de yacimiento A (gas condensado), se utilizó la ecuación generalizada de balance de materiales para yacimientos de gas condensado. En la Figura 1, se puede observar una representación gráfica del modelo en el software MBAL.
Para la realización del mismo, se tomaron en consideración las siguientes premisas:
- Yacimiento tipo tanque, en equilibrio completo e instantáneo.
- Permeabilidad infinita.
- Compresibilidad de la Roca (Cr) variable con el cambio de presión.
- Caracterización composicional de los fluidos del yacimiento.
- Agotamiento natural como estrategia de explotación.
El yacimiento se ha caracterizado como de tipo volumétrico. La técnica de la Ecuación Generalizada de Balance de Materiales utilizada es la P/Z vs. Gpt.
Los parámetros básicos del yacimiento se presentan en la Tabla 1. Para el ajuste del Gas Condensado en Sitio (GCOES), se realizaron regresiones a las variables de mayor impacto mediante el uso del método analítico que posee el MBAL.
En estas regresiones se utilizaron todos los puntos de presión disponibles, donde se dieron mayor peso los puntos provenientes de las pruebas de restauración de presión, seguidamente de las pruebas BHP-BHT, y en menor medida las interpretaciones de presión actual a través de pruebas multitasa.
| Presión Inicial [lpca] | 9.460 |
| Temperatura [ºF] | 298 |
| Porosidad [%] | 8,0 |
| Swi [%] | 15 |
| Pierna de Petróleo Inicial | 0 |
| Inicio de Producción | 15/10/1996 |
Con el método gráfico tradicional se realizó el ajuste definitivo de los volúmenes originales en sitio, tal como se puede observar en la Figura 2.
En el mismo se puede observar que la extrapolación de la curva P/Z=0, que permite la estimación del GCOES, siendo este de 380,416 MMMPCN.
Yacimiento B
El modelo de yacimiento B se realizó bajo un esquema de construcción más complejo. Para ello se realizó un modelo de yacimiento multitanque para describir cada uno de los bloques compartamentalizados que conforman al yacimiento: B1, B2 y B3.
Estos se encuentran interconectados a través de transmisibilidades entre las fallas, conformando una sola unidad hidráulica. En la Figura 3, se muestra una representación gráfica del modelo del modelo en el MBAL.
Esto permitió la correcta reproducción de la historia de producción de los pozos productores, especialmente los que presentan alto corte de agua, como lo son el pozo P3 (%AyS=12) y el pozo P8 (%AyS=65,6). En la construcción de este modelo se tomaron las siguientes premisas:
- Yacimiento tipo tanque, en equilibrio completo e instantáneo.
- Permeabilidad infinita.
- Compresibilidad de la Roca (Cr) variable con el agotamiento de presión.
- Agotamiento natural como estrategia de explotación.
En la Tabla 2, se presentan los parámetros básicos de entrada en el submodelo de yacimientos compartamentalizados B1, B2 y B3.
| Yacimientos | B1 y B2 / B3 |
| Presión Inicial [lpca] | 7.460 / 5.696 |
| Temperatura [ºF] | 252 / 264,5 |
| Porosidad [%] | 7 – 9 |
| Swi [%] | 20,4 |
| Pierna de Petróleo Inicial | 0,86 |
| Inicio de Producción | 12/12/1998 – 30/06/2013 |
Es importante destacar que los volúmenes determinados con la técnica de EGBM son en base al petróleo contactado. Partiendo de esta premisa, se realizó el ajuste mediante método analítico para realizar una regresión multivariable.
Debido a los tiempos arrojado por éstas regresiones, se asumió que las transmisibilidades entre las fallas de 1 BY/d*cp/lpc y en dirección del movimiento del fluido en el medio poroso hacia el bloque compartamentalizado que ha tenido mayor vaciamiento.
Se sensibilizaron los volúmenes de hidrocarburos originales en sitio y el tamaño de los acuíferos. A falta de información disponible en cuanto a la descripción energética del acuífero o fuente de agua, se procedió a realizar una regresión del volumen del acuífero hasta alcanzar la menor dispersión y poder lograr el cotejo del tren de agotamiento de presión de los tanques asociados con comportamiento de empuje hidráulico.
En la Figura 4, Figura 5 y Figura 6, se muestran el resultado de los trenes de agotamiento de cada uno de los bloques compartamentalizados que conforman el yacimiento B.
A cada modelo de yacimiento se le realizó una corrida preliminar de simulación después de ajustar los volúmenes en sitio y su tendencia de agotamiento.
Posteriormente con los modelos de pozos (tablas de curvas de levantamiento de fluido), se realizaron corridas de predicción yacimiento/pozo, para efectos de consistencia y control de calidad para un posterior acoplamiento al modelo integrado.
Construcción de Modelo de Pozo
La construcción del modelo de pozo representó uno de los aspectos más importantes del presente estudio, ya que ha permitido detectar las principales problemáticas de productividad que presentan los mismos.
Es importante destacar que se contó con información actualizada de perfiles verticales de flujo (prueba PLT) y BHP-BHT que permitieron una correcta caracterización de la producción.
Para la construcción de la curva de afluencia de los pozos (IPR), se procedió a la utilización de la ecuación de Darcy, enfocada a pozos de petróleo, la cual se encuentra en función de las características de las arenas productoras (permeabilidad, espesor, radio de drenaje, factor Dietz y radio de pozo).
Para los pozos completados en la zona de gas condensado, se utilizó la ecuación de Jones et al., la cual se encuentra en función de parámetros que describen el flujo darciano y no darciano, permitiendo la determinación de presencia de flujo esférico a nivel de los intervalos perforados (penetración parcial).
La construcción de la curva de levantamiento de fluidos (VLP), tomó en consideración la información de los BHP-BHT dinámicos y la última prueba de producción válida, con el propósito de caracterizar y ajustar la curva de levantamiento de fluidos al comportamiento de producción de cada pozo.
El cotejo de las condiciones actuales de producción, la identificación de los posibles problemas de productividad fueron realizadas para cada uno de los pozos.
Para efectos prácticos se mostrarán dos ejemplos: un ajuste para un pozo completado en la capa de gas y otro ajuste para un pozo completado en la pierna de petróleo.
Pozo P1 (capa de gas)
El pozo P1 inicio su producción en el año 1998 en las arenas de la Fm. Principal del yacimiento B1, específicamente en el intervalo de 13.154’-13.596’ sel., con una tasa de producción inicial de 6.300 BN/D de petróleo y 32,5 MMPCN/D de gas (reductor de 1”), presentando una fuerte declinación hasta el año 2005 (31% A.e.) y una producción de 863 BN/D de petróleo.
Esta disminución de productividad fue causado por la acumulación de condensado retrógrado en la vecindad del pozo, ocasionando una disminución de la presión en la cara de la arena, que actualmente se encuentra por debajo de la presión de rocío del fluido.
Después de un trabajo de Estimulación Matricial (ácido orgánico y metanol) para la remoción del banco de condensado, logró incrementar la producción del pozo a 2.700 BN/D, disminuyendo la declinación del pozo a 17% A.e.
En el año 2010 se intervino el pozo con un tratamiento similar, restaurando su productividad a 2.650 BN/D. Sin embargo, en el año 2013, la producción del pozo declinó notablemente, por lo que se repite el trabajo de estimulación aplicado en años anteriores, sin el éxito esperado.
Posteriormente se determinó que los resultados obtenidos fueron consecuencia de los fuertes cambios termodinámicos que ha experimentado el yacimiento en los últimos años, debido a la expansión de la pierna de petróleo y manifestándose un petróleo de mayor densidad en los intervalos productores.
En la Tabla 3 se muestra el resultado de la última prueba de producción del pozo P1:
| Fecha | Red. | Qo [BN/D] | Qg [MMPCN/D] | Qw [BN/D] | RGP [PCN/BN] | %AyS | ºAPI | Pcab [lpc] | Plín [lpc] |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 19/07/15 | 3/4″ | 855 | 1,664 | 9 | 2.176 | 0,80 | 30,8 | 697 | 288 |
En la Figura 7, se muestra el BHP-BHT dinámico para el pozo P1 y las correlaciones de curvas VLP disponibles en el PROSPER.
Las presiones observadas en el BHP-BHT se encuentran por debajo del rango normal de las curvas de levantamiento de fluidos, debido a la presencia de un fluido de baja RGP (2.048 PCN/BN).
La curva VLP se encuentra dentro del rango crítico (Ql ↑ y Pwf ↓), observándose efectos de resbalamiento de fluidos dentro de la tubería de producción.
El daño estimado es alto (S=78), por lo que la aplicación de un trabajo de estimulación se puede lograr un buen ganancial de barriles de petróleo adicional. En la Figura 8, se puede mostrar el resultado arrojado del análisis nodal del pozo P1.
Pozo P3 (pierna de petróleo)
El pozo P3 fue completado en la pierna de petróleo en las arenas pertenecientes a la Fm. Principal, e inició su producción en el año 2004, con una producción inicial de 1.239 BN/D de petróleo y 1,46 MMPCN/D de gas.
En junio de 2005, se realiza una estimulación química para la limpieza de la fractura hidráulica ejecutada durante la fase de completación del pozo, incrementando la producción hasta los 2.400 BN/D de petróleo y 2,36 MMPCN/D de gas.
Desde el año 2006 hasta la fecha, se ha observado una declinación en su nivel de producción, por lo cual se han realizado trabajos de recañoneo enfocado para limpieza en el año 2012 y cañoneo de arenas adicionales en el año 2013, sin obtener resultados esperados.
El corte de agua del pozo ha ido incrementando en el tiempo, la cual ha estado oscilando entre 11 y 15%, con un acumulado de producción de agua de 304 MBN. En la Tabla 4, se muestran los resultados de la última prueba de producción del pozo P3:
| Fecha | Red. | Qo [BN/D] | Qg [MMPCN/D] | Qw [BN/D] | RGP [PCN/BN] | %AyS | ºAPI | Pcab [lpc] | Plín [lpc] |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 26/07/15 | 1/2″ | 1.159 | 0,972 | 145 | 839 | 11,1 | 25,5 | 822 | 661 |
En la Figura 9, se muestra el BHP-BHT dinámico del pozo P3 y las correlaciones de flujo multifásico vertical disponibles en el PROSPER.
Las presiones observadas en el BHP-BHT se encuentran por debajo del rango normal de curvas VLP, esto es debido principalmente de la presencia de un fluido más pesado (26,8° API).
La curva de VLP se encuentra dentro de un rango estable (Ql ↑ y Pwf ↑), sin observar efectos de resbalamiento de fluidos y velocidades erosivas.
El alto peso de la columna de fluidos representa una caída de presión de 3.207 lpca, todos debidos a efectos gravitatorios.
A nivel de las arenas, se observa un daño de aproximadamente 17,2, sin embargo conserva una alta presión de fondo fluyente (4.100 lpca).
Se pudo evidenciar la presencia de una columna de agua pseudo estática dentro del liner de producción del pozo. En la Figura 10, se puede mostrar el resultado arrojado del análisis nodal del pozo P3.
Construcción de Modelo de Superficie
Debido a las limitaciones del GAP en el numero de datos de progresivas/perfiles de elevación (hasta un máximo de 100 entradas por tramo), la construcción de la red de superficie se dividió en dos fases.
La primera, la construcción de una red simplificada de superficie, con el propósito de caracterizar las curvas de flujo multifásico horizontal para cada tramo, y posteriormente.
La segunda parte consistió en la construcción de una red detallada del sistema de producción de los yacimientos A y B. A continuación se hace referencia a la metodología usada para la construcción de la red simplificada y detallada de producción.
Red simplificada de producción
Para mitigar la limitación del software GAP, se procedió a acortar los datos de entrada de progresivas/perfiles de elevación a un total de 100 datos por tramo, tomando en consideración las cotas de elevación más representativas.
En esta etapa, los pozos no se encuentran representados por modelos, es decir, no muestran la descripción de curvas de afluencia y tablas de curvas de levantamiento de fluidos previamente modelos en PROSPER.
Para ello, el GAP dispone de fuentes de producción constantes de acuerdo al tipo de fluido producido, que permiten cargar la información de las condiciones de los pozos, específicamente las últimas pruebas de producción disponibles.
Los separadores se encuentran ajustados con la presión y temperatura de operación. En la Figura 11 se muestra la representación de la red simplificada.
Luego de realizar el ajuste por regresiones de las correlaciones de flujo multifásico horizontal para cada uno de los tramos de líneas con su respectiva corriente de producción, se procedió a tomar la que más se ajusta de acuerdo al menor coeficiente de fricción arrojado y desviación estándar.
El coeficiente gravitatorio no juega un papel preponderante en el ajuste, por lo que se mantiene con un valor predeterminado igual a 1. En la Tabla 5, se muestra un resumen del ajuste de correlaciones para cada tramo de línea evaluados.
| Punto Salida | Punto Llegada | Coeficiente de fricción | Desviación estándar | Correlación |
|---|---|---|---|---|
| P1 | M1 6″ | 301 | 384,73703 | Dukler Flannigan |
| P3 | M3 10″ | 28,992032 | 0,00204215 | Dukler Flannigan |
| P4 | M1 12″ | 301 | 247,07723 | Dukler Flannigan |
| P5 | M1 12″ | 148,83089 | 0,00935283 | Dukler Flannigan |
| P7 | M1 12″ | 3,6415419 | 0,091838 | Dukler Flannigan |
| P8 | E1 Baja | 63,245225 | 337,2495 | Dukler Flannigan |
| A1 | E2 Media | 30,804673 | 0,0214263 | Dukler Flannigan |
| M1 12″ | M2 12″ | 1,3262112 | 0,691717 | PE5 |
| M1 6″ | M2 8″ | 1,3501012 | 0,375193 | Duns & Ros |
| M2 12″ | M3 10″ | 7,6516184 | 0,0690095 | Dukler Flannigan |
| M2 8″ | M3 8″ | 1,6003843 | 0,173352 | Beggs & Brill |
| M3 10″ | E2 Media | 0,999958 | 0,858468 | Dukler Flannigan |
| M3 8″ | E2 Media | 3,7107753 | 0,00658645 | Beggs & Brill |
De acuerdo a los resultados obtenidos, se puede observar un amplio ajuste en el coeficiente de fricción (>100), y esto es debido a la corta distancia de algunos tramos, que en algunos casos son menores a los 50 m., por lo que los factores de corrección obtenidos son altos comparado con los tramos de líneas más largos.
Este factor se encuentra en función al tipo de fluido producido y el diámetro de la línea de producción.
Es importante destacar que la corriente actual de producción es mucho más pesada en su composición (menor relación gas-petróleo), debido principalmente a la viscosidad del fluido, lo que también incide en la corrección del coeficiente de fricción en la correlación de flujo multifásico horizontal.
La correlación de flujo multifásico horizontal que mayormente describe el comportamiento de la corriente de producción es la propuesta por Dukler Flannigan, en un 69,5% de los tramos de línea evaluados, y en menor medida, las correlaciones de Beggs y Brill, Petroleum Experts 5 y Duns y Ros.
Red detallada de producción
Los yacimientos A y B se encuentran en una zona superficial con varios accidentes topográficos, por lo que existe una gran variación en el perfil de elevación de terrenos.
Para una completa descripción de la red de producción, se procedió colocar toda la información de perfiles de elevación y progresivas disponibles. Se totalizaron una cantidad de 5.720 entradas de datos de elevación de terrenos y progresivas de manera manual dentro del GAP, la cual representan un total de 78,14 Km de líneas de producción.
En el proyecto adicionalmente se incluyeron las líneas de producción de los pozos que se tienen contemplado perforar en el yacimiento B.
Se sustituyeron las fuentes de producción originalmente descritas en la red simplificada de producción por pozos con sus respectivos modelos de afluencia y curvas de levantamiento de fluidos.
Se colocó a cada pozo un reductor aguas abajo del cabezal de producción. En la Figura 12, se puede observar la representación esquemática de la red detallada de producción.
Las correlaciones de flujo multifásico horizontal usadas en la red detallada de producción son las mismas que se utilizaron durante la fase de caracterización previa, con variaciones del coeficiente de fricción de acuerdo al tramo evaluado.
La calibración de parámetros principales como caudales, presiones y temperatura en todo el sistema, se mantienen cotejados con respecto a los valores reales del campo, con un margen de error menor al 2%, por lo que se puede considerar que la red de superficie honra el comportamiento del sistema de producción de los yacimientos A y B.
La red detallada es de tipo estacionaria, lo cual permitiría evaluar las condiciones actuales del sistema de producción.
Uno de los principales problemas que presenta la red de recolección de superficie son las fallas de compresores de media y alta presión de la planta E2, generando una sobrepresurización adicional, que puede alcanzar hasta unas 50 lpc, la cual afecta a todo el sistema aguas arriba.
Este tipo de fallas han sido simuladas a través de la red detallada estacionaria y poder estimar las afectaciones de producción.
En la Tabla 6, se pueden observar los resultados de la red detallada de producción y el impacto por la sobrepresión originada por la planta E2.
De acuerdo con estos resultados, con una sobrepresurización de 50 lpc en el sistema de producción, la afectación de producción es de aproximadamente 73 BN/D de petróleo.
| Presión de Separación [lpc] | Qo [BN/D] | Qg [MMPCN/D] | Qw [BN/D] | RGP [PCN/BN] | %AyS | ºAPI | Yg |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 450 Estación 2 60 Estación 2 60 EStación 1 | 7.631 | 20,585 | 971 | 2.697 | 11,28 | 31,55 | 0,76 |
| 475 Estación 2 60 Estación 2 60 Estación 1 | 7.597 | 20,518 | 968 | 2.700 | 11,30 | 31,56 | 0,76 |
| 500 Estación 2 60 Estación 2 60 Estación E1 | 7.558 | 20,444 | 965 | 2.704 | 11,32 | 31,57 | 0,76 |
Sin embargo, este efecto de caída de producción puede ser mayor, debido a que la restauración del nivel de producción de los pozos es lenta.
La condición de flujo subcrítico en el que se encuentran los pozos de los yacimientos A y B acentúan los efectos de restauración de producción, por lo que en casos puntuales, se han observado pérdidas de producción de hasta 400 BN/D de petróleo.
Estos efectos adicionales no pueden ser evaluados a través de la red detallada de producción.
Acoplamiento del Modelo Integrado de Yacimiento y Red de Superficie
Reajuste
Para la construcción del modelo integrado yacimiento superficie, se procedió a cargar toda la información de los submodelos de Balance de Materiales en la red detallada de producción, asignando cada uno de los pozos a su respectivo bloque compartamentalizado y/o yacimiento.
En la Figura 13, se muestra un esquemático del modelo integrado yacimiento-superficie de los yacimientos A y B.
Los acoplamientos de yacimientos y red de superficie originaron desajustes de los cotejos previamente realizados de forma individual. En este punto, se reinicia el proceso de ajuste de todo el sistema de producción, enfocado en las siguientes premisas principalmente:
- Ajuste de las permeabilidades relativas en el modelo de yacimiento: la ecuación generalizada de Balance de Materiales en su concepción no considera las curvas de permabilidad relativa, sin embargo, el proceso de acoplamiento genera un nodo a nivel del submodelo de yacimiento, lo cual permite el ajuste del aporte de cada fase de fluido presente en el modelo. Este ajuste individual se realiza sensibilizando la Krg para sensibilizar la RGP en los yacimientos de comportamiento volumétrico y la sensibilización del Krw para cotejar el corte de agua en los yacimientos con empuje hidráulico.
- Índice de productividad: inciden directamente en el comportamiento general de afluencia del pozo, permitiendo realizar ajustes de las tasas de producción y la presión de fondo fluyente, la cual gobiernan el comportamiento de producción aguas debajo de este nodo.
- Coeficientes de fricción: los factores de fricción son ajustados para reproducir el comportamiento presión en cada uno de los nodos del sistema de recolección de superficie, conservando la correlación de flujo multifásico horizontal previamente seleccionada.
- Ajuste del diámetro efectivo de reductores: son ligeras correcciones al diámetro nominal del reductor, con el propósito de culminar la calibración de todo el sistema de producción. Los cambios de diámetro del reductor no sobrepasan del 2%.
En la Tabla 7, se puede observar la comparativa entre resultados de datos medidos y simulados en el modelo integrado yacimiento-superficie de los yacimientos A y B.
| Pozo | Pcab medida [lpc] | Pcab simulada [lpc] | %Dif. | Plín medida [lpc] | Plín simulada [lpc] | %Dif. | Qo medido [BN/D] | Qo simulado [BN/D] | %Dif. |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| P1 | 697 | 701,2 | 0,6 | 288 | 287,3 | 0,2 | 855 | 855,5 | <0,1 |
| P3 | 822 | 832,3 | 1,3 | 661 | 660,8 | <0,1 | 1.159 | 1,122,4 | 3,2 |
| P4 | 988 | 960,7 | 2,8 | 712 | 744,5 | 4,5 | 445 | 456,1 | 2,4 |
| P5 | 1.199 | 1.186,1 | 1,1 | 733 | 740,1 | 1,0 | 955 | 955,6 | <0,1 |
| P7 | 1.507 | 1.508,7 | 0,1 | 965 | 964,6 | <0,1 | 2.877 | 2.877,8 | <0,1 |
| P8 | 720 | 702,1 | 2,4 | 102 | 102,2 | 0,1 | 408 | 431,2 | 5,0 |
| A1 | 919 | 925,6 | 0,7 | 721 | 722,3 | 0,2 | 920 | 925,6 | 0,6 |
Escenarios de Evaluación
Escenario Base
Con el modelo ajustado, se procedió a realizar una corrida base de simulación en función a las siguientes premisas:
- Cambio de nivel de separación de 450 a 250 y 60 lpc, pautada para julio de 2018.
- No toma en consideración el pozo P2 (inactivo).
- Pozos P1 y P8 alineados a sistemas de producción a baja presión (60 lpc).
- Time step = 6 meses.
- Considera fin de la corrida el 31/07/2026.
Los escenarios de producción mostrados toman en consideración la declinación energética de los pozos, sin embargo no considera los efectos de daño de la formación o mecánicos que pudieran presentarse durante la vida productiva de cada pozo evaluado.
Se puede observar, que el ganancial de producción generado por el cambio del nivel de separación a 250 lpc y 60 lpc oscila en un rango de 186 BN/D de petróleo (línea gris Figura 14) y 0,3 MMPCN/D (línea gris Figura 15) y mínimo incremento del corte de agua (línea gris Figura 16).
Escenario Plan de Explotación
El escenario de Plan de Explotación se encuentra considerado bajo las siguientes premisas:
- Cambio de nivel de separación de 450 lpc a 250 lpc y 60 lpc, pautada para julio de 2018.
- No toma en consideración el pozo P2 (inactivo).
- Toma en cuenta la perforación de 8 pozos adicionales que se encuentran contemplados en el Plan de Explotación del yacimiento B.
- Pozos P1 y P8 alineados a sistemas de producción a baja presión (60 lpc).
- Time step = 6 meses.
- Considera fin de la corrida el 31/07/2026.
Para los pozos contemplados en el Plan de Explotación se realizó un modelo de pozo tipo, la cual variará su potencial inicial de producción de acuerdo a tres factores: presión del bloque compartamentalizado a la fecha de su completación, el corte de agua asociado (comportamiento volumétrico o empuje hidráulico) y el punto de conexión del pozo al sistema de recolección de superficie.
De acuerdo a los resultados, el escenario de Plan de Explotación donde se alcanza el mayor potencial de producción de petróleo es con un nivel de separación de 60 lpc, alcanzando un pico de producción de 17.600 BN/D de petróleo (línea verde de la Figura 14), generando una producción adicional de 10.400 BN/D con respecto al escenario base.
La producción de gas alcanzada es de 39,9 MMPCN/D (línea verde de la Figura 15), con una producción adicional de 18,1 MMPCN/D con respecto a la producción de gas del escenario base. Puede observarse un plateau de producción de gas de 6 años (comprendido entre el año 2021-2026).
Se alcanza un pico de producción de agua de aproximadamente 2.100 BN/D (línea de color verde en la Figura 16), con un ganancial de producción de 1.300 BN/D con respecto al escenario base evaluado.
Esto es debido a que los pozos P-DES-1, P-DES-2, P-DES-7 y P-DES-8 contemplados en el Plan de Explotación, se encuentran completados en el compartimiento del yacimiento (B2), donde se ha evidenciado producción de agua.
Conclusiones
- Se construyó el submodelo de yacimiento a través de un estudio de Balance de Materiales para los yacimientos A y B. Se realizó un modelo multitanque para poder representar de forma adecuada la producción de agua de los pozos que se encuentran completados en los bloques compartamentalizados con empuje hidráulico.
- Los pozos del yacimiento A y B se encuentran afectados principalmente por el daño a la formación (condensación retrógrada, asfaltenos, migración de finos, etc) y los efectos de contrapresión de superficie.
- Se realizó un estudio estadístico para la determinación de las correlaciones de flujo multifásico horizontal para cada tramo del sistema de recolección de superficie, siendo la correlación de Dukler Flannigan la que más se ajusta, en el 69,5% de los tramos evaluados.
- Es imperante realizar hoy día un cambio del nivel de separación en el sistema de recolección de superficie, tanto para el escenario Base (actual), como en el escenario de crecimiento que se contempla en el Plan de Explotación. Más allá de los volúmenes de petróleo, gas y agua adicional a recuperar, es la prolongación de la condición energética y vida productiva de los pozos productores los yacimientos A y B.
Nota: Los nombre de los yacimientos, pozos, estaciones de flujo y descarga son genéricos. Los datos y resultados representan la realidad de los yacimientos, pozos y red de recolección de superficie modeladas.
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