Capitulo IV de Victor 2013
-
Upload
isabel-matos -
Category
Documents
-
view
120 -
download
0
Transcript of Capitulo IV de Victor 2013
CAPITULO IV
ANÁLISIS Y PRESENTACIÓN DE LOS RESULTADOS
Este capítulo está referido a la presentación y análisis de los resultados
obtenidos durante la recolección de los datos aportados por la población
objeto de estudio. Bajo estas condiciones la población en estudio está
conformada por 09 pozos activos, reconocidos con la siguiente codificación:
DM-116, DM-119, DM-153, DM-155, DM-160 DM-163, DM-166, DM-173 y
DM-174, ubicados en Campo Mara Pesado perteneciente al municipio Mara
del Estado Zulia.
El Campo Mara e se encuentra ubicado al extremo Nor - Occidental de
la Cuenca del Lago de Maracaibo aproximadamente a 70 km. de la ciudad
de Maracaibo, contando con un historial de producción de más de 50 años y
la misma siempre ha sido del Cretáceo con una °API promedio de 15. El
campo Mara Pesado limita al sur con los municipios Jesús Enrique Lossada
y Maracaibo y al oeste con Colombia. . Estos pozos son controlados por
PDVSA –Petro Urdaneta, y tienen una historia de producción que data desde
1952 hasta la fecha actual.
Haciendo referencia al primer objetivo de la investigación, cuyo
enunciado dice; Diagnosticar las condiciones de operación en superficie de
las bombas de cavidad progresiva (BCP) de los pozos de Campo Mara
Pesado del estado Zulia, se tienen los siguientes resultados. .En el cuadro N
01, se muestran los resultados obtenidos para la variable Producción de los
Pozos y la Dimensión; condición de operación, que queda englobada en los
indicadores, Condición del cabezal de rotación, Relación y reducción del
motor, descripción del motor, condición del variador, facilidad para
Echometer y condición de operación. Al respecto se muestran los resultados.
89
Cuadro Nº 02. Condiciones de operación en superficie de las bombas de cavidad progresiva (BCP) de los pozos de Campo Mara PesadoVariable: Producción de los PozosDimensión: Condición de operación
Codificacióndel
pozo
Indicadores
Condición del cabezal de rotación
Relación de reducción del
motorDescripción del motor
Condición del
variador
Facilidad para
Echometer
Condición de operación
DM-
116Buena 7.2 : 1
Eléctrico, Trifásico, 75hp (1800rpm)Modelo NETZSCHSerial NDH060DH33
Bueno No tieneFuera de servicio
DM- 119 Buena 4,5: 1
Eléctrico, Trifásico 75 hp (1200 rpm)Modelo R,M (Moyno Ultradrive) .( DD1HH)
Bueno Si poseeFuera de servicio
DM-153 Bueno 5.8 : 1
Eléctrico, Trifásico 60 hp (1800 rpm)Modelo Weatherford Brasil)Serial BV2-1
Variador Dañado Si posee
Fuera de servicio
DM-155 Buena 10.2 : 1
Eléctrico, Trifásico 60 hp (1800 rpm)Modelo NETZSCHSerial NDH060DH20
Bueno No tiene En servicio
DM-160 Buena 5.8 : 1
Eléctrico, Trifásico 60 hp (1800 rpm)Modelo Weaterford8 Germany )Serial BV2-15-1
Bueno Si posee En servicio
DM-163, Buena 5.8 : 1
Eléctrico, Trifásico 60 hp (1800 rpm)Modelo Weaterford8Brasil)Serial BV2-15,1
Bueno Si posee En servicio
DM-166 Buena 7.2 : 1
Eléctrico, Trifásico 75 hp (1800 rpm)Modelo NETZSCHSerial NDH060DH33
Bueno Si poseeFuera de servicio
DM-173 Buena 5.8 : 1
Eléctrico, Trifásico 60 hp (1800 rpm)Modelo Weatherford Brasil)Serial BV2-1
Bueno Si poseeFuera de servicio
DM-174 Buena 7.5 : 1
Eléctrico, Trifásico 60 hp (1800 rpm)Modelo NETZSCHSerial NDH060DH20
Bueno Si posee En servicio
Fuente: Inspección realizada en campo (2012)
90
Según los datos recopilados en la inspección de campo y presentados
en el cuadro anterior, las condiciones de operación de las Bombas de
Cavidad Progresiva en los Pozos de Campo Mara Pesado son variados. En
este sentido se puede deducir que:
- De los nuevepozos, seis presentan condiciones óptimas de superficie, estos
son los pozos DM-119, DM-160, DM-163, DM-166, DM-173, DM-174. Esto es
debido a que el cabezal de rotación, el variador y el motor se encuentran en
condiciones de operación óptima y además cuentan con facilidad para
conectar el equipo de Echometer para la toma de nivel. Sin embargo los
pozos DM-119, DM-166 y DM-173 están fuera de servicio por problemas de
fondo.
- En cuanto a los pozos; DM- 116 y el DM-155 a pesar de que sus
componentes mecánicos se encuentran en condiciones de operatividad, no
cuentan con facilidad para conectar equipo de Echometer, lo que dificulta el
diagnostico de falla o disminución de la producción ya que no se puede medir
el nivel de fluido.De estos dos pozos el DM-119 está fuera de servicio por
problemas de fondo.
- El pozo DM-153, están fuera de servicio, debido a que tiene el variador
dañado.
- En resumen de los nueve pozos solo están en operación cuatro, lo que
representa que el 55,6% de los pozos se encuentra fuera de servicio, sin
embargo solo un pozo esta fuera de servicio por problemas de superficie el
resto por problemas de fondo.
En cuanto al segundo objetivo, determinar el comportamiento de
producción actual en los pozos del Campo Mara Pesado del Estado Zulia
que utilizan el sistema de levantamiento artificial con bombeo de cavidad
progresiva, se muestran los resultados para la variable, Producción de los
91
Pozos y Dimensión comportamiento de producción, Este objetivo se realizó
con el registro de producción que se tiene de cada pozo en la base de datos
Centinela, registro digitalizado que lleva la empresa con las variables de
producción de cada pozo y las construcción de las curvas de comportamiento
de afluencia (IPR), mediante el Simulador Pcpump, con la información de las
medidas de nivel actuales reportadas en las carpetas de producción de cada
pozo.
En este sentido se describen gráficamente los datos de cada pozo,
para determinar el comportamiento de producción actual, las variables
analizadas son: los barriles brutos, esta variable permite comprobar si el
sistema maneja una tasa constante de fluido y si esta declina con el tiempo o
en ciclos de tiempo dependiendo de la eficiencia de la bomba. Los barriles
netos, variable que se calcula con el porcentaje de agua medido en
superficie y que determina el potencial económico del pozo.
El gas de formación, variable que permite diagnosticar el posible daño
del equipo por el alto RGL (relación gas líquido) manejado por la bomba y útil
para determinar posible uso o cambio de diseño de equipos de separación
de gas en fondo y finalmente, el porcentaje de agua y sedimentos, variable
que permite determinar el avance del agua en el yacimiento y causante del
aumento del peso de la columna vertical de fluido y por ende la deficiencia
del equipo de levantamiento.
92
Cuadro Nº 03. Comportamiento de producción actual en los pozos del Campo Mara Pesado del Estado Zulia que utilizan el sistema de levantamiento artificial con bombeo de cavidad progresiva.Variable: Producción de los PozosDimensión: Comportamiento de producción.
Fuente: Excel, base de datos Centinela, PDVSA-Petrourdaneta (2.012)
Del cuadro Nº 02 se analiza lo siguiente:
Los pozos pertenecientes al yacimiento Cret-DM-115 se encuentran fuera
de servicio por daño del equipo de fondo, ya estos pozos están en secuencia
de máquina de servicio y cuentan con su programa de completación
diseñados por el equipo de optimización de la empresa, sin embargo se
realizó un análisis del comportamiento de producción y de las característica
de los equipos utilizado para analizar junto a la historia de producción cual ha
sido la vida útil de estos equipos y que propuestas pueden ser incorporadas
para mejorar su rendimiento, esta información será presentada en los
siguientes espacios.
93
Como se evidencia, el pozo DM-153 presenta problemas en el variador
por lo cual está fuera de servicio el pozo, de igual manera se realizó un
análisis en el comportamiento de producción y el tiempo de uso del equipo
para determinar si aún cumple con el potencial esperado.
El pozo DM-155 y el pozo DM-174 están produciendo sobre potencial, es
decir la producción actual supera el potencia esperado por el personal de
yacimientos, este efecto podría no ser favorable si se está produciendo por
encima de la tasa critica del yacimiento, ya que se podría producir un avance
prematuro del agua, por esta razón se realizó el análisis de las curvas de
afluencia del yacimiento en estos dos pozos para determinar si la tasa actual
está en el rango óptimo de operación, también se realizó un gráfico corte de
agua para observa el comportamiento del avance del agua.
El pozo DM-160 es el único pozo que presenta una diferida importante ya
que produce 49% menos de lo esperado, por esta razón en este pozo se
realizó un diagnóstico completo del sistema, contando con la certeza de que
sus componentes de superficies están completos y operativos como se
describió en el objetivo anterior.
La diferida del pozo DM-163 según su última prueba solo es del 3% por
debajo de su potencial esperado, este porcentaje es aceptable para el diseño
y no genera mayor alarma, sin embargo se realizó un gráfico con las
variables de producción para observar el comportamiento con el tiempo de
vida útil que lleva el equipo de fondo actual.
A continuación se presentan los gráficos con las ultimas pruebas de
producción para cada pozo, en ellos se analizan las siguientes variables:
Barriles brutos por día (BB), Barriles netos por día (BN), Gas de formación en
miles de pies cúbicos normales por día (GF) y el corte de agua aceptado por
el ingeniero de optimización para la prueba (%AyS).
94
Gráfico Nº01
Variable: Producción de los pozos
Dimensión: Comportamiento de producción para el pozo DM-116
Fuente: Excel, base de datos Centinela, PDVSA-Petrourdaneta (2.012)
Análisis:
El potencial del pozo DM-116 es de 120 BN según información
presentada en el cuadro Nº 03, las últimas pruebas presentan una
producción promedio de 125 BN, y la tendencia de la producción según el
gráfico Nº1 es estable, por lo que se puede afirmar que el equipo instalado
en el pozo es el adecuado, sin embargo se observa un leve incremento de
2% en el corte de agua, por lo que no se recomienda aumentar la tasa de
producción bruta, además, se debe tener cuidado con la disminución del gas
de formación y considerarlo en el nuevo diseño ya que el instalar el nuevo
equipo con las mismas condiciones desplazaría mayor volumen de líquido ya
que el volumen de gas en fondo es menor al que manejaba anteriormente el
pozo.
95
Gráfico Nº02
Variable: Producción de los pozos
Dimensión: Comportamiento de producción para el pozo DM-119.
Fuente: Excel, base de datos Centinela, PDVSA-Petrourdaneta (2.012)
Análisis:
El potencial del pozo DM-119 es de 250 BN según información
presentada en el cuadro Nº 03 las últimas pruebas presentan una tendencia
en aumento de la producción bruta y a su vez una disminución del corte de
agua permitiendo el aumento de 200 a 400 barriles netos por día 60% por
encima de su potencial esperado, también se aprecia una disminución en la
tasa de gas de formación, actualmente este equipo está fuera de servicio por
falla de la bomba, para el nuevo diseño se debe tomar en cuenta las
condiciones actuales de producción y realizar un análisis de la curva de
afluencia del yacimiento en este pozo para ajustar su potencial real.
96
Gráfico Nº03
Variable: Producción de los pozos
Dimensión: Comportamiento de producción para el pozo DM-153
Fuente: Excel, base de datos Centinela, PDVSA-Petrourdaneta (2.012)
Análisis:
El potencial del pozo DM-153 es de 50 BN según información
presentada en el cuadro Nº 02, el pozo esta fuera de servicio desde el julio
del 2012, la producción según las últimas medidas estaba en 130 BN
promedio, 80 BN por encima de su potencial, el corte de agua a aumentado
de 43 a 57 % en los últimos 6 meses de producción, este aumento en el
corte de agua pudo ser ocasionado por presentar una tasa muy elevada, se
debe analizar el comportamiento de afluencia del yacimiento en este pozo y
verificar que no se esté produciendo por encima de la tasa crítica y tomar las
acciones pertinentes al momento de colocar el pozo nuevamente en servicio,
97
verificar si es posible disminuir la velocidad del equipo para manejar la tasa
optima, previniendo el incremento del corte de agua y por ende la pérdida del
pozo. En el objetivo siguiente se presentará la simulación de esta actividad y
las alternativas propuestas.
Gráfico Nº04
Variable: Producción de los pozos
Dimensión: Comportamiento de producción para el pozo DM-155
Fuente: Excel, base de datos Centinela, PDVSA-Petrourdaneta (2.012)
Análisis:
El potencial del pozo DM-155 es de 200 BN según información
presentada en el cuadro Nº 02, en las últimas medidas presentadas en el
gráfico Nº4 la producción del pozo se encuentra sobre el potencial, el corte
de agua esperado para este pozo según la información de yacimientos
presentada en el cuadro Nº2 es de 20% y el comportamiento de la
producción se muestra inestabilidad en el corte de agua con valores por
encima del 30% en algunos periodos de tiempo y 25% en la última prueba,
98
también se observa inestabilidad en la producción de gas, variable que es
muy crítica en el desempeño de los equipos BCP, se realizó un estudio para
verificar la posibilidad de bajar la velocidad del equipo para estabilizar la tasa
en su valor optimo y el aumento en la presión de fondo permitirá controlar el
avance del agua y estabilizar la producción. En el objetivo número tres y
cuatro se presentará la simulación de esta actividad y las alternativas
propuestas.
Gráfico Nº05
Variable: Producción de los pozos
Dimensión: Comportamiento de producción para el pozo DM –160
Fuente: Excel, base de datos Centinela, PDVSA-Petrourdaneta (2.012)
Análisis:
El potencial del pozo DM-160 es de 400 BN según información
presentada en el cuadro Nº 02, en las últimas medidas presentadas en el
gráfico Nº5 la producción del pozo se encuentra 49% por debajo del
potencial, el corte de agua también se ve disminuido en un 5% según el
porcentaje esperado para este pozo (Cuadro Nº3) se podría deducir que este
99
comportamiento se deba a deficiencia del equipo de fondo, sin embargo es
necesario tomar un nivel de fluido fluyente bajo las condiciones actuales de
operación para descartar declinación del yacimiento. Según información
recopilada en campo presentada en el cuadro Nº02, el pozo cuenta con
facilidades de superficie para la conexión del equipo de Echometer para
medir el nivel fluyente.
Gráfico Nº06
Variable: Producción de los pozos
Dimensión: Comportamiento de producción para el pozo DM-163
Fuente: Excel, base de datos Centinela, PDVSA-Petrourdaneta (2.012)
Análisis:
El potencial del pozo DM-163 es de 400 BN según información
presentada en el cuadro Nº 03, en las últimas medidas presentadas en el
gráfico Nº6 la producción del pozo se encuentra por debajo del potencial sin
embargo un aumento en la velocidad del equipo el 29/10/2012 permitió el
100
incremento en la tasa, pero el corte de agua aun presenta inestabilidad, y en
la última prueba se ubica en 43% siendo su valor esperado según el análisis
de yacimiento presentado en el cuadro Nº3 de 36%, se recomienda esperar
que el pozo se estabilice bajo las condiciones actuales y monitorear el corte
de agua antes de tomar alguna otra acción, la diferida actual es de solo 12
barriles netos lo que representa un 3% menos del potencial esperado.
Gráfico Nº07
Variable: Producción de los pozos
Dimensión: Comportamiento de producción para el pozo DM– 166
Fuente: Excel, base de datos Centinela, PDVSA-Petrourdaneta (2.012)
Análisis:
El potencial del pozo DM-166 es de 300 BN según información
presentada en el cuadro Nº 03, en las últimas medidas presentadas en el
gráfico Nº7 la producción del pozo se encuentra por debajo del potencial
causado según información del personal de la gerencia de optimización y
101
yacimientos, por la deficiencia del equipo de fondo y razón por la cual el pozo
se encuentra fuera de servicio ya que la bomba presento daño total y el pozo
quedo sin producción, sin embargo en el objetivo Nº3 se presenta un análisis
del comportamiento de afluencia actual del yacimiento que permitirá
descartar posible declinación de la producción. El corte de agua asociado a
la producción del pozo y parámetro usado para el cálculo del potencial
presentado en el cuadro Nº3 para este pozo es de 50%, y en las últimas
medidas del pozo a pesar de estar con menor producción presento valores
por el orden del 70% lo que genera un punto importante a evaluar en el
nuevo diseño del equipo a ser instalado y que también será analizado en el
próximo objetivo, dependiendo de la tasa critica del yacimiento en este pozo.
Gráfico Nº08
Variable: Producción de los pozos
Dimensión: Comportamiento de producción para el pozo DM – 173
Fuente: Excel, base de datos Centinela, PDVSA-Petrourdaneta (2.012)
102
Análisis:
El potencial del pozo DM-173 es de 200 BN y un corte de agua
asociado de 30%, según información presentada en el cuadro Nº 03, en las
últimas medidas presentadas en el gráfico Nº8 la producción del pozo se
encuentra por debajo del potencial y el corte de agua en 60% durante todo
el 2011, a principios del año 2012 antes de que el equipo de fondo quedara
fuera de servicio, el pozo muestra unas medidas más aceptables logrando
alcanzar su potencial a pesar que el corte de agua disminuyó sigue estando
por encima del esperado, en los siguientes objetivos se analizara el
comportamiento de afluencia del yacimiento y se generaran unas
recomendaciones para estabilizar el pozo y ajustar su potencial al corte de
agua real del yacimiento y verificar si el equipo a ser instalado presenta la
posibilidad de manejar una menor tasa de producción o que permita
mantener un rango de velocidad para realizar diferentes pruebas en el pozo.
Gráfico Nº09
Variable: Producción de los pozos
Dimensión: Comportamiento de producción para el pozo DM- 174
103
Fuente: Excel, base de datos Centinela, PDVSA-Petrourdaneta (2.012)
Análisis
El potencial del pozo DM-174 es de 550 BN y un corte de agua de 1%,
según información presentada en el cuadro Nº 02, en las últimas medidas
presentadas en el gráfico Nº9 la producción del pozo se encuentra por 200
BN por encima del potencial, este comportamiento se observa desde finales
de octubre del 2012 donde la producción de gas del pozo declina
bruscamente.
El equipo de fondo instalado se encuentra en condiciones óptimas ya
que tiene poco tiempo de ser instalado y la disminución en el volumen de gas
le permite desplazar un mayor volumen de líquido, sin embargo este
comportamiento no es del todo favorable ya que la producción actual podría
estar por encima de la tasa critica del yacimiento y esto traería como
consecuencias un incremento repentino del corte de agua.
En los objetivos siguientes se analizara el comportamiento de la curva
de afluencia del yacimiento en este pozo .A continuación se resumen las
acciones derivadas de las condiciones de producción que presentan los
104
pozos estudiados anteriormente por el personal de la gerencia de
Optimización y Yacimientos de la empresa:
Mantener la tasa actual de líquido en el pozo DM-116 y verificar si para el
nuevo diseño de bomba se consideró la disminución del gas de formación.
Analizar el comportamiento de afluencia del yacimiento en el pozo DM-119 y
verificar si el nuevo equipo diseñado considera la disminución del volumen
de gas de formación.
Analizar el comportamiento de afluencia del yacimiento en los pozos DM-
153, DM-155, DM-166, DM-173 y DM-174. Verificar que no se esté
produciendo por encima de la tasa crítica, también realizar un análisis del
corte de agua en un periodo mayor de tiempo al presentado en las medidas
actuales.
Realizar un nivel fluyente en el pozo DM-160 bajo las condiciones actuales
de producción para verificar condiciones de afluencia del yacimiento y
descartar declinación natural de producción.
Mantener las condiciones actuales en el pozo DM-163, monitorear el corte
de agua y esperar a que estabilice antes de aumentar la velocidad del
equipo.
En relación al tercer objetivo de la investigación que consiste en
analizar las condiciones de afluencia de los yacimientos asociados a los
pozos con bombas de cavidad progresivas del Campo Mara Pesado, se tomó
como dimensión en el cuadro de variables las condiciones de oferta y
demanda de producción del sistema, para ello se tomo como indicador en el
cuadro de variables, a partir de la información de las historias de los pozos y
los últimos niveles de fluido tomados en cada pozo, la construcción de las
curvas IPR, éstas permitieron describir las del caudal de fluido del yacimiento
105
al pozo, y tomando como parámetro la tasa critica del yacimiento se pudo
evaluar según la demanda o caudaL producido actual, las condiciones a la
cual se encuentra el sistema.
Conocida la tasa critica como el caudal máximo permitido para que la
velocidad del fluido no genere conificación que permita el avance del agua
como fluido de mayor movilidad, recordando que estamos en presencia de
un crudo de 15ºAPI y altamente viscoso, por otra parte, el producir por
encima de la tasa critica podría generar arrastre de solidos o erosión del
espacio poroso y permeable que podrían generar daño en la cara de la
formación y taponamiento del pozo por la acumulación de finos.
A continuación se presenta el análisis de las curvas de afluencia y la
condición actual de producción de los pozos de estudio comparados con la
tasa critica del yacimiento. El personal de la gerencia como premisa en el
estudio de los yacimientos del Campo Mara Pesado, considera como tasa
critica el 70% del caudal máximo como un factor de seguridad, y por ende se
tomara esta premisa para evaluar las condiciones actuales de producción.
Por otra parte se analizó el comportamiento en la producción de agua
de los pozos que están por encima de su potencial ya que esta variable en
yacimientos de crudos pesados y sobre todo en carbonatos naturalmente
fracturados tiende a canalizarse al presentar bajas presiones de fondo
fluyente asociados a una alta tasa en condiciones de flujo crítico.
Para la construcción de las curvas IPR se utilizó el simulador Wellflo,
las presiones estáticas para los yacimientos fueron reportadas por el
personal de yacimientos de la empresa y reportadas en las historias de
producción de los pozos, así como también, los reportes de niveles de fluidos
tomados en cada pozo tanto estáticos como fluyentes. Los pozos en estudios
pertenecen a dos yacimiento como se muestra en el cuadro N°3, las
106
presiones estáticas medidas actualmente para éstos son: Yacimientos Cret-
DM-115 con una presión estática (Pe) Pe=1500 psi / yacimiento Cret-
DM.151 con una Pe=1900 psi. Medidas a un nivel de referencia de 5980 pies
de profundidad.
Figura Nº1.
Variable: Producción de los pozos
Dimensión: Condición de afluencia del yacimiento.
Indicador: Curva IPR para el pozo DM- 119.
Fuente: Historia del pozo DM-119, Simulador Wellflo, Petrourdaneta.
Análisis:
Pozo que venía produciendo por encima de su potencial (Grafico N°2,
Segundo Objetivo), sin embargo se aprecia en la figura N°10, que aun bajo
esta condición de producción el pozo no supera la tasa critica, por lo que
sería conveniente mantener las condiciones de producción y aumentar el
potencial bruto del pozo a 450 BB solo un 10% del caudal bruto actual
reportado en el cuadro N°2. Sin embargo el aumento en la tasa neta se debe
a la disminución del corte de agua en el pozo, a continuación se presenta un
107
grafico de la producción de agua y el corte de agua del pozo para analizar el
comportamiento actual y su declinación o cambio en un periodo de tiempo
mas largo al presentado en el segundo objetivo.
Grafico N°10
Producción de agua y Caudal total. Pozo DM-119.
0
50
100
150
200
250
Cau
dal
de
agu
a (B
ls)
0
100
200
300
400
500
600
Cau
dal
To
tal
(Bls
)
Tasa de agua Tasa de Petróleo
1
1 Camio del equipo de fondo
Deficiencia del equipo de fondo
Fuente: Excel, base de datos Centinela, PDVSA-Petrourdaneta (2.012)
Análisis:
La producción de agua muestra una tendencia de declinación
representada por la línea roja punteada en el grafico N°10, el óvalo
numerado indica el cambio de bomba realizados después de observar una
declinación de la producción brusca producto de la deficiencia del sistema de
levantamiento, a su vez se aprecia como se recupera la producción luego del
cambio del equipo. La importancia de este grafico es que describe que el
caudal de agua presenta una tendencia a declinar con el tiempo a pesar que
el equipo sigue levantando el mismo caudal total, por lo que la tasa de
108
petróleo ha aumentado ligeramente como se observa en las ultimas pruebas
presentadas en el grafico N°2. Este comportamiento firma la recomendación
presentada e mantener el caudal total en 450 Bls, y ajustar el potencial del
pozo luego de realizar un monitoreo del corte de agua.
Figura Nº2.
Variable: Producción de los pozos
Dimensión: Condición de afluencia del yacimiento.
Indicador: Curva IPR para el pozo DM- 153.
Fuente: Historia del pozo DM-153, Simulador Wellflo, Petrourdaneta.
Análisis:
Pozo que venía produciendo por encima de su potencial, en la figura
N°1 se aprecia que la tasa actual esta por encima de la tasa critica, condición
que debe ser corregida para evitar problemas con el avance del agua, sin
embargo a pesar que en los últimos 6 meses el pozo a presentado un
109
incremento en el corte de agua, éste sigue estando por debajo del esperado ,
es recomendable disminuir la tasa del pozo a por lo menos 230 barriles
brutos (BB) para mantener el corte de agua actual y evitar que este pueda
incrementar nuevamente, en el siguiente grafico se muestra el
comportamiento del corte de agua con el tiempo junto al caudal total
producido.
Grafico N°10
Caudal total y corte de agua (%AyS). Pozo DM-153.
Pozo DM-153
0
50
100
150
200
250
300
350
400
Bls
20
30
40
50
60
70
80
90
100
%A
yS
BB %AyS
2
Camios de equipo de fondo
1
Cortes de agua mayores a 70%
Fuente: Excel, base de datos Centinela, PDVSA-Petrourdaneta (2.012)
Análisis:
el caudal bruto actual se encuentra por encima de la tasa critica, el
corte de agua presenta tendencia a incrementarse en las ultimas pruebas de
producción, en el grafico N°10 se observa como bajo condiciones similares
de producción el pozo alcanzo cortes de agua por encima del 70%, si se
ajusta el caudal total a 230 barriles diarios podría permitir mantener el corte
de agua actual de 57% y con esto caudal neto sería de 100 barriles
110
ajustando el potencial presentado en el cuadro N°2 y manteniendo el pozo 40
barriles por debajo de la tasa critica.
Figura Nº3.
Variable: Producción de los pozos
Dimensión: Condición de afluencia del yacimiento.
Indicador: Curva IPR para el pozo DM- 155.
Fuente: Historia del pozo DM-155, Simulador Wellflo, Petrourdaneta.
Análisis:
Pozo que esta produciendo por encima de su potencial (Grafico N°2,
Segundo Objetivo), en la figura N°3 se aprecia que la tasa actual esta por
encima de la tasa critica, condición que debe ser corregida para evitar
problemas con el avance del agua, sin embargo a pesar que en los últimos 6
meses el pozo a presentado un incremento en el corte de agua, es
recomendable disminuir la tasa del pozo a por lo menos 220 barriles brutos
111
(BB) para estabilizar el corte de agua actual y evitar que este incremente una
vez que estabilice se debe determinar su potencial neto.
Figura Nº4.
Variable: Producción de los pozos
Dimensión: Condición de afluencia del yacimiento.
Indicador: Curva IPR para el pozo DM- 160.
Fuente: Historia del pozo DM-160, Simulador Wellflo, Petrourdaneta.
Análisis:
La curva de afluencia del yacimiento en el pozo DM-160 (figura N°4),
confirma que el equipo de fondo esta deficiente, ya que la tasa actual que
maneja es muy baja en comparación a la oferta del yacimiento, el potencial
bruto esperado en este pozo es de 667 BB, este caudal está por debajo de la
tasa critica y el corte de agua se ha mantenido por debajo del 40% esperado,
112
se recomienda reemplazar el equipo de fondo y restablecer el caudal bruto
de 667 Bls, como máxima tasa a producir.
Figura Nº5.
Variable: Producción de los pozos
Dimensión: Condición de afluencia del yacimiento.
Indicador: Curva IPR para el pozo DM- 166.
Fuente: Historia del pozo DM-166, Simulador Wellflo, Petrourdaneta.
Análisis:
La curva de afluencia del yacimiento en el pozo DM-166 , confirma
que el equipo de fondo venia deficiente, ya que la tasa actual que maneja es
muy baja en comparación a la oferta del yacimiento, el potencial bruto
esperado en este pozo es de 600 Bls y el corte de agua también se a
mantenido por debajo del 50% esperado, este caudal esta por debajo de la
tasa critica, se recomienda reemplazar el equipo de fondo y restablecer el
113
caudal bruto de 600 Bls, existe oportunidad de incrementarlo ya que la tasa
critica es de 745 Bls sin embargo es recomendable probar el pozo y
monitorear el corte de agua, si éste se mantiene estable se podrían realizar
pruebas hasta con 700 Bls.
Figura Nº6.
Variable: Producción de los pozos
Dimensión: Condición de afluencia del yacimiento.
Indicador: Curva IPR para el pozo DM- 173.
Fuente: Historia del pozo DM-173, Simulador Wellflo, Petrourdaneta.
Análisis
Las últimas pruebas del pozo antes de presentar problemas con el
equipo de fondo, están muy cercanas a la tasa critica como se observa en la
figura N°6, el caudal bruto esperado en este pozo es de 286 BB y el corte de
agua 30% , sin embargo el corte de agua y la tasa bruta desde Abril del 2010
se encuentran por encima de estos valores y a su vez el corte de agua tiende
114
a aumentar en el tiempo como se muestra en el siguiente gráfico. Las ultimas
pruebas muestran una disminución del corte de agua a pesar de mantener la
tasa bruta, sin embargo el pozo quedo fuera de servicio y no se logro
determinar si este comportamiento se mantendría, por lo que se recomienda,
colocar nuevamente el pozo en servicio a una tasa de 320 barriles brutos, 75
Bls por debajo de su tasa critica y dependiendo el comportamiento del corte
de agua decidir si bajar o mantener la tasa, también ajustar el potencial del
pozo dependiendo de los resultados.
Grafico N°11.
Caudal bruto y corte de agua del pozo DM-173.
Pozo DM-173
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Bls
20
30
40
50
60
70
80
90
100
%A
yS
BB %AyS
2
Camios de equipo de fondo
1
Fuente: Excel, base de datos Centinela, PDVSA-Petrourdaneta (2.012)
Figura Nº7.
Variable: Producción de los pozos
Dimensión: Condición de afluencia del yacimiento.
Indicador: Curva IPR para el pozo DM- 174.
115
I
Fuente: Historia del pozo DM-174, Simulador Wellflo, Petrourdaneta.
Análisis:
Pozo que esta produciendo por encima de su potencial , en la figura
N°7 se aprecia que la tasa actual esta por encima de la tasa critica, condición
que debe ser corregida para evitar problemas con el avance del agua. A
pesar de estar por encima del caudal critico el pozo no a mostrado variación
en el corte de agua y se ha mantenido estable, sin embargo no se
recomienda mantener esta condición y se debe llevar al caudal esperado de
556 BB para mantener su potencial y prevenir posibles arremetidas del agua.
De los resultados obtenidos del tercer objetivo se pude deducir que es
irrelevante detallar las condiciones de diseño de los equipos de fondo ya que
los pozos en estudio presentan desviaciones en el manejo de la producción y
al no ser estabilizados presentaran daños prematuro sobretodo de los
elastómeros y las cabillas, por lo tanto es imprescindible estabilizar la
producción para determinar si los equipos utilizados cumplen con la vida útil
requerida.
116
El desarrollo de los tres primeros objetivos indican una serie de
recomendaciones que al ser llevada a la practica permitirían optimizar la
producción de los pozos en estudio, describiendo la producción optima no
como la mayor tasa posible sino como la condición de producción que
permita recuperar el mayor numero de reservas en el tiempo y que mantenga
el control de los fluidos indeseables como el avance de agua y el aumento
del porcentaje de gas libre a la entrada de la bomba. Por esta razón se
establece el objetivo número cuatro el cual se presenta continuación.
El objetivo número cuatro, enunciado de la siguiente manera:
Proponer acciones que permitan optimizar la producción de los pozos del
Campo Mara pesado que utilicen equipos de levantamiento artificial con
bombeo de cavidad progresiva. En el cuadro de variables presentado se
tomo como dimensión las posibles alternativas para optimizar los pozos, para
ello se tomaron como indicadores el análisis de cada pozo en estudio. A
continuación se presentan las acciones que permitirán optimizar el sistema
de levantamiento para cada pozo.
Acciones generales:
Existen actualmente cinco pozos fuera de servicio, esto presenta una
oportunidad para realizar registros de nivel estático que permitirá actualizar la
presión estática de los yacimientos y de esta manera ajustar las curvas de
afluencia en cada pozo y determinar si la energía a disminuido
considerablemente desde la ultima medición y que impacto trajo en la
producción.
Para llevar a cabo este trabajo se debe colocar las facilidades para
conectar el equipo de Echometer en el pozo DM-116 el cual es el único de
los pozos fuera de servicios que no lo posee. Se deben realizar
sensibilidades para la disminución del gas de formación y el incremento del
117
corte de agua en los nuevos equipos a ser instalados, para determinar sus
rangos de operación optimas y tomarlos en cuenta cuando el pozo presente
cambio de alguna variable de producción o deficiencia del equipo.
Acciones especificas:
Pozo DM-116: mantener la tasa de producción bruta, al diseñar el equipo
realizar sensibilidades con la disminución del gas de formación y verificar que
este mantenga buena eficiencia a menor velocidad ya que el pozo presenta
tendencia a declinar el gas de formación.
Pozo DM-119: aumentar la tasa bruta a 450 barriles como primera prueba,
monitorear el corte de agua si se mantiene con el tiempo aumentar tasa bruta
a 500 barriles, considerar esta sensibilidad en el nuevo diseño y también la
disminución del gas de formación.
Pozo DM-153: corregir falla del Vareador y disminuir la tasa bruta a 230
barriles para estar por debajo de la tasa crítica, bajo estas condiciones aun
se recuperaría mayor potencial neto.
Pozo DM-155: disminuir la tasa bruta a 220 barriles, monitorear el corte de
agua y en cuanto se estabilice determinar el nuevo potencial, colocar
facilidad para conectar Echometer y realizar nivel fluyente luego de
estabilizar el pozo.
Pozo DM-160: reemplazar el equipo de fondo y colocar un equipo para
manejar un caudal de 670 Barriles brutos.
Pozo DM-163: Mantener condiciones actuales de producción, no incrementar
la tasa bruta, realizar nivel fluyente.
Pozo DM-166: reemplazar el equipo de fondo y restablecer el caudal bruto
de 600 barriles, monitorear el corte de agua, si éste se mantiene estable,
118
realizar pruebas con 700 barriles brutos, realizar esta sensibilidad en el
nuevo diseño del equipo para garantizar la eficiencia del mismo.
Pozo DM-173: Diseñar el nuevo equipo para una tasa bruta de 320 barriles,
al estabilizar el corte de agua determinar su nuevo potencial neto.
Pozo DM-174: realizar nivel fluyente bajo las condiciones actuales antes de
bajar el caudal y junto a las nueva presión estática medida en el pozo DM-
153 construir el IPR del pozo nuevamente para determinar si las condiciones
de flujo critico se mantienen, luego tomar las acciones necesarias para
mantener el pozo por debajo de la tasa critica.
119
CONCLUSIONES
Esta investigación se orientó a proponer acciones que permitieran
optimizar la producción de petróleo en el campo Mara Pesado del estado
Zulia, entendiendo que la economía del país está basada en la oferta y la
demanda de este producto. En este sentido, luego de cumplir con los
objetivos previstos se concluye lo siguiente:
Se diagnosticaron las condiciones de operación en superficie de las
bombas de cavidad progresiva (BCP) de los pozos de Campo Mara Pesado
del estado Zulia, resultando que de los nueve pozos estudiados, solo están
en operación cuatro. Esto indica que el 55,6% de los pozos se encuentran
fuera de servicio por diversas razones, sin embargo solo un pozo esta fuera
de servicio por problemas de superficie, el resto por problemas de fondo.
Se determinó el comportamiento de producción actual en los pozos del
Campo Mara Pesado del Estado Zulia que utilizan el sistema de
levantamiento artificial con bombeo de cavidad progresiva, resultando que el
pozo DM-160 es el único pozo que presenta una diferida importante ya que
produce 49% menos de lo esperado, por esta razón en este pozo se realizó
un diagnóstico completo del sistema, contando con la certeza de que sus
componentes de superficies están completos y operativos.
Se analizó el comportamiento de producción de cada pozo, mediante
la curva de afluencia IPR y la ficha de producción del mismo, concluyendo
que las diferidas de producción de los pozos con BCP en buen
funcionamiento no es significativa.
Se proponen acciones dependiendo de las condiciones encontradas
en cada pozo, considerando que existen actualmente cinco pozos fuera de
servicio, lo que representa una oportunidad para realizar registros de nivel
estático que permitirá actualizar la presión estática de los yacimientos y de
esta manera ajustar las curvas de afluencia en cada pozo y determinar si la
energía a disminuido considerablemente desde la última medición y que
120
impacto trajo en la producción.
Finalmente se concluye que existe la necesidad de un plan de
mantenimiento preventivo que implique acciones para el funcionamiento a
carta cabal de los pozos que conforman a Campo Mara Pesado.
121
REFERENCIAS
Aguilar, Y y González, J. (2008) Evaluación de un Fluido Salino para ser empleado en la Perforación de Zonas Arcillosas. Trabajo de grado de Ingeniera en Petróleo no publicado, Universidad del Zulia. Maracaibo.
Arias, F. (1999) El proyecto de investigación. Guía para su elaboración. 3era Edición. Editorial Episteme Orial Ediciones. Caracas Venezuela
Arístides V. (2008), El proyecto de investigación. . 3era Edición. Editorial Episteme Orial. Caracas Venezuela
American Petroleum Institute. (1999) Manual de Prácticas Profesionales. U.S.A.
Briceño, W. y otros: Levantamiento Artificial – Mejores Prácticas. Trabajo presentado en el 1er. Encuentro Técnico de PDVSA E&P. Caraballeda, 1998.
Hurtado J. (2008), Investigación Holística .Ediciones Grill.Caracas Venezuela
Instituto Politécnico Santiago Mariño. (2006) Manual de Trabajo de Grado. Caracas- Venezuela.
Manual de Producción. Cestari, Francisco y Garcia, Raiza.2012.la comunidad petrolera
Manual de Trabajo Especial de Grado del Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño (2006),Divisiòn de Planificaciòn y Desarrollo. Investigaciòn y Postgrado
Martínez, A. (2002) Diccionario del Petróleo Venezolano .Editorial CEC. Caracas Venezuela.
Tamayo y Tamayo (2004), Investigación .Editorial CEC. Caracas Venezuela.
Robles, J. y otros: Manual de Prácticas Recomendadas en Sistemas de Bombeo de Cavidades Progresivas. Documento INT-3741.97 de PDVSA-INTEVEP, Los Teques, 1997.
Sabino, C. (1992) Metodología de la Investigación. Caracas Venezuela.
Sampieri, F y otros. (1999) Metodología de la Investigación. DF- México.
Suárez, J. (Director encargado del periódico El Mundo, y director de la revista Elite. www.petrofinanzas.com, 2011)
122
ANEXOS
123