Optimización de la completación de pozos SAGD159.90.80.55/tesis/000137442.pdf · y sus fluidos,...

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVARDecanato de Estudios Profesionales

Coordinación de Ingeniería Mecánica

Optimización de la completación de pozos SAGD

Presentado por:

Alberto Andrés Uzcátegui Cortés

Sartenejas, Octubre 2007




Presentado por:


Realizado con la asesoría de:

Tutor Académico: Armando José Blanco AlvarezTutor Industrial: Juan Carlos Barrios Hernández

PROYECTO DE GRADOPresentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar

Como Requisito Parcial para Optar al Título deIngeniero Mecánico





Presentado por:


Realizado con la asesoría de:

Tutor Académico: Armando José Blanco AlvarezTutor Industrial: Juan Carlos Barrios Hernández

RESUMEN

Los métodos térmicos de producción de petróleo pesado y extrapesado han cobradoauge en los últimos años debido a los elevados precios del crudo. Es por esto que Sincor hacomenzado a desarrollar el Proyecto EOR en la Faja Petrolífera del Orinoco, para realizarla producción de petróleo mediante el método SAGD.

El método SAGD consiste en construir dos pozos horizontales, donde uno esproductor de petróleo y el otro es inyector de vapor colocado encima del pozo productor.Entre los principales factores que afectan este proceso están las propiedades del yacimientoy sus fluidos, el diseño de la sarta de completación y las condiciones operacionales.

En este proyecto se presenta un estudio para la optimización de la completación delos pozos SAGD. El trabajo fue realizado con la herramienta de simulación TWBS, unprograma desarrollado en Canadá en el año 2006 por la compañía Petrostudies.Inicialmente se realiza la optimización de las sartas de completación para los pozosinyectores de vapor y luego se realiza la optimización para los pozos productores de crudo.En el proyecto se contempla la optimización de los diámetros de tuberías de producción ydel revestidor del hoyo horizontal, la distribución de la tasa de inyección de vapor, asícomo la presión y tasa de inyección de gas metano a usar como sistema de levantamientoartificial de la producción de crudo.

Los resultados presentan los parámetros hidráulicos obtenidos para las diferentesconfiguraciones de completación evaluadas y se indican las configuraciones óptimas encada caso.


i

INDICE GENERAL

INTRODUCCION ...........................................................................................................1

CAPITULO 1: DESCRIPCION DEL PROYECTO ......................................................2

1.1 ANTECEDENTES...................................................................................................2

1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA..................................................................4

1.3 OBJETIVOS ............................................................................................................5

1.3.1 Objetivo General ...............................................................................................5

1.3.2 Objetivos Específicos ........................................................................................5

1.4 UBICACIÓN ...........................................................................................................6

1.4.1 Faja Petrolífera del Orinoco ...............................................................................6

1.4.2 Sincor, Sincrudos de Oriente C.A. .....................................................................7

CAPITULO 2: MARCO TEORICO...............................................................................9

2.1 CONCEPTOS BASICOS .........................................................................................9

2.1.1 Petróleo .............................................................................................................9

2.1.2 Yacimiento ........................................................................................................9

2.1.3 Pozo ..................................................................................................................9

2.1.4 Completación del pozo ....................................................................................10

2.1.5 Levantamiento artificial ...................................................................................11

2.1.6 Petróleo pesado y sus métodos de recuperación ...............................................12

2.2 PROCESO SAGD..................................................................................................13

2.3 COMPLETACIÓN DE POZOS SAGD..................................................................17

2.3.1 Diseño de una sarta de completación ...............................................................17

2.3.1.1 Fundamentos.............................................................................................17

2.3.1.2 Pozos Inyectores .......................................................................................18

2.3.1.3 Pozos Productores.....................................................................................19

2.3.2 Optimización del diseño de una sarta de completación.....................................20

CAPITULO 3: SOFTWARE TWBS.............................................................................22

3.1 THERMAL WELLBORE SIMULATOR...............................................................22

3.2 MODELO NUMERICO.........................................................................................22

3.2.1 Cálculos del perfil de presión...........................................................................23

3.2.2 Cálculos de temperatura...................................................................................23

3.2.3 Cálculos de viscosidad.....................................................................................24

3.2.4 Cálculos de densidad .......................................................................................25

ii

3.2.5 Composición de las fases .................................................................................27

3.2.6 Cálculo de las tasas de inyección y producción ................................................28

3.2.7 Cálculos de flujo entre yacimiento y revestidor................................................29

3.3 ESTRATEGIAS PARA LA SIMULACION ..........................................................30

CAPITULO 4: MODELAJE Y CASOS PARA LA SIMULACIÓN ...........................32

4.1 BASES PARA EL MODELAJE DEL PROCESO SAGD ......................................32

4.1.1 Propiedades termodinámicas............................................................................33

4.1.2 Transferencia de Calor.....................................................................................33

4.1.3 Discretización de la sarta de completación y el yacimiento .............................33

4.2 POZOS INYECTORES..........................................................................................35

4.2.1 Caso 1. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para la

trayectoria A-INY ....................................................................................................37

4.2.1.1 Validación de la Malla ..............................................................................38


trayectoria B-INY.....................................................................................................39

4.2.2.1 Validación de la malla...............................................................................41


trayectoria C-INY.....................................................................................................42


4.3 POZOS PRODUCTORES......................................................................................45

4.3.1 Caso 1. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor para la

trayectoria A-PROD.................................................................................................48


4.3.2 Caso2. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor para la

trayectoria B-PROD .................................................................................................51



trayectoria C-PROD. ................................................................................................54


CAPITULO 5: RESULTADOS.....................................................................................58

5.1 POZOS INYECTORES..........................................................................................58


trayectoria A-INY ....................................................................................................58

iii


trayectoria B-INY.....................................................................................................65


trayectoria C-INY.....................................................................................................71

5.2 POZOS PRODUCTORES......................................................................................78


trayectoria A-PROD.................................................................................................78


trayectoria B-PROD .................................................................................................81


trayectoria C-PROD .................................................................................................85

5.3 ANALISIS DE RESULTADOS .............................................................................88

5.3.1 Pozos inyectores ..............................................................................................88

5.3.1.1 Caso 1. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para

la trayectoria A-INY.............................................................................................91


la trayectoria B-INY.............................................................................................92


la trayectoria C-INY.............................................................................................93

5.3.2 Pozos productores............................................................................................94

5.3.2.1 Caso 1. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor

para la trayectoria A-PROD..................................................................................95


para la trayectoria B-PROD..................................................................................96


para la trayectoria C-PROD..................................................................................97

CONCLUSIONES .........................................................................................................98

RECOMENDACIONES..............................................................................................100

REFERENCIAS...........................................................................................................101

NOMENCLATURA ....................................................................................................102

ANEXOS ......................................................................................................................103

iv

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1 Ubicación geográfica del área de la Faja del Orinoco e identificación de las

cuatro zonas de explotación: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo. ..................................7

Figura 1.2 Muestra de crudo extrapesado (izquierda) y de crudo sintético “Zuata Sweet”

producidos por Sincor. .......................................................................................................8

Figura 2.1 Diversas formas de perforación del estrato productor. (A) Vertical. (B)

Direccional (C) Inclinado.................................................................................................10

Figura 2.2 Otras formas de perforación de pozos. (D) Plataforma donde se pueden perforar

varios pozos. (E) Pozos perforados de forma vertical. ......................................................10

Figura 2.3 Esquema de pozos del proceso de SAGD. El pozo inyector de vapor se ubica

por encima del pozo productor de crudo...........................................................................14

Figura 2.4 Diseño conceptual del proceso de SAGD. .......................................................15

Figura 4.1 Discretización de la sarta de completación para un pozo productor mostrando

las tuberías concéntricas para la inyección de gas (sistema de levantamiento artificial).....34

Figura 4.2 Sarta de completación doble paralela para un pozo inyector. ...........................35

Figura 4.3 Sarta de completación doble concéntrica para un pozo inyector.......................35

Figura 4.4 Trayectoria de Pozo Inyector de Vapor A-INY................................................37

Figura 4.5 Validación de la malla para la trayectoria A-INY. ...........................................39

Figura 4.6 Trayectoria de Pozo Inyector de Vapor B-INY. ...............................................40

Figura 4.7 Validación de la malla para la trayectoria B-INY.............................................42

Figura 4.8 Trayectoria de Pozo Inyector de Vapor C-INY. ...............................................43

Figura 4.9 Validación de la malla para la trayectoria C-INY.............................................45

Figura 4.10 Sarta de completación doble paralela para un pozo productor con tamaño

pequeño de revestidor intermedio y revestidor ranurado...................................................46

Figura 4.11 Sarta de completación doble paralela para un pozo productor con tamaño

grande de revestidor intermedio y revestidor ranurado. ....................................................46

Figura 4.12 Trayectoria de Pozo Productor de Crudo A-PROD. .......................................49

Figura 4.13 Validación de la malla para la trayectoria A-PROD. ......................................51

Figura 4.14 Trayectoria de Pozo Productor de Crudo B-PROD. .......................................52

Figura 4.15 Validación de la malla para la trayectoria B-PROD. ......................................54

Figura 4.16 Trayectoria de Pozo Productor de Crudo C-PROD. .......................................55

Figura 4.17 Validación de la malla para la trayectoria C-PROD. ......................................57

v

Figura 5.1 Perfil de presión de vapor a lo largo del revestidor ranurado para la trayectoria

A-INY (500m TVD; 500m HZ). ......................................................................................59

Figura 5.2 Variación de la calidad del vapor dentro del revestidor ranurado para la

trayectoria A-INY (500m TVD; 500m HZ). .....................................................................59

Figura 5.3 Perfil de presión para la configuración DP- 4½" x 4½". Trayectoria A-INY. ...60

Figura 5.4 Perfil de presión para la configuración DP- 5" x 4½". Trayectoria A-INY. ......60

Figura 5.5 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración

DP- 4½"x 4½". Trayectoria A-INY. .................................................................................61


DP- 5"x 4½". Trayectoria A-INY.....................................................................................61

Figura 5.7 Perfil de presión en el revestidor ranurado para la configuración DP- 4½"x 4½"

utilizando tasa de flujo en condición de operación “normal”. Trayectoria A-INY. ............62

Figura 5.8 Variación de la calidad el vapor en el revestidor ranurado para la configuración

DP- 4½"x 4½" utilizando la tasa de vapor en condición de operación “normal”. Trayectoria

A-INY. ............................................................................................................................63

Figura 5.9 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP-

4½"x 4½" utilizando tasa de flujo normal. Trayectoria A-INY. ........................................63


4½"x4½" con una distribución de flujo ST x LT 35% - 65%. Trayectoria A-INY.............64


4½"x4½" con una distribución de flujo ST x LT 65% - 35%. Trayectoria A-INY.............64


B-INY (400m TVD; 1000m HZ)......................................................................................65


trayectoria B-INY (400m TVD; 1000m HZ). ...................................................................66

Figura 5.14 Perfil de presión para la configuración DP- 4½" x 4½". Trayectoria B-INY...67

Figura 5.15 Perfil de presión para la configuración DP- 5" x 4½". Trayectoria B-INY. ....67


DP- 4½"x 4½". Trayectoria B-INY. .................................................................................68


DP- 5"x 4½". Trayectoria B-INY. ....................................................................................68


utilizando tasa de flujo en condición de operación “normal”. Trayectoria B-INY. ............69

vi



B-INY..............................................................................................................................69


4½"x 4½" utilizando tasa de flujo normal. Trayectoria B-INY. ........................................70


4½"x4½" con una distribución de flujo ST x LT 35% - 65%. Trayectoria B-INY. ............70


4½"x4½" con una distribución de flujo ST x LT 65% - 35%. Trayectoria B-INY. ............71


C-INY (400m TVD; 500m HZ)........................................................................................72


trayectoria A-INY (500m TVD; 500m HZ). .....................................................................72

Figura 5.25 Perfil de presión para la configuración DP- 4½" x 4½". Trayectoria C-INY...73

Figura 5.26 Perfil de presión para la configuración DP- 4" x 4". Trayectoria C-INY. .......73


DP- 4½"x 4½". Trayectoria C-INY. .................................................................................74


DP- 4"x 4". Trayectoria C-INY. .......................................................................................74


utilizando tasa de flujo en condición de operación “normal”. Trayectoria C-INY. ............75



C-INY..............................................................................................................................76


4½"x 4½" utilizando tasa de flujo normal. Trayectoria C-INY. ........................................76


4½"x4½" con una distribución de flujo ST x LT 35% - 65%. Trayectoria C-INY. ............77


4½"x4½" con una distribución de flujo ST x LT 65% - 35%. Trayectoria C-INY. ............77

Figura 5.34 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de

gas. Trayectoria A-PROD. ...............................................................................................79


gas. Trayectoria A-PROD. Impacto de la tubería concéntrica de 1¼”. ..............................80

vii

Figura 5.36 Perfil de producción para la configuración DP- 3½" x 3½". CT 1¼” x 1”. Tasa

de gas inyectado 5000 m3/d. Trayectoria A-PROD. ..........................................................81


gas. Trayectoria B-PROD.................................................................................................82


gas. Trayectoria B-PROD. Impacto de la tubería concéntrica de 1¼”. ..............................83

Figura 5.39 Perfil de producción para la configuración DP- 4½" x 4½". CT 1¼” x 1”.

Tasa de gas inyectado 5000 m3/d. Trayectoria B-PROD. ................................................84

Figura 5.40 Presión dentro del revestidor ranurado para la configuración DP- 4½" x 4½".

CT 1¼” x 1”. Tasa de gas inyectado 5000 m3/d. Trayectoria A-PROD...........................85


gas. Trayectoria C-PROD.................................................................................................86


gas. Trayectoria C-PROD. Impacto de la tubería concéntrica de 1¼”. ..............................87

Figura 5.43 Perfil de producción para la configuración DP- 4½" x 4½". CT 1¼” x 1”.

Tasa de gas inyectado 5000 m3/d. Trayectoria C-PROD. ................................................88

viii

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 4.1 Valores de rugosidad a utilizar para las tuberías de los pozos inyectores de vapor.

........................................................................................................................................36

Tabla 4.2 Condiciones de yacimiento a utilizar en los pozos inyectores con trayectoria A-

INY..................................................................................................................................37

Tabla 4.3 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos inyectores de

vapor con trayectoria A-INY............................................................................................38

Tabla 4.4 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos

inyectores de vapor con trayectoria A-INY. .....................................................................38

Tabla 4.5 Variaciones de la distribución de inyección a evaluar en la simulación de los

pozos inyectores de vapor con trayectoria A-INY.............................................................38

Tabla 4.6 Mallas empleadas para la validación en la simulación de los pozos inyectores de

vapor con trayectoria A-INY............................................................................................39

Tabla 4.7 Condiciones de yacimiento utilizados en los pozos de trayectoria B-INY. ........40

Tabla 4.8 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos inyectores de

vapor con trayectoria B-INY. ...........................................................................................40


inyectores de vapor con trayectoria B-INY.......................................................................41


pozos inyectores de vapor con trayectoria B-INY.............................................................41

Tabla 4.11 Mallas empleadas para la validación en el Caso 2 de los pozos inyectores. .....41

Tabla 4.12 Condiciones de yacimiento a utilizar en los pozos inyectores con trayectoria C-

INY..................................................................................................................................43

Tabla 4.13 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos inyectores

de vapor con trayectoria C-INY. ......................................................................................43


inyectores de vapor con trayectoria C-INY.......................................................................44


pozos inyectores de vapor con trayectoria C-INY.............................................................44

Tabla 4.16 Mallas empleadas para la validación en el Caso 3 de los pozos inyectores. .....44

Tabla 4.17 Valores de rugosidad a utilizar para las tuberías de los pozos productores de

crudo................................................................................................................................48

ix

Tabla 4.18 Condiciones de yacimiento a utilizar en los pozos productores con trayectoria

A-PROD. .........................................................................................................................49

Tabla 4.19 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos productores

de crudo con trayectoria A-PROD....................................................................................49


productores de crudo con trayectoria A-PROD.................................................................50

Tabla 4.21 Mallas empleadas para la validación en el Caso 1 de los pozos productores. ...50


B-PROD. .........................................................................................................................52


de crudo con trayectoria B-PROD. ...................................................................................52


productores de crudo con trayectoria B-PROD. ................................................................53



C-PROD. .........................................................................................................................55


de crudo con trayectoria C-PROD. ...................................................................................55


productores de crudo con trayectoria C-PROD. ................................................................56


1

INTRODUCCION

La empresa Sincor desarrolla actualmente un proyecto de producción de petróleo

extra pesado en la faja petrolífera del Orinoco mediante el uso de los métodos térmicos de

producción con inyección de vapor SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage, por sus

siglas en inglés) y HASD (Horizontal Alternate Steam Drive, por sus siglas en inglés). La

elección y el adecuado diseño de la completación tienen gran impacto en el desempeño

productivo, confiabilidad y costo de una operación petrolera con el método SAGD.

Este proyecto esta dirigido a optimizar el diseño de pozos SAGD inyectores de

vapor y productores de crudo del Proyecto EOR de SINCOR. Para ello se utilizará como

herramienta principal el simulador “Thermal Wellbore Simulator” v1.0 2006 (TWBS)

desarrollado por Petrostudies.

Dentro de este proyecto se incluye un capitulo dedicado al manejo del programa

TWBS. El trabajo se compone de dos partes principales debido a que el programa simula

los pozos inyectores vapor y productores de crudo por separado.

En la primera parte, inicialmente se presenta un estudio teórico acerca del proceso

SAGD y de los criterios de diseño y optimización para sartas de completación de pozos de

este estilo

Luego se realiza la optimización de las sartas de completación de pozos inyectores

de vapor para tres casos distintos estudiando principalmente la tasa de flujo y presión del

vapor inyectado, diámetro de las tuberías, perfiles de presión entre fondo y superficie, entre

otros.

Seguidamente se incluye el estudio de optimización para la completación de pozos

productores correspondientes a cada uno de los casos estudiados anteriormente, evaluando

parámetros como: diámetros de tuberías de producción, tasas de inyección de gas para el

levantamiento artificial, presión de producción, entre otros.

Para terminar, se presentan las conclusiones y recomendaciones acerca del

proyecto.

2

CAPITULO 1: DESCRIPCION DEL PROYECTO

A continuación se realiza una descripción del proyecto, donde se presentan los

antecedentes del proceso de SAGD y del estudio realizado, el planteamiento del problema,

los objetivos del proyecto y la ubicación geográfica del mismo.

1.1 ANTECEDENTES

La teoría de recuperación de petróleos pesados usando el método SAGD con pozos

horizontales fue una idea concebida por el Dr. Roger Butler, un ingeniero de la compañía

Imperial Oil (Canadá) alrededor de los años 1969. Pero no fue sino hasta 1975 cuando la

compañía Imperial Oil pudo comenzar a desarrollar este nuevo concepto de producción de

crudo. Fue en 1980 cuando en proyecto piloto en Cold Lake (Canadá), se evaluó este

concepto convirtiéndose en uno de los primeros pozos productores horizontales en la

industria usando pozos verticales para la inyección de vapor. Luego de esto fue establecido

mediante estudios que para esta época el proceso era totalmente ineficiente [12].

Todo esto originó que se examinara el concepto de dos pozos horizontales (uno

inyector y el otro productor) en las arenas de Athabasca (Canadá) en 1992, obteniendo en

poco tiempo un flujo de producción de alrededor de 2000 BLPD a partir de tres pares de

pozos, mostrando así la viabilidad técnica del método de drenaje gravitacional asistido por

vapor [12].

Actualmente el método de SAGD es económicamente factible debido a los altos

precios del petróleo, lo que hace que este método y otros no convencionales, sean

aplicados debido al incremento considerable de la tasa recuperación del crudo. Cabe

destacar que la generación de vapor requiere altos costos de inversión y producción lo cual

define la viabilidad económica de un proyecto SAGD. Otro aspecto de interés es el alto

consumo de agua para generar vapor, lo cual incide en el manejo de fuentes hidrológicas

de la zona en la cual se ejecutará el proyecto SAGD [12].

A partir del desarrollo de este método, se han comenzado a diseñar simuladores que

meditante el concepto desarrollado por el Dr. Roger Butler, sean capaces de representar los

complejos fenómenos de flujo multifásico que se presentan en el proceso de SAGD. Tal es

3

el caso de los simuladores Qflow de Fractical Solutions y TWBS de Petrostudies que son

capaces de representar los aspectos térmicos e hidráulicos del proceso de SAGD dentro de

los pozos inyectores de vapor y productores de crudo. Estas herramientas contribuyen de

manera importante al mundo petrolero, ya que son capaces de estudiar la factibilidad de

utilizar este método en determinada zona y optimizar el dimensionamiento de los pozos

para producir los máximos beneficios económicos.

Actualmente en Sincor se esta desarrollando el Proyecto EOR, el cual contempla la

utilización del método SAGD como uno de los métodos de producción para unas

determinadas zonas en la Faja Petrolífera del Orinoco. La empresa TOTAL (Francia)

realizó un estudio conceptual del proyecto en el año 2006 con el objetivo de evaluar el

potencial del proyecto [10]. En el area de completación de pozos se realizaron diversas

simulaciones con el simulador PROSPER de la compañía IPM, para determinar los casos

bases a estudiar a futuro en el desarrollo del proyecto.

La principal limitación de los cálculos realizados, radicaba en que las simulaciones

realizadas no consideraban el efecto del vapor en los pozos productores, mejor conocido

como “steam lift”. Este es un efecto ventajoso ya que debido a la pérdida de presión

producida a lo largo del pozo productor, el agua líquida pasa nuevamente a fase gaseosa

disminuyendo la densidad del fluido y aliviando el peso de la columna del mismo o

contrapresión. Esto traerá como efecto positivo, una reducción en la cantidad de energía

requerida en el fondo del pozo para movilizar todo el fluido desde el yacimiento hasta la

superficie.

Uno de los objetivos de este trabajo, tal como se indica en la sección 1.4.2 será la

optimización de las sartas de completación preseleccionadas en el estudio conceptual

realizado por TOTAL [10]. Para este estudio se utilizará el programa TWBS, el cual es un

simulador donde se acoplan cálculos de flujo de entre yacimiento y las tuberías y dentro de

estas. El simulador TWBS si considera el efecto del vapor, por lo que esta herramienta

permitirá evaluar el efecto del “steam lift”.

4

1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

En la actualidad, la empresa Sincor esta desarrollando un nuevo proyecto

denominado Proyecto EOR (Enhance Oil Recovery, por sus siglas en inglés) en el Area de

Junín de la Faja Petrolífera del Orinoco. Este proyecto esta enfocado a la producción de

petróleo utilizando métodos de recuperación térmica debido a que los crudos encontrados

en esta zona son extrapesados 8,8 ºAPI. Específicamente el proyecto esta enfocado en dos

métodos: el método de HASD y el método SAGD.

Como dicho proyecto se encuentra en la fase de desarrollo, es necesario realizar

una gran cantidad de estudios teóricos, revisión de experiencias de campo y simulaciones

numéricas de los fenómenos y procesos presentados en todas las áreas del mismo para

lograr que los métodos de producción utilizados sean lo más eficientes posibles y en

consecuencia una mejora del proyecto económicamente.

Enfocando el proyecto desde el punto de vista del modelaje numérico y el uso de

simuladores para representar los procesos que se encuentran en el área petrolera, diversas

compañías han desarrollado programas y simuladores para la representación de diversos

procesos. La gran mayoría de los programas desarrollados, están dirigidos a la simulación

de yacimientos, siendo este el aspecto más importante cuando se va realizar un estudio

petrolero. Existen también otra gran cantidad que estudian el flujo de los diversos

componentes en la producción del crudo dentro de tuberías.

En los últimos años han comenzado a desarrollarse nuevos simuladores que

representan el acoplamiento entre el yacimiento y las tuberías por donde se produce el

fluido desde el yacimiento (sarta de completación del pozo). Estos programas solucionan

problemas muy complejos desde el punto de vista numérico ya que realizan cálculos de

flujo multifásico y transferencia de calor, de fluidos que van desde el yacimiento al interior

de las tuberías y desde aquí hacia la superficie.

Es importante mencionar que al realizar la revisión bibliográfica, se encontraron

muy pocos estudios de simulaciones realizados, del mismo tipo que este proyecto,

principalmente por lo novedoso del tema de estudio. Los programas capaces de simular el

proceso SAGD que se presenta en este estudio están limitados a solo dos: TWBS y Qflow,

5

lo cual le otorga una gran importancia al trabajo realizado por la significativa contribución

que éste aportará.

El principal objetivo de estos programas es optimizar el proceso de producción del

petróleo, principalmente optimizando el dimensionamiento de las tuberías utilizadas a

pesar de que la completación de un pozo representa la unión de muchos estudios que,

aunque realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la obtención del

petróleo.

Es por eso que se realizará la optimización de la completación de los pozos

(inyectores y productores) de tipo SAGD a partir del estudio conceptual realizado por la

empresa TOTAL [10], usando como herramienta de trabajo el simulador TWBS de la

compañía Petrostudies.

1.3 OBJETIVOS

1.3.1 Objetivo General

Realizar la optimización de la completación de los pozos SAGD, mediante el uso

del programa TWBS. El alcance de la optimización de la completación incluye la selección

del tamaño de la tubería de revestimiento o revestidor del hoyo productor, de las tuberías

de producción/inyección, y de las tuberías de inyección de gas del sistema de

levantamiento. Para ello será necesario definir los criterios a seguir para seleccionar la

completación óptima de los pozos.

1.3.2 Objetivos Específicos

· Optimizar el tamaño de las tuberías de la sarta de completación de los pozos

inyectores de vapor del método SAGD.

· Optimizar el tamaño de las tuberías de la sarta de completación de los pozos

productores de crudo del método SAGD.

· Evaluar el efecto de “steam lift” producido por la presencia del vapor en las

simulaciones de los pozos productores de crudo.

6

· Optimizar la tasa de gas de inyección para el levantamiento artificial en los pozos

productores de crudo del método SAGD.

1.4 UBICACIÓN

1.4.1 Faja Petrolífera del Orinoco

La Faja Petrolífera del Orinoco es el territorio que ocupa la franja meridional de la

Cuenca Oriental de Venezuela, al sur de los Estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y

Delta Amacuro, paralela al curso del río Orinoco. Abarca una extensión de 600 Km. de

este a oeste y 70 Km. de norte a sur, con un área aproximada de 55.314 Km2 y donde solo

son explotados unos 11.593 Km2 en la actualidad. Se estima que la faja tiene un POES

(Petróleo original en el sitio) de 1360 MMMBLS con 40 MMMBLS probados de reserva.

El primer pozo perforado en la Faja fue el “Canoa-1”, en el año de 1936, el cual resultó

seco. El campo fue descubierto el 14 de Noviembre de 1938 por el pozo “Zuata-1”.

Posteriormente la faja estuvo en inactividad hasta la campaña exploratoria de Petróleos de

Venezuela S.A., durante el periodo 1978-1983, lo anterior debido a que el nivel

tecnológico desarrollado hasta el momento hacía que la producción de la Faja no fuese un

negocio rentable. Nuevos desarrollos y técnicas de producción hicieron posible la

explotación de la faja mediante pozos horizontales y multilaterales, reduciendo

significativamente los costos de producción.

En el año 2007, la Faja Petrolífera del Orinoco fue dividida en cuatro zonas de

exploración y producción denominadas: Boyacá (antes Machete), Junín (antes Zuata)

donde operan las Asociaciones Estratégicas Sincor y Petrozuata, Ayacucho (anteriormente

Hamaca) donde opera la Asociación Estratégica Ameriven y Carabobo (antes Cerro

Negro) donde se encuentra la Asociación Estratégica (Cerro Negro). La Figura 1.1 muestra

la ubicación de estas zonas de explotación.

7

Figura 1.1 Ubicación geográfica del área de la Faja del Orinoco e identificación de las cuatro zonas deexplotación: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo.

1.4.2 Sincor, Sincrudos de Oriente C.A.

Sincor, Sincrudos de Oriente C.A., es una asociación estratégica basada en la

Autorización del Congreso de Venezuela y en el Convenio de Asociación del 20 de

Noviembre de 1997 entre los Accionistas TOTAL de Francia (47%), PDVSA de

Venezuela (38%) y STATOIL de Noruega (15%). El objetivo es la producción de 200

MBPD de petróleo extrapesado de 8,8 °API proveniente de la zona Junín de la Faja

Petrolífera del Orinoco, por un periodo de 35 años a partir de la producción comercial

iniciada en 2001. El crudo es transportado hacia el “Mejorador” en el Complejo Industrial

Petroquímico y Petrolero “General de División Antonio José de Sucre” ubicado en la

población costera de Jose al norte del Estado Anzoátegui, luego de que es diluido con nafta

de 41 °API. Se transportan 280 MBPD de 17 °API aproximadamente. La tubería de

bombeo entre Junín y Jose es compartida con Petrozuata, el sistema consta de dos tuberías

de 200 Km. cada una, usadas para enviar el crudo diluido y retornar el diluyente desde el

“Mejorador” hasta la zona de producción.

El crudo que llega al “Mejorador” es tratado en unidades de destilación

atmosférica y de vacío, coquificación retardada, hidrotratadora e hidrocraqueo para

producir al final 180 MBPD de petróleo sintético de 32 °API, llamado Zuata Sweet como

se muestra en la Figura 1.2, con menos de 0,1% de azufre y 3 ppm de metales, listo para su

comercialización en el exterior. Además se tienen otros productos secundarios que son:

8

900 TONPD de azufre y 6000 TONPD de “coque”, que también están destinados al

mercado de exportación.

Figura 1.2 Muestra de crudo extrapesado (izquierda) y de crudo sintético “Zuata Sweet” producidos porSincor.

La ubicación geográfica del area destinada a ser explotada por Sincor esta

ubicada específicamente en el área de San Diego, al sur del Estado Anzoátegui, en el

bloque de Junín de la Faja Petrolífera del Orinoco, la cual tiene una extensión total de 500

Km2 aproximadamente.

9

CAPITULO 2: MARCO TEORICO

2.1 CONCEPTOS BASICOS

2.1.1 Petróleo

Mezcla líquida de muchas sustancias, principalmente compuestas de hidrógeno y

carbono (hidrocarburos). El petróleo crudo varía en apariencia desde incoloro hasta

completamente negro, posee un olor aromático como el de la gasolina (depende de la

concertación de los compuestos) y una gravedad específica entre 0,78 y 1,00

(correspondiente a 50° API y 10° API, respectivamente) [1]. De acuerdo a su gravedad se

clasifican en:

· Crudo Liviano > 30° API.

· Crudo Medio 22-30° API.

· Crudo Pesado < 22° API.

2.1.2 Yacimiento

Acumulación de petróleo y/o gas en una roca porosa. Un yacimiento petrolero

normalmente contiene petróleo, gas y agua; los cuales se encuentran dentro del yacimiento

en secciones distintas debido a sus gravedades variantes. El gas siendo el más ligero esta

por encima, el petróleo la parte intermedia y el agua la parte inferior [1].

2.1.3 Pozo

Hoyo que ha sido perforado desde la superficie hasta el lugar del yacimiento para

realizar la recuperación de los fluidos que se encuentren dentro del mismo. Pueden ser

perforados de forma vertical, con direccionamiento (inclinados) o totalmente horizontales;

dependiendo de los parámetros del yacimiento como se muestra en la Figura 2.1 y Figura

2.2.

10

Figura 2.1 Diversas formas de perforación del estrato productor. (A) Vertical. (B) Direccional (C)Inclinado (Barberii, E., 1998).

Figura 2.2 Otras formas de perforación de pozos. (D) Plataforma donde se pueden perforar varios pozos. (E)Pozos perforados de forma vertical (Barberii, E., 1998).

2.1.4 Completación del pozo

Luego de perforar el hoyo se introducen o corren las tuberías de revestimiento y se

procede a inyectar cemento en el espacio anular entre el hoyo y el revestidor en cada

sección del pozo, para luego introducir las tuberías de producción que servirán para llevar

el crudo desde el yacimiento hasta la superficie. El diseño de la completación juega un

factor muy importante a la hora de la recuperación del crudo en donde influyen una gran

cantidad de factores [1]. La sarta de completación puede ser de diversos tipos:

· Completación sencilla: Este tipo de completación es la clásica y consta de una sola

tubería para la producción, la cual se encuentra dentro de un revestidor ranurado

que es por donde ingresa el crudo proveniente del yacimiento. Existen diversas

modalidades de producción con este tipo de completación debido a que el fluido es

producto de un solo yacimiento pero puede fluir únicamente por la tubería de

11

producción o a su vez puede ir por esta y además, por la sección anular entre esta

tubería y el revestidor [1].

· Completación doble: Existen varios tipos de terminaciones dobles. Una esta

orientada a la producción de dos yacimientos distintos mediante un mismo pozo y

para este tipo de completación es posible usar la opción descrita en el punto

anterior donde el fluido es producido por una tubería y por el espacio anular entre

esta y el revestidor, cada uno de estos flujos provenientes de distintos yacimientos.

Por otra parte también se denomina completación doble cuando se usan dos

tuberías dentro del revestidor ya sea para producir uno o dos yacimientos por el

mismo pozo [1].

2.1.5 Levantamiento artificial

Dependiendo de las condiciones del yacimiento (generalmente la presión), es posible

que el pozo sea eruptivo y que dicha presión sea capaz de levantar la columna de fluido y

traerla a la superficie sin ninguna ayuda. En el caso de no verificarse las condiciones

requeridas por la situación anterior, se debe usar algún método de levantamiento artificial

para producir el crudo [1]. Entre esos métodos tenemos:

· Bombeo mecánico: Este bombeo se realiza para yacimientos que tienen cierta

presión para que el petróleo tenga cierto nivel en el pozo y lo que se hace

mediante un balancín es succionar el petróleo y desplazarlo hacia la superficie.

· Bombeo hidráulico: En este tipo de producción se inyecta un fluido presurizado

por una tubería hacia una bomba de subsuelo donde esta cambia esta energía a

energía de presión para entregársela al fluido a producir.

· Bombeo con bombas BCP: Las bombas de Cavidad Progresiva son máquinas

rotativas de desplazamiento positivo, compuestas por un rotor metálico, un

estator cuyo material es elastómero generalmente, un sistema motor y un

sistema de acoples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a través de

cavidades sucesivas e independientes que se desplazan el fluido desde la

succión hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del

estator.

12

· Levantamiento artificial por gas: Mediante este método, se inyecta por una

tubería un flujo de gas continuo o intermitente, con el objetivo de reducir la

densidad de la columna hidrostática de fluido haciendo así que el pozo fluya

más fácilmente, ya que el diferencial de presión necesario entre el yacimiento y

superficie para la producción será menor.

2.1.6 Petróleo pesado y sus métodos de recuperación

Actualmente, la mayoría de los recursos petroleros existentes en el mundo

(alrededor de un 70 %) están compuestos por hidrocarburos pesados y extrapesados (muy

viscosos y de densidades API bajas). La producción de estos tipos de crudo debido a sus

características es muy difícil y costosa, pero a causa del agotamiento de los yacimientos

convencionales y el alto precio del petróleo en el mercado, se han comenzado a desarrollar

técnicas y procesos para mejorar y disminuir los costos de la producción e incrementar el

porcentaje de recuperación de dichos crudos [6].

Existen diferentes métodos para la recuperación de petróleo. Estos métodos se

dividen en dos grupos principales dependiendo de la temperatura a la cual se encuentre el

fluido. Esto se debe a que la viscosidad del petróleo posee una gran dependencia respecto a

la temperatura del mismo. Los métodos de producción en frío, son aplicados cuando la

temperatura a la que se encuentre el yacimiento hace que la viscosidad del crudo que está

en el mismo sea lo suficientemente baja para que fluya por si solo. Cuando es necesario

disminuir la viscosidad del fluido para que este pueda ser producido hablamos de los

métodos de recuperación en caliente [6].

Es posible realizar la producción en frió de petróleos pesados, pero es necesario realizar

una inyección de diluyentes para lograr la disminución de la viscosidad y a su vez, utilizar

algún método de levantamiento artificial (bombas electro-sumergibles BES o bombas de

cavidades progresivas BCP) para poder movilizar el crudo hacia la superficie. Estos

métodos presentan una gran desventaja: el porcentaje de recuperación se encuentra entre 6

% y 12 % [6].

Los métodos de recuperación en caliente han entrado en escena en los últimos años

para poder lograr la producción de los crudos pesados y extrapesados. Al igual que todos

13

los métodos de producción de petróleo, tienen ventajas y desventajas. Los métodos

térmicos de recuperación del petróleo incrementan considerablemente el porcentaje de

recuperación del mismo (EOR, siglas en inglés), pero a su vez, incrementan la inversión y

los costos de producción con respecto a los métodos de producción en frío [6].

Entre los métodos térmicos de recuperación se encuentran:

· La extracción de petróleo asistida con vapor (VAPEX).

· La estimulación cíclica por vapor de agua o inyección intermitente de vapor (CSS).

· El desplazamiento por vapor de agua.

· El método de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD).

· Inyección continua de vapor de forma alterna entre pozos horizontales (HASD).

Todos estos métodos utilizan vapor de agua para lograr el calentamiento del

yacimiento y así la disminución de la viscosidad del crudo. Esta es otra de las limitaciones

de este tipo de métodos debido a que necesitan ser tratadas grandes cantidades de agua

para poder ser aplicados [6].

2.2 PROCESO SAGD

El proceso denominado SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage, en español,

Escurrimiento Asistido por Vapor y Gravedad), es un método térmico usado para la

recuperación de crudos pesados, aunque inicialmente, se originó para la recuperación de

bitumen debido a que la aplicación de los métodos convencionales sería totalmente

ineficiente ante la gran viscosidad que tienen estos compuestos.

14

Figura 2.3 Esquema de pozos del proceso de SAGD. El pozo inyector de vapor se ubica por encima del pozoproductor de crudo [10].

El proceso consta de dos pozos horizontales, uno por encima del otro tal como se

muestra en la Figura 2.3. El pozo superior, se denomina pozo inyector de vapor, mientras

que el inferior se llama pozo productor. Generalmente la separación vertical entre los

pozos varía de 5 a 10 metros. Los pozos son perforados horizontalmente para incrementar

el área del reservorio que esta en contacto con el pozo productor y poder incrementar la

tasa de recuperación del crudo. Lo anterior es debido a que el espesor de los yacimientos

tiene un tamaño que origina que la producción mediante un pozo vertical no sea lo más

óptimo debido a que esta distancia es muy pequeña para que la producción de crudo

mediante un pozo vertical sea económicamente viable.

Mediante el pozo superior, se produce la inyección de vapor al reservorio para

formar la denominada “cámara de vapor”. Lo anterior, es debido a que la viscosidad del

crudo es altamente dependiente de la temperatura, es decir, una vez que se comienza a

inyectar vapor a una determinada temperatura, la viscosidad del crudo comienza a

disminuir hasta un punto que el mismo, por efecto de la gravedad, comienza a fluir hacia el

15

pozo productor y se da la formación de dicha cámara. Esto se puede apreciar en la Figura

2.4.

Figura 2.4 Diseño conceptual del proceso de SAGD.

Una vez que el vapor transfiere su energía al crudo mediante una transferencia de

calor por conducción, este se condensa formando agua la cual drena junto con el crudo

hacia el pozo productor, para posteriormente ser llevado a la superficie sin ninguna ayuda

o por algún método de levantamiento artificial de ser necesario. La estrategia adoptada en

SAGD para la producción, es mantener la presión del yacimiento en un valor constante,

debido a que una disminución de la presión podría generar el cambio de fase del agua

liquida a vapor perdiendo en este proceso energía calórica que ocasionará un enfriamiento

en la mezcla de crudo y agua, lo que aumentará la viscosidad del crudo.

En el proceso de SAGD influyen muchos factores, algunos de estos pueden

controlarse o modificarse, mientras que otros no. El factor más importante en dicho

proceso es la calidad del yacimiento. En el grupo de factores que son invariables se

encuentran las propiedades del yacimiento: tamaño, profundidad, permeabilidad,

viscosidad del crudo, zonas de gas o agua que se encuentren por encima o por debajo del

mismo. Estos parámetros afectan directamente al proceso por lo que deben realizarse un

estudio de los mismos para poder evaluar la efectividad que pueda tener el método de

recuperación de crudo SAGD [7].

16

Las condiciones de operación de dicho proceso, son el otro grupo de factores de

gran influencia para el SAGD. Entre estas factores están: la presión de inyección del vapor,

la tasa de vapor a inyectar, la distancia entre el pozo inyector y el pozo productor, la

presión mínima de producción, la tasa de flujo a producir, el espaciamiento que habrá entre

los pares de pozos horizontales, entre otras [7]. Estos factores (los cuales pueden ser

modificados) van llevados de la mano con las propiedades del reservorio y la decisión de

ajustarlos dependerá de dichas propiedades.

Una de las claves para maximizar la eficiencia del proceso de SAGD, es la fase de

inicialización. Para poder dar comienzo a la producción de crudo, debe aparecer la

comunicación hidro-térmica a lo largo de los dos pozos, la cual se considera uno de los

factores más importantes en dicho proceso. Dicha comunicación se logra con una

distribución del vapor lo más uniforme posible, para formar la llamada “cámara de vapor”

de la misma manera [11]. Dependiendo de la viscosidad que posea el crudo inicialmente en

el yacimiento y el gradiente geotérmico existente, es posible que se necesite inyectar vapor

tanto en el pozo inyector como en el productor para poder establecer dicha “comunicación”

entre los mismos o también puede ser posible que esta inyección de vapor no sea necesaria[7].

Dicha inyección de vapor al reservorio se deberá realizar durante determinado

tiempo, para poder lograr las condiciones óptimas (comunicación hidro-térmica,

viscosidad) y de esta forma dar inicio a la producción. Esta fase es muy importante en el

proceso de SAGD y es llamada fase de Precalentamiento. El tiempo de duración de la

misma depende principalmente de la distancia existente entre los pozos y de la

permeabilidad del yacimiento. A medida que se incremente la distancia entre los pozos, el

tiempo de esta fase aumentará para que se pueda producir dicha comunicación hidro-

térmica [7].

Otro factor muy importante y de gran influencia es el control de la producción de

vapor, mejor conocido como “trapa de control de vapor” [7]. Dicho parámetro esta

relacionado con la cantidad de fluido que se encuentra por encima del pozo productor

drenando hacia este. La importancia de este factor es debida a que si el nivel del fluido esta

muy por encima del pozo productor la temperatura del fluido que ingresará dentro del pozo

será baja por lo que la tasa de producción disminuirá y hará el proceso ineficiente ya que

17

no se estará aprovechando de la mejor manera la inyección del vapor. De forma contraria,

si dicho nivel esta muy cercano al pozo productor, puede comenzar a producirse vapor que

ocasionará a su vez la producción de arena, por lo que el revestidor sufrirá daños.

Por lo anterior, existe una condición óptima para la producción que está

directamente relacionada con el valor del parámetro sub-cool. El anterior es el diferencial

de temperatura existente entre la temperatura de saturación a la presión de la cámara de

vapor y la temperatura actual a la que se encuentre el fluido que esta ingresando dentro del

pozo para la producción. Mediante este parámetro se relacionan los pozos inyectores y

productores para operar a la condición de mejor eficiencia. El valor óptimo para este

parámetro se encuentra entre 10 °C y 20 °C. Si este valor está entre 0 °C - 5 °C estará

entrando vapor dentro del revestidor ranurado lo que generará un daño en el mismo porque

puede originar la producción de arena y además de esto se inyecta una cantidad de vapor

innecesaria. Cuando dicho valor se encuentra por encima de los 30 °C – 35 °C

posiblemente el desarrollo de la cámara de vapor se retarde y en algunos casos cuando el

valor es más alto se detenga generando una inundación de la misma.

La gran ventaja del proceso SAGD es que el factor de recuperación estimado para

este método oscila entre 50 % y 70 %, siendo considerablemente mayor que la de los

métodos de producción en frío [6].

2.3 COMPLETACIÓN DE POZOS SAGD

2.3.1 Diseño de una sarta de completación

2.3.1.1 Fundamentos

El objetivo principal del diseño de una sarta de completación de pozos SAGD, es

lograr el desarrollo de la cámara de vapor y obtener un perfil de producción, de la manera

más uniforme posible a lo largo de toda la sección horizontal de los pozos. Si alcanzamos

estos objetivos, el proceso incrementará su eficiencia de forma considerable.

18

Existen diversos factores que influyen para lograr un diseño óptimo: presión y

temperatura del yacimiento, tamaño y características del yacimiento, separación vertical

entre los pozos, capacidad de las instalaciones de superficies, tasas máximas de inyección

y producción, propiedades de los materiales para realizar la completación (tuberías,

válvulas, etc.), entre otros.

Dicha uniformidad está directamente relacionada con la presión existente dentro de

los revestidores de los pozos (inyectores o productores). Si la caída de presión a lo largo

del interior del revestidor de un pozo inyector es elevada, se producirá una mayor

inyección de vapor hacia el yacimiento por los sectores del revestidor donde se encuentre

la mayor presión generando el desarrollo no uniforme de la cámara de vapor, además de la

disminución de la calidad del vapor donde la caída de presión sea más elevada. Para el

caso de que el diferencial de presión sea elevado en un pozo productor, más flujo drenará

por la zona donde haya una menor presión, lo cual pudiese ocasionar que en ese lugar

comience a ingresar vapor al pozo productor y tenga como efecto una disminución en la

tasa de producción de crudo y en la eficiencia del proceso.

Basado en lo anterior, uno de los objetivos que se tiene al diseñar una sarta de

completación de este tipo, es obtener una pérdida de presión en el fluido a lo largo del

revestidor menor a 50 KPa [10].

Otro de los objetivos importantes al momento de realizar un diseño, es la reducción

de las perdidas de energía en el fluido a lo largo de toda la completación (desde superficie

a yacimiento o viceversa) del pozo para obtener la mayor eficiencia posible en el proceso.

2.3.1.2 Pozos Inyectores

La función principal de los pozos inyectores es la creación y desarrollo uniforme de

la cámara de vapor. Para que esto ocurra, es muy importante que la inyección de vapor sea

de forma constante a lo largo del revestidor [10].

En consecuencia, la completación de los pozos inyectores es diseñada generalmente

de tipo dual, es decir, la inyección de vapor se distribuye por dos tuberías para lograr el

objetivo principal, ya sea variando la ubicación de los puntos de inyección y/o el

19

porcentaje de vapor que se inyectará por cada tubería [10]. Esta completación puede

configurarse de dos maneras: paralela o concéntrica.

Esta sarta debe diseñarse para inyectar hacia el yacimiento un flujo máximo de

vapor, teniendo en cuenta las restricciones de las instalaciones de superficie (presión

máxima y flujo máximo de inyección). Las dimensiones de las tuberías deben calcularse

para obtener las menores pérdidas de energía posible. Esto es hecho con el objetivo de que

la disminución de la calidad del vapor a inyectar sea la menor posible. La ubicación de los

puntos de descarga de las tuberías, es decir, los puntos de inyección, se realiza

generalmente colocándolos a una distancia cercana de donde comienza y termina el

revestidor para la tubería corta y la tubería larga respectivamente. Lo anterior se hace para

disminuir la caída de presión e inyectar una tasa de vapor lo más uniforme a lo largo del

revestidor.

2.3.1.3 Pozos Productores

La sarta de completación de un pozo productor esta diseñada para movilizar desde

el yacimiento hacia superficie una tasa máxima de flujo estimada, minimizando las

pérdidas de energía y cumpliendo con la limitación de la presión mínima a la que se pueda

producir en cabezal. Al igual que en los pozos inyectores, la caída de presión dentro del

revestidor deberá ser menor a los 50 KPa con la finalidad de obtener un perfil de

producción uniforme [10].

El diseño de la sarta de completación de un pozo productor puede ser de tipo

sencilla o dual, por lo que es necesario estudiar cual es la opción más óptima para el caso

que se tenga, siendo el factor más influyente para este punto la longitud del revestidor [10].

Uno de los factores a revisar cuando se realizan los estudios del proceso de SAGD,

es la verificación de la posibilidad que el pozo produzca sin ninguna ayuda (pozos

eruptivos) o si es necesario algún método de levantamiento artificial. De ser necesario el

levantamiento artificial, se debe determinar el método a utilizar dependiendo de los

requerimientos del sistema.

20

Para calcular este requerimiento se puede utilizar la ecuación del gradiente de

elevación. Con dicha ecuación se puede definir que sistema o sistemas de elevación

artificial deberían ser evaluados en el diseño.

10)(×

-=

ZvTHPBHPG (Ecuación 2.1) [10]

donde:

:BHP Presión de fondo en condiciones de flujo [bar].

:THP Presión de cabezal requerida para producir el flujo [bar].

:Zv Profundidad vertical del pozo [m].

El criterio que permite escoger el método de levantamiento artificial se presenta a

continuación:

Si 3,0<G se necesita utilizar una bomba.

Si 5,03.0 << G se necesita inyectar una gran cantidad de gas para el levantamiento.

Si 15.0 << G se necesita inyectar una baja cantidad de gas para el levantamiento.

2.3.2 Optimización del diseño de una sarta de completación

Muchos de los parámetros que se diseñan en una sarta de completación son

dependientes entre si, por lo que una vez que se ha definido un primer diseño base

mediante un estudio conceptual del proceso, es necesario realizar sensibilidades en

distintos parámetros para optimizar al máximo el diseño del proceso de SAGD y obtener la

mayor eficiencia posible en cada situación.

La importancia de realizar esta cantidad de sensibilidades en diversos parámetros se

encuentra en poder verificar cual es el impacto que tienen en el diseño para poder

cuantificar su importancia y definir cuales serán los que se estudiarán con mayor énfasis en

las simulaciones que se realicen.

Por lo general todos estos parámetros a estudiar están siempre limitados por un

valor máximo, mínimo o ambos dependiendo de cual sea el caso. Esto facilita un poco la

21

tarea de optimizar el diseño de la completación debido a que disminuye el número de casos

a estudiar, ya que a la hora de realizar la optimización de los tamaños de las tuberías, es

muy importante considerar una gran gama de casos para poder determinar cual es la opción

óptima desde diversos puntos de vista: energética, económica y operacional.

Además de diseñar para una tasa de flujo máximo (inyección o producción),

también se debe considerar que las propiedades del yacimiento pueden ser distintas de las

que sean estimadas inicialmente, por lo que al realizar el diseño se debe tener muy en

cuenta que este es un factor de gran influencia. En consecuencia, no se debe realizar el

diseño para la situación más óptima debido a que cualquier variación en los parámetros de

yacimiento podría hacer que el diseño y optimización realizados quedasen totalmente

ineficientes.

Otro factor muy importante a considerar, es la manera de la cual se operará el pozo.

Es posible que en determinados momentos en la vida del pozo se tenga que inyectar más o

menos vapor para un pozo inyector o de igual forma, se tenga que producir más o menos

crudo por alguna de las tuberías de un pozo productor, todo esto debido a un desarrollo no

uniforme de la cámara de vapor. Por todo esto, se hace necesario verificar como afectaría a

los resultados de las simulaciones de un proceso SAGD, un modo de operación de este tipo

para la optimización del diseño.

22

CAPITULO 3: SOFTWARE TWBS

3.1 THERMAL WELLBORE SIMULATOR

El programa TWBS (Thermal Wellbore Simulator) permite la simulación del

proceso de SAGD. El mismo, es un modelo numérico para simular las condiciones de flujo

dentro de las tuberías de un pozo SAGD (inyector o productor), en estado estacionario.

Esta diseñado para trabajar en el sistema operativo de Windows Microsoft.

TWBS trabaja utilizando el método de diferencias finitas, realizando una

discretización a lo largo de toda la trayectoria de la sarta de completación del pozo. Esto se

logra mediante la partición de dicha trayectoria en segmentos finitos, mediante un número

n de segmentos ingresado por el usuario.

3.2 MODELO NUMERICO

El modelo fijará el balance de energía y los balances molares de los componentes

en cada segmento, para luego calcular los valores de presión, temperatura, saturación y

composición de las fases, en cada segmento. El software emplea el método de Newton

Raphson. La solución del modelo numérico implicará la generación de una matriz

jacobiana, para que mediante la matriz inversa de la misma, se calculen las incógnitas,

realizando un proceso iterativo en donde los valores calculados se van actualizando, hasta

que se cumplan las tolerancias establecidas para todos los segmentos. La solución obtenida

no es una solución secuencial que va de un segmento al siguiente, sino, una solución

simultánea para todos los segmentos [8].

Para lograr la convergencia del modelo, se deben ingresar los siguientes

parámetros: “component equation factor”, “energy equation factor” y “pseudo-

compressibility”. Sin embargo, como los valores adecuados para lograr la solución (si es

posible encontrar una) no son conocidos, se suministra al software un rango de valores a

cada uno de dichos parámetros, para que el programa realice todas las combinaciones

posibles que fueron dadas, hasta encontrar la solución [8].

23

El software calculará para cada segmento un valor de temperatura, presión,

composición de sus fases, saturación de agua, saturación de crudo y saturación de gas, los

cuales dependerán tanto del largo del segmento como del diámetro del mismo [8].

3.2.1 Cálculos del perfil de presión

Para calcular el gradiente de presión y la tasa de flujo entre cada segmento y el que

le sigue de cada una de las tuberías se utiliza la correlación de flujo multifásico de Begg’s

and Brill. La misma, puede usarse para cualquier situación de flujo: vertical, horizontal o

inclinado. Cabe destacar que esta correlación supone el flujo de todas las fases presentes en

una sola dirección, es decir, no es posible simular que una fase liquida del fluido se

encuentre en contra-corriente con la fase gaseosa para un mismo segmento.

3.2.2 Cálculos de temperatura

Para los cálculos de temperatura a lo largo del pozo, se determina la transferencia

de calor entre las tuberías concéntricas y de los revestidores con el reservorio,

considerando, solo la transferencia por conducción. Al programa se le deberá ingresar para

cada segmento, un coeficiente global de transferencia de calor U0, el cual incluirá el

espesor de la tubería, el aislamiento de la misma y cualquier otra contribución existente. La

ecuación [] es usada para el cálculo de la transferencia de calor:

TAUQ D= 00 (Ecuación 3.1)

donde:

Q : Flujo de calor por unidad de tiempo [ ]W .

0U : Coeficiente global de transferencia de calor úûù

êëé

°KmW.2 .

0A : Area de transferencia de calor correspondiente al diámetro externo de la tubería y la

longitud del segmento [ ]2m .

TD : Diferencia de temperatura existente entre el segmento interior de la tubería y su

correspondiente en el reservorio, o el segmento interior de la tubería y su correspondiente

en el espacio anular de la tubería concéntrica [ ]K° .

24

3.2.3 Cálculos de viscosidad

La viscosidad de los componentes para cada fase, puede ser determinada de dos

formas dependiendo cuales datos se ingresen. Al programa se le puede introducir una tabla

con los valores de viscosidad contra temperatura o el cálculo puede realizarse mediante

una correlación por lo que habrá que suministrar los 3 coeficientes de la misma (Ai, Bi,

Ci)[8].

Para la fase liquida, se usara la siguiente ecuación:

nxn

xx mmmm .....2121= (Ecuación 3.2) [8]

donde:

m : Viscosidad de la fase liquida [ ]cp .

im : Viscosidad de cada uno de los componentes en la fase [ ]cp .

ix : Fracción molar de cada uno de los componentes en la fase [adimensional].

Para cada uno de los componentes, la viscosidad im se determina mediante la tabla

ingresada o usando la correlación siguiente:

i

i

CTB

ii eA -=m (Ecuación 3.3) [8]

donde:

iA : Primer coeficiente de la correlación [ ]cp .

iB : Segundo coeficiente de la correlación [ ]K° .

iC : Tercer coeficiente de la correlación. [ ]K° .

T : Temperatura en el segmento correspondiente [ ]K° .

Para la fase gaseosa, se realizan los siguientes cálculos:

25

nn xxx mmmm +++= ...2211 (Ecuación 3.4) [8]

donde:

m : Viscosidad de la fase gaseosa [ ]cp .

im : Viscosidad de cada uno de los componentes en la fase [ ]cp .


Para cada componente se procede de igual forma que para la fase liquida, utilizando

la tabla o mediante la siguiente correlación:

( ) iBiii CTA +=m (Ecuación 3.5) [8]

donde:

iA : Primer coeficiente de la correlación [ ]Kcp °/

iB : Segundo coeficiente de la correlación [adimensional].

iC : Tercer coeficiente de la correlación. [ ]K° .

T : Temperatura en el segmento correspondiente [ ]K° .

3.2.4 Cálculos de densidad

Para la fase líquida (agua y crudo) la densidad es calculada mediante la ley de

Amagat[8] de suma de volúmenes:

nnVxVxVxV +++= ...2211 (Ecuación 3.6) [8]

Donde:

V : Volumen específico de la fase líquida [ ]gmolm /3 .

26

iV : Volumen especifico de cada uno de los componentes de la fase [ ]gmolm /3 .


El volumen específico para cada componente viene dado por:

( )[ ] ( )[ ]00 11 PPCpTTCtVV ii ---+= ° (Ecuación 3.7) [8]

donde:

0iV : Volumen especifico para cada componente a la temperatura 0T y presión

0P [ ]gmolm /3 .

Ct : Coeficiente de expansión térmica [ ]K°/1 .

Cp : Coeficiente de compresibilidad [ ]Kpa/1 .

T : Temperatura actual [ ]K° .

P : Presión actual [ ]Kpa .

La densidad para fase líquida se calcula entonces:

V1

=r (Ecuación 3.8)

donde:

r : Densidad de la fase líquida [ ]3/ mgmol .

V : Volumen específico de la fase líquida [ ]gmolm /3 .

La densidad en fase gaseosa se obtiene usando la ecuación de estado:

zRTP

=r (Ecuación 3.9)

donde:

r : Densidad de la fase gaseosa [ ]3/ mgmol .

P : Presión [ ]Kpa .

27

T : Temperatura [ ]K° .

R : Constante universal de los gases úû

ùêë

é°KKgmol

KJ.

.

z : Factor de compresibilidad de la fase [adimensional].

El factor de compresibilidad de los gases se calcula de la forma siguiente:

å=

=n

iii zxz

1 (Ecuación 3.10) [8]

donde:


iz : Factor de compresibilidad de cada uno de los componentes en la fase [adimensional].

3.2.5 Composición de las fases

Las constantes de equilibrio K, corresponden a la concentración de un componente

que se encuentre en dos fases, dichos valores son dependientes de la presión y temperatura.

Si un componente se encuentra en una sola fase, el valor de estas constantes es 1 para

cualquier valor de presión y temperatura dado [8].

Si un componente se puede encontrar en dos fases, es necesario suministrar los

valores de dichas constantes. Esto puede realizarse mediante una tabla de presión y

temperatura, donde para cada valor de los anteriores se debe colocar una constante de

equilibrio. De igual forma pueden darse los coeficientes de la siguiente correlación:

5

4

... 273

6

21

KTK

ePKPKKP

KKK --

úû

ùêë

é++

-+= (Ecuación 3.11) [8]

donde:

K : Constante de equilibrio [adimensional].

28

1K : Primer coeficiente [adimensional].

2K : Segundo coeficiente [ ]Kpa .

3K : Tercer coeficiente [ ]Kpa/1 .

4K : Cuarto coeficiente [ ]K° .

5K : Quinto coeficiente [ ]K° .

6K : Sexto coeficiente [ ]Kpa .

7K : Séptimo coeficiente [ ]2/1 Kpa .


T : Temperatura [ ]K° .

3.2.6 Cálculo de las tasas de inyección y producción

Para los pozos inyectores o cuando se inyecta gas para el levantamiento artificial, la

tasa de flujo que calcula el programa puede estar limitada por una tasa de flujo máxima, o

por una presión de inyección máxima. Cualquiera que se alcance primero determinará los

valores de presión y flujo que se inyectarán [8]. La ecuación utilizada es la siguiente:

( )PPinjWIQ -= (Ecuación 3.12) [8]

donde:

Q : Tasa de flujo inyectada [ ]dm /3 .

WI : Coeficiente de flujo puntual úû

ùêë

éKpadm.

3

.

Pinj : Presión máxima de inyección [ ]Kpa .


De igual manera, para los pozos productores la tasa de flujo está limitada por la

presión mínima de producción. El programa calculará, dependiendo de cual sea el caso, la

presión dentro del revestidor si la tasa de flujo es dada o la tasa de flujo si la presión de

yacimiento es un dato. Estos cálculos se realizan mediante la ecuación:

29

( )prodPPp

KrpWIQ -=m

(Ecuación 3.13) [8]

donde:

Q : Tasa de flujo inyectada [ ]dm /3 .

WI : Coeficiente de flujo puntual úû

ùêë

éKpadm.

3

.

Krp : Permeabilidad relativa de la fase

pm : Viscosidad de la fase


prodP : Presión mínima de producción [ ]Kpa .

3.2.7 Cálculos de flujo entre yacimiento y revestidor

El flujo entre el yacimiento y los segmentos del revestidor, dependerá de la

transmisibilidad entre dichos segmentos y la diferencia de presión de estos. Dicha

transmisibilidad será calculada usando la permeabilidad del reservorio y la ecuación de

flujo radial [8]. El flujo será calculado usando las siguientes ecuaciones:

( ) 5.0220 14.0 yx DDr += (Ecuación 3.14) [8]

Donde:

0r : Radio de drenaje [ ]m .

xD : Dimensión del reservorio en el eje x [ ]m .

yD : Dimensión del reservorio en el eje [ ]m .

Una vez obtenido el valor del radio del drenaje, se procederá a calcular dicha

conexión de flujo mediante la fórmula de Peaceman para el índice de productividad (PI).

Además, la tasa de flujo será prorrateada usando el parámetro: fracción de perforación de

las tuberías (Perforation fraction) [8].

30

Sr

khPI

w

r +÷÷ø

öççè

æ=

0ln

2p (Ecuación 3.15) [8]

donde:

k : Permeabilidad del yacimiento úû

ùêë

éKpadmcp

.. 2

.

h : Longitud del segmento [ ]m .

0r : Radio de drenaje [ ]m .

wr : Radio de la tubería [ ]m .

S: Daño de la formación [adimensional].

3.3 ESTRATEGIAS PARA LA SIMULACION

Debido a que el simulador es usado para la resolución de complicados problemas

de flujo (con sistemas de ecuaciones bastante complejos), es posible que al simular una

sarta de completación con determinadas características, la simulación no logre la

convergencia o la situación a estudiar no sea fisicamente posible [8]. Para evitar dichas

inestabilidades y complejidades, se debe adoptar una determinada estrategia (generalmente

para los pozos productores) para simplificar el problema lo mayor posible e ir paso a paso

para lograr obtener el resultado correcto o verificar si la simulación es fisicamente posible.

Para realizar las simplificaciones mencionadas anteriormente, el software permite

el ingreso de una variable denominada “factor de elevación”, la cual varía desde 0 (la

trayectoria del pozo es totalmente plana) hasta 1 (la trayectoria del pozo es la ingresada en

los datos) [8].

Para una primera corrida, se recomienda usar un factor de elevación de 0

(trayectoria totalmente plana) y un coeficiente global de transferencia de calor de 0

respectivamente. Si el escenario es un pozo inyector, es preferible inyectar agua caliente y

luego inyectar el vapor con su determinada calidad. En el caso de un pozo productor, se

recomienda producir agua inicialmente y en la siguiente corrida simular la producción de

31

agua y crudo. A partir de la realización de la simulación inicial se procede a incrementar el

factor de elevación desde 0 y llevarlo hasta 1, tantos pasos como se quieran [8].

Dicha estrategia es adoptada debido a que el software tiene una opción que permite

iniciar la siguiente simulación partiendo de los resultados de la corrida anterior, logrando

así que la convergencia de la nueva corrida pueda producirse en menor tiempo. Esta opción

resulta de mucha utilidad ya que dichos resultados pueden ser revisados para verificar si la

situación es fisicamente posible, a medida que se va incrementando el factor de elevación.

Luego de ya tener los resultados de una corrida con la trayectoria del pozo ingresada en los

datos, se puede ingresar al software las demás variables que fueron simplificadas al

comienzo, tales como: el coeficiente global de transferencia de calor, la calidad del vapor

para el caso de un pozo inyector o la temperatura correspondiente de inyección del gas

para el caso de un pozo productor con levantamiento artificial [8].

32

CAPITULO 4: MODELAJE Y CASOS PARA LA SIMULACIÓN

4.1 BASES PARA EL MODELAJE DEL PROCESO SAGD

Como fue explicado anteriormente, el proceso SAGD depende de muchos factores

que generalmente son independientes, por lo que es necesario establecer cuales serán

variables y cuales permanecerán fijos con el fin de optimizar el tiempo del estudio.

Un elemento muy útil para determinar el número de casos a estudiar inicialmente,

es la realización de una matriz de simulaciones colocando todos los escenarios posibles

con las configuraciones de completación a estudiar, variando para cada una de estas

configuraciones los factores donde se piensa realizar sensibilidades para poder lograr la

optimización del sistema. Las matrices utilizadas en este trabajo se muestran en el Anexo

1.

En el área seleccionada para los pozos del Proyecto EOR Sincor, existen tres tipos

de escenarios que se diferencian principalmente por la profundidad del yacimiento donde

se construirán los pozos y por la longitud que tendrá la sección horizontal de los mismos.

Esta variación de la profundidad origina una variación en la presión y temperatura del

yacimiento, factores que tienen gran influencia en el diseño de la completación. Es

necesario definir una matriz de simulaciones separadamente para los pozos inyectores y

productores ya que el programa TWBS realiza la simulación de cada pozo de manera

independiente. En cuanto al tamaño de yacimiento, se supondrá como un parámetro, es

decir, el mismo tamaño para todas las simulaciones.

Para cada escenario se estudiarán configuraciones diferentes para la completación

de los pozos debido a que las tasas de inyección y producción de flujo variarán con el

escenario, y esto afectará directamente los tamaños de las tuberías de producción y

revestimiento del hoyo horizontal requeridos para completar el pozo.

En cuanto a la trayectoria de los pozos, se asignará la correspondiente al tipo de

pozo sea inyector o productor, dependiendo de la profundidad de los pozos. Esto implica la

evaluación de seis trayectorias distintas.

33

Los factores correspondientes a las instalaciones de superficies, tales como

presiones de cabezal, tasa y presión de gas de levantamiento, tasa y presión de vapor,

permanecerán fijos y no se hará ninguna sensibilidad en los mismos.

4.1.1 Propiedades termodinámicas

Las propiedades termodinámicas de los fluidos hidrocarburos a utilizar en las

simulaciones, fueron obtenidas del estudio PVT (presión, volumen y temperatura)

desarrollado por la compañía TOTAL (Francia) en la etapa de diseño conceptual. Dicho

estudio se basa en un sistema tipo “Black-Oil” conformado por tres componentes: agua,

crudo muerto (sin gas disuelto) y gas en solución.

4.1.2 Transferencia de Calor

El simulador TWBS requiere como dato el coeficiente global de transferencia de

calor 0U , para realizar los cálculos térmicos. Luego de revisar los valores usados en el

estudio conceptual del proyecto, publicaciones y otros estudios realizados, se decidió fijar

este factor y usar un solo valor conservador, es decir alta tasa de transmisión, para todas las

tuberías usadas en la completación de los pozos considerando un valor representativo para

los diferentes tamaños de tuberías y las diferentes condiciones de flujo. El valor a usar en

todas las simulaciones seráKm

WU°

= 20 15 .

4.1.3 Discretización de la sarta de completación y el yacimiento

Las simulaciones del programa TWBS se basan en un modelo construido con

mallas de dos dimensiones. Para realizar la discretización de la completación, es necesario

introducir primero la trayectoria del pozo, para luego indicar el número de segmentos y su

longitud correspondiente, tal que se cubra la longitud total del pozo. Es posible utilizar

segmentos de longitud diferente a lo largo de una misma trayectoria.

34

La validación de las mallas utilizadas para cada caso, se realizará estudiando

diversos tipos de segmentos para cada uno de los casos y se presenta a continuación

cuando se describen también todos los casos estudiados para las simulaciones.

Para la discretización de todas las sartas de completación simuladas se utilizará la

recomendada por el suplidor del programa TWBS, es decir, 10 metros para los segmentos

de la sección horizontal, zona en la cual se inyecta vapor o se produce el fluido del

yacimiento. Con respecto a los segmentos de las secciones verticales e inclinadas del pozo

se usará 20 metros por segmento, principalmente para disminuir el tiempo de las corridas.

En la Figura 4.1, se puede apreciar la discretización de una completación con dos

tuberías paralelas en pozo productor. Adicionalmente se muestran las dos tuberías

concéntricas dentro de cada tubería de producción, las cuales se utilizan para inyectar el

gas como sistema de levantamiento artificial. La trayectoria mostrada a continuación tiene

400 m de profundidad y 1000 m de sección horizontal.

Figura 4.1 Discretización de la sarta de completación para un pozo productor mostrando las tuberíasconcéntricas para la inyección de gas (sistema de levantamiento artificial).

El yacimiento es modelado y discretizado de la misma forma que la sarta de

completación (tienen la misma trayectoria y segmentos del pozo), pero la sección

transversal de los segmentos no es circular sino rectangular, por lo cual es necesario

ingresar esas dimensiones Dx x Dy . Para todas las simulaciones este parámetro tendrá un

valor fijo el cual será 150 m (ancho) x 25 m (altura).

35

4.2 POZOS INYECTORES

Se estudiarán solo completaciones dobles en los pozos inyectores. Este tipo de

completación permite mayor flexibilidad operacional para distribuir el vapor a lo largo de

la sección horizontal del pozo con el fin de propiciar la formación uniforme de la cámara

de vapor a lo largo de la sección horizontal o para evitar entrada del vapor al pozo

productor.

Los dos tipos de configuraciones dobles se ilustran a continuación: completación

doble con tuberías paralelas (Figura 4.2) y completación doble con tuberías concéntricas

(Figura 4.3). Para cada una de estas se estudiarán tres casos distintos variando los

diámetros de las dos tuberías (corta y larga) que se encuentran dentro del revestidor.

Basado en los antecedentes, no se contemplará una variación del tamaño de dicho

revestidor.

Figura 4.2 Sarta de completación doble paralela para un pozo inyector.

Figura 4.3 Sarta de completación doble concéntrica para un pozo inyector.

36

Las condiciones de presión y temperatura de yacimiento a utilizar en cada uno de

los casos serán las más críticas dentro del rango de valores que se tenían. En el caso de los

pozos inyectores se utilizará el mayor valor del intervalo de presión de yacimiento en cada

escenario. Esto permitirá verificar la factibilidad de inyectar el flujo total de vapor sin

sobrepasar la presión máxima permitida de inyección.

Adicionalmente, en cada uno de los casos se realizarán las simulaciones para las

condiciones de operación normal y máxima de inyección de flujo, permitiendo la variación

de presión en cada tubería.

Para la configuración de las tuberías, estas siempre se ubicaron de la siguiente

forma:

· Revestidor intermedio: desde el cabezal del pozo hasta el inicio de la sección

horizontal.

· Revestidor ranurado: desde el inicio hasta el final de la sección horizontal.

· Tubería corta: desde el cabezal del pozo hasta 50 m antes del inicio de la sección

horizontal.

· Tubería larga: desde el cabezal del pozo hasta 31 / de la longitud sección horizontal

antes del final de la misma.

Se utilizará acero como material de las tuberías utilizando su valor de rugosidad,

con excepción del revestidor del hoyo para el cual se usará una mayor rugosidad, para

tomar en cuenta el efecto de sus ranuras en las pérdidas de presión por fricción. El área

abierta para el flujo del revestidor ranurado será de un 3 % del área total del revestidor. Los

valores de rugosidad a usar se indican en la Tabla 4.1:

Tabla 4.1 Valores de rugosidad a utilizar para las tuberías de los pozos inyectores de vapor.Tubería Rugosidad (m)

Revestidor ranurado 0,005Todas las otras tuberías 0,00005

En cuanto a los parámetros definidos por las instalaciones de superficie, la presión

máxima de inyección de vapor será de 5200 KPa.

37


trayectoria A-INY

Los pozos a perforar con la trayectoria A-INY tendrán aproximadamente una

profundidad un poco mayor a los 500 m y una sección horizontal de 500 m, la cual se

muestra en la Figura 4.4.

Trayectoria A-INY - Pozo inyector

0

100

200

300

400

500

600

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

Sección Vertical (m)

Pro

fund

idad

Ver

tical

(m)

Figura 4.4 Trayectoria de Pozo Inyector de Vapor A-INY.

Los parámetros del yacimiento a utilizar se muestran en la Tabla 4.2.

Tabla 4.2 Condiciones de yacimiento a utilizar en los pozos inyectores con trayectoria A-INY.Pyacimiento (Kpa) Tyacimiento (°C) Permeabilidad (Darcy)

4700 260,1 30

Las tasas de vapor a usar en las simulaciones de los pozos, se indican en la Tabla

4.3 y están expresadas en barriles equivalentes de agua. La tasa de vapor se distribuyó en

igual proporción, es decir 50 % en la tubería corta y 50% en la tubería larga, con una

calidad de 95 % a nivel de superficie.

38

Tabla 4.3 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos inyectores de vapor contrayectoria A-INY.

Condiciónde diseño

Tasa de vaporinyectado (Bbl/d)

Normal 1800

Máxima 3300

La Tabla 4.4 describe las diferentes alternativas de completación a evaluar para un

pozo inyector de vapor usando la trayectoria A-INY.

Tabla 4.4 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos inyectores de vapor contrayectoria A-INY.

Sarta de completación Revestidor intermedio x Revestidor ranurado Tubería corta x Tubería larga

4½" x 5"

4½" x 4½"Doble Paralela 11¾" x 8⅝"

5" x 4½"

8⅝" x 5"

8⅝" x 5½"Doble Concéntrica 11¾" x 8⅝"

7" x 4½"

Para cada configuración se evaluará la sensibilidad de variar el porcentaje de tasa

de inyección de vapor por cada tubería. Los casos a estudiar se presentan en la Tabla 4.5.

Tabla 4.5 Variaciones de la distribución de inyección a evaluar en la simulación de los pozos inyectores devapor con trayectoria A-INY.

Porcentaje de inyección de flujo(Tubería corta - Tubería larga)

35 % - 65 %65 % - 35 %

4.2.1.1 Validación de la Malla

Para validar la malla utilizada en este caso, se realizaron cuatro simulaciones

variando la longitud de los segmentos para verificar el impacto de este parámetro del

programa TWBS sobre el resultado de las simulaciones. La Tabla 4.6 presenta en orden

ascendente los valores de longitud de los segmentos usados en el Revestidor Intermedio (I)

y en el Revestidor Ranurado (R).

39

Tabla 4.6 Mallas empleadas para la validación en la simulación de los pozos inyectores de vapor contrayectoria A-INY.

MallaLongitud del

segmentoRevestidor I (m)

Numero desegmentosRevestidor I

Tamaño delsegmento

Revestidor R (m)

Numero desegmentos

Revestidor R1(*) 20 40 10 502 24,24 33 11,9 423 32 25 16,12 314 40 20 20 25

(*) Longitudes recomendadas por el suplidor del programa TWBS.

En la Figura 4.5 se muestran los resultados en donde se aprecia que al cambiar el

tamaño de las mallas, no se observan variaciones significativas en el perfil de presión por

lo cual la malla queda validada.

Trayectoria A-INY. Validación de la malla

4650

4700

4750

4800

4850

4900

4950

5000

5050

5100

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300

Profundidad Medida (m)

Pres

ión

(Kpa

)

ST - Malla 1LT - Malla 1

Revestidor R - Malla 1







Figura 4.5 Validación de la malla para la trayectoria A-INY.


trayectoria B-INY

Los pozos a estudiar para el segundo caso usarán la trayectoria B-INY, estos

tendrán aproximadamente una profundidad un poco mayor a los 400 m y una sección

horizontal de 1000 m, la cual se muestra a continuación en la Figura 4.6.

40

Trayectoria B-INY - Pozo inyector

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Sección vertical (m)

Pro

fund

idad

Ver

tical

(m)

Figura 4.6 Trayectoria de Pozo Inyector de Vapor B-INY.

Los parámetros del yacimiento a utilizar se muestran en la Tabla 4.7:

Tabla 4.7 Condiciones de yacimiento utilizados en los pozos de trayectoria B-INY.Pyacimiento (Kpa) Tyacimiento (°C) Permeabilidad (Darcy)

3800 247,3 30




calidad de 95 % a nivel de superficie.

Tabla 4.8 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos inyectores de vapor contrayectoria B-INY.



Normal 3000

Máxima 5500

41


pozo inyector de vapor usando la trayectoria B-INY.

Tabla 4.9 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos inyectores de vapor contrayectoria B-INY.


4½" x 5"


5" x 4½"

8⅝" x 5"


7" x 4½"



Tabla 4.10 Variaciones de la distribución de inyección a evaluar en la simulación de los pozos inyectores devapor con trayectoria B-INY.


35 % - 65 %65 % - 35 %

4.2.2.1 Validación de la malla






Tabla 4.11 Mallas empleadas para la validación en el Caso 2 de los pozos inyectores.

MallaTamaño delsegmento

Revestidor I (m)


Tamaño delsegmento

Revestidor R (m)

Numero desegmentos

Revestidor R1(*) 20 35 10 1002 24,14 29 12,05 833 31,82 22 16,13 624 41,18 17 20 50


42

En la Figura 4.7 se muestra la presión a lo largo de toda la distancia medida para

cada una de las tuberías. Se puede apreciar que casi todas las curvas se sobreponen con una

excepción la cual se puede considerar despreciable. Esto significa que se esta

representando el mismo fenómeno físico y con esto la malla queda validada.

Trayectoria B-INY. Validación de la malla

3700

3800

3900

4000

4100

4200

4300

4400

4500

4600

4700

4800

4900

5000

5100

5200

5300

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700


Pre

sión

(Kpa

)









Figura 4.7 Validación de la malla para la trayectoria B-INY.


trayectoria C-INY

Los escenarios simulados para los pozos perforados con la trayectoria C-INY

tienen una profundidad aproximadamente un poco menor a los 450 m y una sección

horizontal de 500 m, la cual se muestra en la Figura 4.8.

43

Trayectoria C-INY - Pozo inyector

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000


Pro

fund

idad

ver

tical

(m)

Figura 4.8 Trayectoria de Pozo Inyector de Vapor C-INY.

Los parámetros del yacimiento a utilizar se muestran en la Tabla 4.12:

Tabla 4.12 Condiciones de yacimiento a utilizar en los pozos inyectores con trayectoria C-INY.Pyacimiento (Kpa) Tyacimiento (°C) Permeabilidad (Darcy)

3800 247,3 30




calidad de 95 % a nivel de superficie

Tabla 4.13 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos inyectores de vapor contrayectoria C-INY.



Normal 2000

Máxima 3667

44


pozo inyector de vapor usando la trayectoria C-INY.

Tabla 4.14 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos inyectores de vapor contrayectoria C-INY.


4½" x 5"


5" x 4½"

8⅝" x 5"


7" x 4½"



Tabla 4.15 Variaciones de la distribución de inyección a evaluar en la simulación de los pozos inyectores devapor con trayectoria C-INY


35 % - 65 %65 % - 35 %







Tabla 4.16 Mallas empleadas para la validación en el Caso 3 de los pozos inyectores.


Revestidor I (m)


Tamaño delsegmento

Revestidor R (m)

Numero desegmentos

Revestidor R1 20 35 10 502 24,14 29 11,9 423 31,82 22 16,13 314 41,18 17 20 25


45

Las tendencias de las curvas mostradas en la Figura 4.9 son muy similares,

sobreponiéndose unas con otras. Por lo que para este caso, también se encontró que la

malla a utilizar en las simulaciones de este caso estaba validada.

Trayectoria C-INY. Validación de la malla

3700

3800

3900

4000

4100

4200

4300

4400

4500

4600

4700

4800

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200


Pres

ión

(Kpa

)









Figura 4.9 Validación de la malla para la trayectoria C-INY.

4.3 POZOS PRODUCTORES

En la simulación de pozos productores, las simulaciones a realizar serán

completaciones del tipo doble con tuberías paralelas. Para cada una de las trayectorias se

estudiarán diversas configuraciones de tuberías e inyecciones de gas para el levantamiento

artificial, principalmente debido a que las tasas de flujo se manejan en cada caso tendrán

valores distintos. Adicionalmente, en esta parte del estudio se contemplará la variación del

tamaño de los revestidores. Se usarán dos tipos de configuraciones de tamaño dependiendo

del caso como se muestra en la Figura 4.10 y Figura 4.11.

46

Figura 4.10 Sarta de completación doble paralela para un pozo productor con tamaño pequeño de revestidorintermedio y revestidor ranurado.

Figura 4.11 Sarta de completación doble paralela para un pozo productor con tamaño grande de revestidorintermedio y revestidor ranurado.

La separación vertical a utilizar entre las secciones horizontales de los pozos

inyectores y productores será de 5 m en todos los casos.

El valor presión de yacimiento a utilizar en las simulaciones de pozos productores

será el menor valor del intervalo esperado para cada caso. Esta condición representa la

condición más crítica de producción debido a que se tiene menor energía para movilizar el

fluido hasta la superficie.

La Relación Gas-Petróleo (GOR en inglés. “Gas-Oil Ratio”) a utilizar en todas las

simulaciones de los pozos productores será 3

3

12mmGOR = , lo que implica que cuando el

47

flujo total llega al cabezal del pozo, por cada metro cúbico producido de petróleo se

liberaron 12 metros cúbicos de gas que se encontraban dentro del crudo. Esta cantidad de

gas es independiente de la cantidad de gas inyectada para el levantamiento artificial.

En cada una de las configuraciones se realizarán sensibilidades en las tasas de gas

inyectadas, para poder realizar la optimización del diámetro de las tuberías y de la cantidad

de gas requerido para el levantamiento artificial.

La ubicación de las tuberías se realizará de la siguiente forma:

· Revestidor intermedio: desde el cabezal del pozo hasta el inicio de la sección

horizontal.

· Revestidor ranurado: desde el inicio hasta el final de la sección horizontal.

· Tubería corta: desde el cabezal del pozo hasta 50 m antes del inicio de la sección

horizontal.

· Tubería larga: desde el cabezal del pozo hasta 31 / de la longitud sección horizontal

antes del final de la misma.

· Tuberías para la inyección de gas: se ubicaron de forma concéntrica dentro de cada

tubería (corta y larga) desde el cabezal del pozo hasta aproximadamente 30 m antes

del fin de la tubería corta.

· Tubería para el monitoreo: Esta tubería va por fuera de las tuberías de producción y

se colocará desde el cabezal del pozo hasta el fin de la tubería larga. (no se

representa en las figuras porque no hay ningún fluido dentro de ella). El tamaño de

esta tubería será de 1⅔”.

Para todos los casos, las simulaciones se realizarán inicialmente utilizando

diámetros de 1” para las tuberías de inyección de gas, en ambas tuberías. Para las

configuraciones seleccionadas en cada caso se realizarán simulaciones para estudiar el

impacto del aumento del diámetro de 1” a 1¼” de la tubería de inyección de gas que estará

dentro de la tubería corta. El aumento del diámetro es debido a que dentro de esta tubería

de inyección de gas va incluida una tubería para el monitoreo de la presión en el pozo

(bubble tube).

48

Al igual que los pozos inyectores se utilizará acero como material y los valores de

rugosidad de las tuberías utilizados serán similares. El área abierta para el flujo del

revestidor ranurado será de un 3 % del área total del revestidor. Los valores de rugosidad a

usar se indican en la Tabla 4.17.

Tabla 4.17 Valores de rugosidad a utilizar para las tuberías de los pozos productores de crudo.Tubería Rugosidad (m)

Revestidor ranurado 0,005Todas las otras tuberías 0,00005

La presión máxima de inyección de gas será de 7000 KPa y la presión mínima para

la producción a utilizar será 1400 KPa debido a que el separador de flujo trabajará a una

presión de 1100 KPa.


trayectoria A-PROD

Para el primer caso de los pozos productores, se muestra a continuación en la

Figura 4.12 la trayectoria con la que se perforarán estos pozos. La profundidad para este

caso es un poco mayor a 500 m y la sección horizontal del mismo es de 500 m. Esto se

aprecia en la Figura 4.12.

49

Trayectoria A-PROD - Pozo productor

0

100

200

300

400

500

600

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

Sección Vertical (m)

Pro

fund

idad

Ver

tical

(m)

Figura 4.12 Trayectoria de Pozo Productor de Crudo A-PROD.


Tabla 4.18 Condiciones de yacimiento a utilizar en los pozos productores con trayectoria A-PROD.Pyacimiento (Kpa) Tyacimiento (°C) Permeabilidad (Darcy)

3700 231 30

Las tasas de producción a usar en las simulaciones de los pozos productores, se

indican en la Tabla 4.19. Las tasas de producción de agua y crudo se distribuyeron en igual

proporción, es decir 50 % en la tubería corta y 50% en la tubería larga

Tabla 4.19 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos productores de crudo contrayectoria A-PROD.

Condición de diseño Tasa de crudo (Bbl/d) Tasa de agua (Bbl/d)

Máxima 1100 3300

50


pozo productor de crudo usando la trayectoria A-PROD.

Tabla 4.20 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos productores de crudocon trayectoria A-PROD.

Sarta de completación Revestidor intermedio x Revestidor ranurado Tubería corta x Tubería larga3½" x 3½"Doble Paralela 9⅝" x 7"4" x 3½"


Para validar la malla utilizada en este caso de los pozos productores, se realizaron

cuatro simulaciones variando la longitud de los segmentos para verificar el impacto de este

parámetro del programa TWBS sobre el resultado de las simulaciones. La Tabla 4.21

presenta en orden ascendente los valores de longitud de los segmentos usados en el

Revestidor Intermedio (I) y en el Revestidor Ranurado (R).

Tabla 4.21 Mallas empleadas para la validación en el Caso 1 de los pozos productores.


Revestidor I (m)


Tamaño delsegmento

Revestidor R (m)

Numero desegmentos

Revestidor R1(*) 20 41 10 502 24,41 34 11,9 423 31,92 26 16,13 314 40 20 20 25


En los resultados obtenidos se muestra el perfil de presión a lo largo del revestidor

ranurado y ambas tuberías de producción. Se puede apreciar que para el revestidor

ranurado todas las curvas están sobrepuestas mientras que en las dos tuberías existen

ciertas diferencias de los valores en el cabezal del pozo (Profundidad medida igual a cero)

las cuales se podrían despreciar ya que estas diferencias son menores al 3 %.

La validación de la malla se observa en la Figura 4.13 presentada a continuación.

51

Trayectoria A-PROD. Validación de la malla

1500

2000

2500

3000

3500

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400


Pres

ión

(Kpa

)









Figura 4.13 Validación de la malla para la trayectoria A-PROD.


trayectoria B-PROD

La trayectoria B-PROD mostrada en Figura 4.14 fue utilizada para la realización de

las simulaciones con las distintas opciones de completación de pozos para el caso número

dos.

52

Trayectoria B-PROD - Pozo productor

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000


Pro

fund

idad

Ver

tical

(m)

Figura 4.14 Trayectoria de Pozo Productor de Crudo B-PROD.


Tabla 4.22 Condiciones de yacimiento a utilizar en los pozos productores con trayectoria B-PROD.Pyacimiento (Kpa) Tyacimiento (°C) Permeabilidad (Darcy)

2900 217 30




Tabla 4.23 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos productores de crudo contrayectoria B-PROD.


Máxima 2200 5500

La Tabla 4.24 describe las diferentes alternativas de completación a evaluar

para un pozo productor de crudo usando la trayectoria B-PROD.

53

Tabla 4.24 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos productores de crudocon trayectoria B-PROD.

Sarta de completación Revestidor intermedio x Revestidor ranurado Tubería corta x Tubería largaDoble Paralela 9⅝" x 7" 3½" x 3½"Doble Paralela 11¾" x 8⅝" 4" x 4"Doble Paralela 11¾" x 8⅝" 4½" x 4½"









Revestidor I (m)


Tamaño delsegmento

Revestidor R (m)

Numero desegmentos

Revestidor R1(*) 20 35 10 10002 24,14 29 12,05 833 31,82 22 16,13 624 41,18 20 20 50


Los resultados de las cuatro mallas usadas son muy similares, en forma y magnitud

y se aprecian en la Figura 4.15. Las curvas presentan el mismo comportamiento y por lo

tanto, representan el mismo fenómeno físico.

54

Trayectoria B-PROD. Validación de la malla

100011001200130014001500160017001800190020002100220023002400250026002700280029003000

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700


Pre

sión

(Kpa

)









Figura 4.15 Validación de la malla para la trayectoria B-PROD.


trayectoria C-PROD.

Para el caso 3, la profundidad de los pozos productores era aproximadamente de

450 m y la sección horizontal del pozo de 500 m. La trayectoria C-PROD es mostrada en

la Figura 4.16.

55

Trayectoria C-PROD - Pozo Productor

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000


Pro

fund

idad

ver

tical

(m)

Figura 4.16 Trayectoria de Pozo Productor de Crudo C-PROD.


Tabla 4.26 Condiciones de yacimiento a utilizar en los pozos productores con trayectoria C-PROD.Pyacimiento (Kpa) Tyacimiento (°C) Permeabilidad (Darcy)

2900 217 30




Tabla 4.27 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos productores de crudo contrayectoria C-PROD.


Máxima 1467 3667

56


pozo productor de crudo usando la trayectoria C-PROD.

Tabla 4.28 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos productores de crudocon trayectoria C-PROD.

Sarta de completación Revestidor intermedio x Revestidor ranurado Tubería corta x Tubería largaDoble Paralela 9⅝" x 7" 3½" x 3½"Doble Paralela 11¾" x 8⅝" 4" x 4"Doble Paralela 11¾" x 8⅝" 4½" x 4½"









Revestidor I (m)


Tamaño delsegmento

Revestidor R (m)

Numero desegmentos

Revestidor R1(*) 20 37 10 502 23,87 31 11,9 423 31,82 22 16,13 624 41,18 17 20 25


Los resultados del perfil de presión dentro de cada uno de las tuberías mostradas en

la Figura 4.17, muestran que para todas las mallas utilizadas la simulación arrojo

resultados de igual forma y tendencia por lo que la malla queda validada.

57

Trayectoria C-PROD. Validación de la malla

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

2900

3000

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200


Pres

ión

(Kpa

)









Figura 4.17 Validación de la malla para la trayectoria C-PROD.

58

CAPITULO 5: RESULTADOS

A continuación se presentan los resultados obtenidos en las simulaciones realizadas

con el programa TWBS. Inicialmente se presentan los resultados para los pozos inyectores

de vapor y posteriormente los resultados para los pozos productores. Una vez presentados

estos casos, se realiza un estudio más a fondo para determinar cual es el caso óptimo desde

el punto de vista hidráulico. En la sección 5.3 se presentan los análisis de los resultados

obtenidos.

5.1 POZOS INYECTORES

El objetivo principal de la sarta de completación de un pozo inyector es obtener las

condiciones de flujo de vapor dentro del revestidor ranurado tal que permitan la formación

uniforme y controlada de la cámara de vapor en el yacimiento alrededor del pozo. Es

importante tener la posibilidad de regular deliberadamente la cantidad de vapor inyectado

en por lo menos dos puntos a lo largo de la sección horizontal con el objetivo de adaptarse

a las posibles variaciones de inyectividad dentro del yacimiento debidas a

heterogeneidades en sus propiedades, tales como permeabilidad, cantidad de arcilla, nivel

de daño a la formación, entre otros. Mediante una simulación sistemática es posible

descartar algunas opciones de completación que no cumplan con estos requerimientos

básicos, para luego estudiar en detalle los perfiles de presión y la calidad del vapor a lo

largo del pozo, así como la presión de inyección a nivel de cabezal necesaria según la tasa

de flujo de vapor requerida. Las simulaciones se realizan primero con la tasa máxima de

vapor y luego se verifican los parámetros hidráulicos con la tasa de operación “normal”,

considerando 50% del total de vapor en cada tubería de inyección. Finalmente, se evalúan

los parámetros hidráulicos considerando variaciones en la proporción de vapor inyectado.


trayectoria A-INY

La Figura 5.1 muestra el perfil de presión dentro del revestidor ranurado (sección

horizontal del pozo) para todas las configuraciones de tuberías seleccionadas. Se puede

apreciar que todas las configuraciones presentan una variación de aproximadamente 25

KPa entre el inicio y el final de la sección horizontal del pozo. Solo los casos Dual Paralela

59

DP- 4½" x 4½", Dual Paralela DP- 5" x 4½" y Dual Concéntrica DC- 7" x 4½", presentan

un perfil de presión ligeramente más uniforme que el resto de las configuraciones.

Pozo Inyector / Trayectoria A-INYPresión de Yacimiento 4700 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3300 BEWPD

Presión a lo largo del Revestidor Ranurado (8⅝")

4700

4705

4710

4715

4720

4725

4730

4735

4740

4745

4750

800 850 900 950 1000 1050 1100 1150 1200 1250 1300

Sección Horizontal (m)

Pres

ión

(Kpa

) DP-4½" x 4½"DP-4½" x 5"DP-5" x 4½"

DC-7" x 4½"DC-8⅝" x 5"DC-8⅝" x 5½"

Figura 5.1 Perfil de presión de vapor a lo largo del revestidor ranurado para la trayectoria A-INY (500mTVD; 500m HZ).

La calidad del flujo de vapor que fluye a lo largo del revestidor ranurado del pozo

se presenta en la Figura 5.2.


Calidad del vapor a lo largo del Revestidor Ranurado (8⅝")

70

75

80

85

90

95

100

800 850 900 950 1000 1050 1100 1150 1200 1250 1300


Cal

idad

del

Vap

or (%

)

DP-4½" x 4½"DP-4½" x 5"

DP-5" x 4½"DC-7" x 4½"

DC-8⅝" x 5"

DC-8⅝" x 5½"

Figura 5.2 Variación de la calidad del vapor dentro del revestidor ranurado para la trayectoria A-INY (500mTVD; 500m HZ).

60

Al observar la gráfica anterior se determinó que los casos DP- 4½" x 4½" y DP- 5"

x 4½" fueron los mejores para esta trayectoria por presentar menor caída de presión y

calidad de vapor más uniforme a lo largo del revestidor. La Figura 5.3 y la Figura 5.4

muestran el perfil de presión a lo largo de todo el pozo para estas dos configuraciones de

tubería.


Revestidor I x Revestidor R (11¾" x 8⅝") - STxLT 4½"x4½"

4600

4700

4800

4900

5000

5100

5200

0 200 400 600 800 1000 1200


Pres

ión

(Kpa

)

ST 4½"

LT 4½"

Revestidor R 8⅝"

Figura 5.3 Perfil de presión para la configuración DP- 4½" x 4½". Trayectoria A-INY.


Revestidor I x Revestidor R (11¾" x 8⅝") - STxLT 5"x4½"

4600

4700

4800

4900

5000

5100

5200

0 200 400 600 800 1000 1200


Pres

ión

(Kpa

)

ST 5"

LT 4½"Revestidor R 8⅝"

Figura 5.4 Perfil de presión para la configuración DP- 5" x 4½". Trayectoria A-INY.

61

La Figura 5.5 y Figura 5.6 presentan la variación en la tasa de inyección de vapor

hacia el yacimiento a lo largo de la sección horizontal para las dos configuraciones

preseleccionadas.


Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 4½"x4½"

0

50

100

150

200

250

810

830

850

870

890

910

930

950

970

990

1010

1030

1050

1070

1090

1110

1130

1150

1170

1190

1210

1230

1250

1270

1290


Tasa

de

flujo

(BEW

PD)

Agua líquidaVapor Seco

Figura 5.5 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x 4½".Trayectoria A-INY.


Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 5"x4½"

0

50

100

150

200

250

810

830

850

870

890

910

930

950

970

990

1010

1030

1050

1070

1090

1110

1130

1150

1170

1190

1210

1230

1250

1270

1290


Tasa

de

flujo

(BEW

PD)

Agua líquida

Vapor seco

Figura 5.6 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 5"x 4½".Trayectoria A-INY.

62

Al observar estos resultados, se puede ver que los dos casos son muy similares y

que ninguno de los dos sobrepasa la presión máxima de inyección (5200 KPa). Los perfiles

de inyección de vapor hacia el yacimiento son casi iguales, producto de que para ambos

casos la tubería que se encuentra dentro del revestidor ranurado en la sección horizontal,

tiene el mismo diámetro (4½"). Como los resultados para ambos casos son tan similares la

configuración DP- 4½"x 4½" se convierte en la mejor opción porque utiliza una tubería

corta de menor diámetro. A continuación se presentan los resultados para esta última

configuración (DP- 4½"x 4½") cuando se inyecta una tasa menor de vapor, tal como la tasa

de flujo en condición de operación “normal”.



4700

4705

4710

4715

4720

4725

4730

4735

4740

4745

4750

800 850 900 950 1000 1050 1100 1150 1200 1250 1300


Pre

sión

(Kpa

)

DP-4½" x 4½"

Figura 5.7 Perfil de presión en el revestidor ranurado para la configuración DP- 4½"x 4½" utilizando tasa deflujo en condición de operación “normal”. Trayectoria A-INY.

63



70

75

80

85

90

95

100

800 850 900 950 1000 1050 1100 1150 1200 1250 1300


Cal

idad

del

Vap

or (%

)

DP-4½" x 4½"

Figura 5.8 Variación de la calidad el vapor en el revestidor ranurado para la configuración DP- 4½"x 4½"utilizando la tasa de vapor en condición de operación “normal”. Trayectoria A-INY.



0

50

100

150

200

250

810

830

850

870

890

910

930

950

970

990

1010

1030

1050

1070

1090

1110

1130

1150

1170

1190

1210

1230

1250

1270

1290


Tasa

de

Fluj

o (B

EWPD

)

Agua líquida

Vapor seco

Figura 5.9 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x 4½"utilizando tasa de flujo normal. Trayectoria A-INY.

Todos los resultados presentados anteriormente corresponden a una distribución de

50% de flujo por cada tubería. A continuación se presentan los resultados considerando

variaciones en el porcentaje de flujo inyectado en cada tubería para la tasa máxima de

64

vapor. Para el caso DP- 4½" x 4½" se presenta en la Figura 5.10 y Figura 5.11 la variación

en las tasas de vapor y agua inyectados al yacimiento utilizado una proporción de 35% en

la tubería corta (ST) y 65% en la tubería larga (LT) y viceversa, respectivamente.


Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 4½"x4½".Distribucion de flujo - ST x LT 35% - 65%

0

50

100

150

200

250

810

830

850

870

890

910

930

950

970

990

1010

1030

1050

1070

1090

1110

1130

1150

1170

1190

1210

1230

1250

1270

1290


Tasa

de

Fluj

o (B

EWPD

)

Agua líquida

Vapor Seco

Figura 5.10 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x4½" conuna distribución de flujo ST x LT 35% - 65%. Trayectoria A-INY.


Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 4½"x4½".Distribucion de flujo - ST x LT 65% - 35%

0

50

100

150

200

250

810

830

850

870

890

910

930

950

970

990

1010

1030

1050

1070

1090

1110

1130

1150

1170

1190

1210

1230

1250

1270

1290


Tasa

de

Fluj

o (B

EWPD

)

Agua

Vapor seco

Figura 5.11 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x4½" conuna distribución de flujo ST x LT 65% - 35%. Trayectoria A-INY.

65


trayectoria B-INY

Al igual que el caso anterior, inicialmente se descartaron los casos que tenían un

diferencial de presión mayor que 50 KPa, ya que esto representará una gran diferencia en

la distribución del vapor inyectado a lo largo de la sección horizontal del yacimiento. La

Figura 5.12 muestra las pérdidas de presión a lo largo de la sección horizontal, las cuales

resultan en la mayoría de los casos mayores que 50 KPa, debido a la mayor longitud de la

sección horizontal en la trayectoria B-INY (1000 m).

Pozo Inyector / Trayectoria B-INYPresión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 5500 BEWPD


3800

3810

3820

3830

3840

3850

3860

3870

3880

3890

3900

700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700


Pre

sión

(Kpa

) DP-4½" x 4½"

DP-4½" x 5"DP-5" x 4½"

DC-7" x 4½"DC-8⅝" x 5"

DC-8⅝" x 5½"

Figura 5.12 Perfil de presión de vapor a lo largo del revestidor ranurado para la trayectoria B-INY (400mTVD; 1000m HZ).

Las configuraciones DP- 4½"x 4½", DP- 5"x 4½" y DC- 7"x 4½" resultaron ser de

nuevo las mejores configuraciones. Sin embargo, al observar en la Figura 5.13 la variación

en la calidad del vapor dentro del revestidor ranurado, se elimina la opción DC- 7"x 4½"

debido a la diferencia de la calidad entre los flujos que van por la tubería corta y por la

tubería larga.

66



8586

87

8889

9091

92

93

9495

9697

98

99100

700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700


Cal

idad

del

Vap

or (%

)

DP-4½" x 4½"

DP-4½" x 5"

DP-5" x 4½"DC-7" x 4½"

DC-8⅝" x 5"DC-8⅝" x 5½"

Figura 5.13 Variación de la calidad del vapor dentro del revestidor ranurado para la trayectoria B-INY (400mTVD; 1000m HZ).

Para estos dos casos preseleccionados, DP- 4½"x 4½" y DP- 5"x 4½", se muestran

a continuación los perfiles de presión a lo largo de todo el pozo con el objetivo de verificar

que la presión de inyección de vapor en cabezal esta por debajo de la presión máxima

permisible (5200 KPa). Los resultados que se presentan en la Figura 5.14 y Figura 5.15

muestran que para la tubería larga (LT) se requieren valores de presión de inyección

superiores a la presión permisible. Esto traerá como consecuencia la imposibilidad de

inyectar el 50 % del flujo total (5500 BEWPD) por la tubería larga, por lo que para poder

determinar el caso óptimo será necesario determinar la diferencia existente entre la

verdadera tasa de vapor inyectada por la tubería larga en la simulación y el 50 % del flujo

de inyección determinado para este caso (2750 BEWPD).

Para ambas configuraciones, se obtuvo aproximadamente una tasa de inyección de

vapor de 2500 BEWPD por la tubería larga (LT). Es decir, la diferencia existente entre la

tasa total de flujo estimada para la tubería larga y la tasa de inyección determinada en los

resultados fue de 250 BEWPD aproximadamente para las configuraciones DP- 4½"x 4½" y

DP- 5"x 4½".

67



3700

38003900

40004100

4200

430044004500

4600

47004800

4900

50005100

5200

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700


Pre

sión

(Kpa

)

ST 4½"LT 4½"

Revestidor R 8⅝"

Figura 5.14 Perfil de presión para la configuración DP- 4½" x 4½". Trayectoria B-INY.


Revestidor I x Revestidor R (11¾" x 8⅝") - STxLT 5"x 4½"

3700

3800

3900400041004200

4300

44004500

46004700

48004900

5000

51005200

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700


Pres

ión

(Kpa

)

ST 5"

LT 4½"

Revestidor R 8⅝"

Figura 5.15 Perfil de presión para la configuración DP- 5" x 4½". Trayectoria B-INY.

Adicionalmente en la Figura 5.16 y Figura 5.17 se presenta la variación en las tasas

de vapor y agua inyectados al yacimiento para ambas configuraciones DP- 4½"x 4½" y

DP- 5"x 4½". Los perfiles de inyección de vapor al yacimiento resultaron muy similares

para ambas configuraciones producto de que las presiones del fluido dentro del revestidor

eran prácticamente iguales para los dos casos.

68



0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

710

750

790

830

870

910

950

990

1030

1070

1110

1150

1190

1230

1270

1310

1350

1390

1430

1470

1510

1550

1590

1630

1670


Tasa

de

flujo

(BEW

PD)

Agua Líquida

Vapor seco

Figura 5.16 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x 4½".Trayectoria B-INY.


Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 5"x4½"

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

710

750

790

830

870

910

950

990

1030

1070

1110

1150

1190

1230

1270

1310

1350

1390

1430

1470

1510

1550

1590

1630

1670


Tasa

de

flujo

(BEW

PD)

Agua líquida

Vapor seco

Figura 5.17 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 5"x 4½".Trayectoria B-INY.

A continuación se muestran en la Figura 5.18, Figura 5.19 y Figura 5.20 los

resultados obtenidos con la tasa “normal” de vapor de 3000 BEWPD para la configuración

DP- 4½"x4½" y 50% de inyección de vapor en cada tubería. Esta configuración resultó

como mejor opción de completación para el la trayectoria B-INY.

69



3800

3805

3810

3815

3820

3825

3830

3835

3840

3845

3850

700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700


Pre

sión

(Kpa

)

DP-4½" x 4½"

Figura 5.18 Perfil de presión en el revestidor ranurado para la configuración DP- 4½"x 4½" utilizando tasade flujo en condición de operación “normal”. Trayectoria B-INY.



70

75

80

85

90

95

100

700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700


Cal

idad

del

Vap

or (%

)

DP-4½" x 4½"

Figura 5.19 Variación de la calidad el vapor en el revestidor ranurado para la configuración DP- 4½"x 4½"utilizando la tasa de vapor en condición de operación “normal”. Trayectoria B-INY.

70



0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

710

750

790

830

870

910

950

990

1030

1070

1110

1150

1190

1230

1270

1310

1350

1390

1430

1470

1510

1550

1590

1630

1670


Tasa

de

flujo

(BEW

PD)

Agua líquida

Vapor seco

Figura 5.20 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x 4½"utilizando tasa de flujo normal. Trayectoria B-INY.

A continuación se presentan los resultados al variar las tasas de vapor inyectado por

la tubería corta y por la tubería larga con la tasa máxima de vapor, para la trayectoria B-

INY.


Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 4½"x4½"Distribucion de flujo - ST x LT 35% - 65%

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

710 750 790 830 870 910 950 990103

0107

0111

0115

0119

0123

0127

0131

0135

0139

0143

0147

0151

0155

0159

0163

0167

0


Tasa

de

Fluj

o (B

EWPD

)

Agua líquida

Vapor seco

Figura 5.21 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x4½" conuna distribución de flujo ST x LT 35% - 65%. Trayectoria B-INY.

71



0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

710

750

790

830

870

910

950

990

1030

1070

1110

1150

1190

1230

1270

1310

1350

1390

1430

1470

1510

1550

1590

1630

1670


Tasa

de

Fluj

o (B

EWPD

)

Agua líquidaVapor seco

Figura 5.22 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x4½" conuna distribución de flujo ST x LT 65% - 35%. Trayectoria B-INY.

En la Figura 5.21 se observa que la inyección de vapor y agua en el yacimiento es

más uniforme para los pozos de trayectoria B-INY cuando se inyecta 35% del vapor en la

tubería corta y 65% del flujo de vapor en la tubería larga, respecto a las proporciones

mostradas en la Figura 5.16 y Figura 5.22.


trayectoria C-INY

Para este caso se estudió una configuración extra donde se redujo el diámetro de las

tuberías a una configuración DP- 4" x 4", considerando que en este caso la presión del

yacimiento es igual que en el Caso 2 pero los pozos tienen una sección horizontal menor y

se requiere inyectar menor flujo de vapor. Se encontró que la tasa de flujo máxima puede

ser inyectada en este caso utilizando tuberías de menor diámetro sin sobrepasar la presión

máxima permisible de inyección de vapor que se tiene en el cabezal del pozo (5200 KPa).

Esto representa una optimización particular para este caso.

En la Figura 5.23 se muestran los perfiles de presión dentro del revestidor ranurado

a lo largo de la sección horizontal para las siete configuraciones de tuberías estudiadas.

72

Pozo Inyector / Trayectoria C-INYPresión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3667 BEWPD


3800

3805

3810

3815

3820

3825

3830

3835

3840

3845

3850

700 750 800 850 900 950 1000 1050 1100 1150 1200


Pres

ión

(Kpa

)

DP-4½" x 4½"DP-4½" x 5"

DP-5" x 4½"DP-4" x 4"DC-7" x 4½"

DC-8⅝" x 5"DC-8⅝" x 5½"

Figura 5.23 Perfil de presión de vapor a lo largo del revestidor ranurado para la trayectoria C-INY (400mTVD; 500m HZ).

Para la gráfica de la calidad del vapor (Figura 5.24) dentro del revestidor ranurado

se obtuvo una tendencia similar a la observada en los Casos 1 y 2 descritos anteriormente,

es decir, un perfil mucho más estable para las configuraciones dobles paralelas (DP) que en

las configuraciones de tuberías dobles concéntricas (DC).



70

75

80

85

90

95

100

700 750 800 850 900 950 1000 1050 1100 1150 1200


Cal

idad

del

Vap

or (%

)

DP-4½" x 4½"DP-4½" x 5"DP-5" x 4½"

DP-4" x 4"DC-7" x 4½"DC-8⅝" x 5"DC-8⅝" x 5½"

Figura 5.24 Variación de la calidad del vapor dentro del revestidor ranurado para la trayectoria A-INY (500mTVD; 500m HZ).

73

En consecuencia las dos opciones a estudiar en este caso fueron DP- 4½" x 4½" y

DP- 4" x 4". Las Figura 5.25 y Figura 5.26 presentan el perfil de presión de vapor a lo

largo de todo el pozo para estas configuraciones. En ambos casos las presiones de

inyección de vapor requeridas en el cabezal del pozo son menores que la máxima presión

de inyección permisible (5200 KPa).



3700

38003900

4000

41004200

4300

44004500

4600

47004800

4900

50005100

5200

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200


Pres

ión

(Kpa

)

ST 4½"LT 4½"

Revestidor R 8⅝"

Figura 5.25 Perfil de presión para la configuración DP- 4½" x 4½". Trayectoria C-INY.


Revestidor I x Revestidor R (11¾" x 8⅝") - STxLT 4"x4"

3700

38003900

40004100

42004300

4400

45004600

4700

48004900

50005100

5200

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200


Pre

sión

(Kpa

)

ST 4"

LT 4"

Revestidor R 8⅝"

Figura 5.26 Perfil de presión para la configuración DP- 4" x 4". Trayectoria C-INY.

74

Los perfiles de inyección de vapor y agua hacia el yacimiento para ambos casos se

muestran en la Figura 5.27 y Figura 5.28 para las configuraciones DP- 4 ½”x 4½” y DP 4”

x 4”, respectivamente.



0

50

100

150

200

250

710

730

750

770

790

810

830

850

870

890

910

930

950

970

990

1010

1030

1050

1070

1090

1110

1130

1150

1170

1190


Tasa

de

flujo

(BEW

PD)

Agua líquida

Vapor seco

Figura 5.27 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x 4½".

Trayectoria C-INY.


Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 4"x4"

0

50

100

150

200

250

710

730

750

770

790

810

830

850

870

890

910

930

950

970

990

1010

1030

1050

1070

1090

1110

1130

1150

1170

1190


Tasa

de

flujo

(BEW

PD)

Agua líquida

Vapor seco

Figura 5.28 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4"x 4".

Trayectoria C-INY.

75

Para este caso, la configuración DP- 4" x 4" presentó un perfil de inyección de

vapor más uniforme que la configuración DP- 4½" x 4½", implicando así una mejor

distribución del vapor a lo largo de la sección horizontal del pozo y propiciando la

formación uniforme de la cámara de vapor.

Las Figura 5.29, Figura 5.30 y Figura 5.31, muestran los resultados obtenidos para

la configuración seleccionada DP- 4½" x 4½" cuando se inyecta la tasa de vapor

correspondiente a la condición de operación “normal”.



3800

3805

3810

3815

3820

3825

3830

3835

3840

3845

3850

700 750 800 850 900 950 1000 1050 1100 1150 1200


Pre

sión

(Kpa

)

DP-4½" x 4½"

Figura 5.29 Perfil de presión en el revestidor ranurado para la configuración DP- 4½"x 4½" utilizando tasa deflujo en condición de operación “normal”. Trayectoria C-INY.

76



70

75

80

85

90

95

100

700 750 800 850 900 950 1000 1050 1100 1150 1200


Cal

idad

del

vap

or (%

)

DP-4½" x 4½"

Figura 5.30 Variación de la calidad el vapor en el revestidor ranurado para la configuración DP- 4½"x 4½"utilizando la tasa de vapor en condición de operación “normal”. Trayectoria C-INY.



0

50

100

150

200

250

710

730

750

770

790

810

830

850

870

890

910

930

950

970

990

1010

1030

1050

1070

1090

1110

1130

1150

1170

1190


Tasa

de

flujo

(BEW

PD)

Agua líquida

Vapor seco

Figura 5.31 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x 4½"utilizando tasa de flujo normal. Trayectoria C-INY.

Adicionalmente, en la Figura 5.32 y Figura 5.33 se muestran los resultados

obtenidos cuando se varía el porcentaje de inyección de flujo en la configuración DP- 4½"

x 4½". Al comparar estas figuras con la Figura 5.27, se observa que el perfil más uniforme

77

de inyección de vapor al yacimiento se obtendría al inyectar 35% del flujo de vapor por la

tubería corta y 65% del flujo por la tubería larga.



0

50

100

150

200

250

300

710

730

750

770

790

810

830

850

870

890

910

930

950

970

990

1010

1030

1050

1070

1090

1110

1130

1150

1170

1190


Tasa

de

Fluj

o (B

EWPD

)

Agua líquida

Vapor seco

Figura 5.32 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x4½" conuna distribución de flujo ST x LT 35% - 65%. Trayectoria C-INY.



0

50

100

150

200

250

300

710

730

750

770

790

810

830

850

870

890

910

930

950

970

990

1010

1030

1050

1070

1090

1110

1130

1150

1170

1190


Tasa

de

Fluj

o (B

EWPD

)

Agua líquidaVapor seco

Figura 5.33 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x4½" conuna distribución de flujo ST x LT 65% - 35%. Trayectoria C-INY.

78

5.2 POZOS PRODUCTORES

Al igual que los pozos inyectores, el principal objetivo del diseño de una sarta de

completación para los pozos productores es lograr la producción de una tasa de flujo

determinada de la manera más uniforme posible a lo largo de la sección horizontal para

evitar que el vapor de la cámara suprayacente, entre al pozo productor. Para los pozos

productores el criterio principal para la selección de la configuración óptima es que el pozo

tenga capacidad de producir la tasa de flujo esperada con una presión de cabezal mayor o

igual que 1400 KPa (Presión de cabezal mínima).

Una vez encontrados los casos que tengan una presión de cabezal mayor que la

presión mínima permisible, se estudian otras variables tales como la tasa de gas de

levantamiento requerida, el perfil de presión y el índice de productividad del pozo a lo

largo de la sección horizontal.

Adicionalmente, se requiere verificar que la presión en las tuberías de producción

sean lo más similares posible a nivel del cabezal cuando se produce un 50% de la tasa

esperada de flujo por cada tubería.

Las simulaciones se realizan considerando que la tasa total de gas de levantamiento

es inyectada en partes iguales en cada una de las dos tuberías de producción.


trayectoria A-PROD

En el Caso 1, se presentaron las condiciones más favorables para la producción de

crudo entre los tres casos estudiados. La trayectoria A-PROD era la que tenía mayor

profundidad tenia (aproximadamente 500 m) y en consecuencia, la presión de yacimiento

era 3700 Kpa

La Figura 5.34 presenta la presión en cabezal para las dos configuraciones de

completación con tuberías Dobles Paralelas (DP- 4"x3½" y DP-3½"x3½") estudiadas para

este caso. Cada barra presenta por separado la presión de cabezal tanto para la tubería corta

79

(ST) como para la tubería larga (LT). Esta gráfica permite comparar la presión de cabezal

obtenida para cada configuración y su variación al incrementar la tasa del gas de

levantamiento artificial.

Pozo Productor / Trayectoria A-PRODPresión de Yacimiento 3700 Kpa - Tasa total de flujo producido 4400 Bbl/d

Presión de cabezal variando la tasa de gas inyectado

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

ST/ 4"x3½" LT/ 4"x3½" ST/ 3½"x3½" LT/ 3½"x3½"

Tipo de completacion

Pre

sión

de

Cab

ezal

(Kpa

)

Tasa de gas inyectado 14000 m^3/d


Tasa de gas inyectado 5000 m^3/dTasa de gas inyectado 1000 m^3/d

Figura 5.34 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de gas. Trayectoria A-PROD.

Se puede apreciar en la Figura 5.34 que se obtienen presiones de cabezal mayores

con una tubería corta de 4” que con una tubería corta de 3½". Al comparar estos resultados

se puede decir que la utilización de tuberías de 4” estaría sobredimensionado para este

caso. Es por esto que el arreglo de revestidores 11¾" x 8⅝", no se estudio para este caso ya

que las presiones de cabezal serian demasiado elevadas con respecto a la mínima presión

permisible de cabezal (1400 KPa).

Los resultados mostrados en la Figura 5.34 se obtuvieron para tuberías de 1” de

diámetro para el gas de levantamiento artificial. Estas tuberías son concéntricas a las

tuberías de producción, tal como se ilustró en la Figura 5.41. En la Figura 5.35 se presenta

el efecto sobre la presión de cabezal al incrementar a 1¼” el diámetro de esta tubería

concéntrica dentro de la tubería de producción corta.

80



0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

ST/ 4"x3½"CT 1¼"

LT/ 4"x3½"CT 1"

ST/ 3½"x3½"CT 1¼"

LT/ 3½"x3½"CT 1"

ST/ 3½"x3½"CT 1"

LT/ 3½"x3½"CT 1"

Tipo de Completación

Pres

ión

de C

abez

al (K

pa)



Figura 5.35 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de gas. Trayectoria A-PROD. Impacto de la tubería concéntrica de 1¼”.

Podemos observar en la Figura 5.35 que al incrementar el diámetro de la tubería de

inyección de gas disminuye la presión de cabezal. El mayor efecto se observa para la

tubería corta de la sarta 3½" x 3½" con tuberías de gas de 1¼” x 1” (tercera barra en la

grafica de izquierda a derecha). En esta condición el pozo no es capaz de producir cuando

se incrementa la tasa de gas a 14000 m3/d.

La sarta de completación que arroja los mejores resultados para la trayectoria A-

PROD, es la completación con revestidores 9⅝" x 7", tubería corta y tubería larga de 3½" x

3½" y unas tuberías concéntricas de inyección de gas para el levantamiento artificial de

1¼” x 1”. Para esta configuración se muestra el perfil de producción en la Figura 5.36 a lo

largo de la sección horizontal, utilizando 5000 m3/d como tasa de gas inyectado.

81


Completación - Revestidor R 7". STxLT 3½"x3½". CT 1¼”x1”.Perfil de Producción

0

20

40

60

80

100

120

140

840

860

880

900

920

940

960

980

1000

1020

1040

1060

1080

1100

1120

1140

1160

1180

1200

1220

1240

1260

1280

1300

1320


Tasa

de

Fluj

o (B

bl/d

)

Agua

Petróleo

Figura 5.36 Perfil de producción para la configuración DP- 3½" x 3½". CT 1¼” x 1”. Tasa de gas inyectado5000 m3/d. Trayectoria A-PROD.

En la Figura 5.36 se observa que la cantidad de flujo que entra al revestidor

ranurado proveniente del yacimiento (tanto petróleo como agua) es uniforme en la zona

central de la sección horizontal con incrementos hacia los extremos.


trayectoria B-PROD

En las configuraciones estudiadas para el segundo caso, se contemplaron

revestidores de 7" y 8⅝" para la sección horizontal del pozo, tal como se indica en la matriz

de simulaciones en el Anexo 1. Cabe destacar que en este caso se tiene la menor presión de

yacimiento y se estima la mayor tasa de flujo a producir de los tres casos a estudiar.

Los resultados obtenidos se presentan en la Figura 5.37 de igual manera que el

Caso 1. Inicialmente se compararon todas las configuraciones dobles paralelas previstas y

usando tubería de 1” de diámetro para la inyección del gas de levantamiento.

82

Pozo Productor / Trayectoria B-PRODPresión de Yacimiento 2900 Kpa - Tasa total de flujo producido 7700 Bbl/d


0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

ST/ 4½"x4½" LT/ 4½"x4½" ST/ 4"x4" LT/ 4"x4"


Pre

sión

de

Cab

ezal

(Kpa

)




Figura 5.37 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de gas. Trayectoria B-PROD.

Los resultados de las simulaciones realizadas para la trayectoria B-PROD usando la

configuración con revestidores 9⅝" x 7", con tubería corta y tubería larga de 3½" x 3½",

no se presentan en la figura anterior debido a que para esa configuración el pozo no fue

capaz de producir la tasa total de flujo de 7700 Bbl/d. Para una completación con

revestidores 11¾" x 8⅝" con tubería corta y tubería larga de 4" x 4" los resultados

mostraron que el pozo si podía producir pero la presión necesaria de cabezal obtenida fue

menor que la presión mínima por lo que ambos casos quedaron descartados.

La opción de completación seleccionada para este caso fue la completación con

revestidores 11¾" x 8⅝", tubería corta y tubería larga de 4½" x 4½", la cual satisface con

los requerimientos mínimos de presión de cabezal cuando son inyectados 5000 m3/d de gas

para el levantamiento artificial.

Para esta configuración se evaluó el impacto del incremento de la tubería de gas

que se encuentra dentro de la tubería corta de 1” a 1¼”, mostrándose los resultados en la

Figura 5.38.

83



0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

ST/ 4½"x4½"CT 1¼"

LT/ 4½"x4½"CT 1"

ST/ 4½"x4½"CT 1"

LT/ 4½"x4½"CT 1"


Pres

ión

de C

abez

al (K

pa)




Figura 5.38 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de gas. Trayectoria B-PROD. Impacto de la tubería concéntrica de 1¼”.

En la Figura 5.38 se aprecia que el efecto del incremento de la tubería concéntrica

para el gas de 1” a 1¼” es muy poco y para este caso representa cierta mejora porque las

presiones de cabezal son más similares entre si, para la configuración que tiene la tuberías

concéntricas de inyección para el levantamiento artificial de tamaños CT – 1¼” x 1”

(primera y segunda barra de izquierda a derecha).

Para la sarta de completación óptima se presenta en la Figura 5.39, el perfil de

producción a lo largo de todo el revestidor ranurado con el objetivo de verificar que la

caída de presión dentro de este revestidor sea la menor posible y no produzca una

diferencia de producción muy elevada en toda la sección horizontal de la completación. Al

igual que el Caso 1 la tasa de gas para el levantamiento artificial utilizada en esta

simulación fue de 5000 m3/d.

84


Completación - Revestidor R 8⅝",. STxLT 4½"x4½". CT 1¼”x1”.Perfil de Producción

0

20

40

60

80

100

120

140

160

710

750

790

830

870

910

950

990

1030

1070

1110

1150

1190

1230

1270

1310

1350

1390

1430

1470

1510

1550

1590

1630

1670


Tasa

de

Fluj

o (B

bl/d

)

Agua

Petróleo

Figura 5.39 Perfil de producción para la configuración DP- 4½" x 4½". CT 1¼” x 1”. Tasa de gas inyectado5000 m3/d. Trayectoria B-PROD.

Este perfil de producción muestra que alrededor de los últimos 800 metros (desde

900 m hasta 1700 m) el perfil de producción es bastante uniforme, mientras que para los

primeros 200 m, se presenta un incremento de la producción por este sector del revestidor.

Este perfil motivo a la revisión del perfil de presión a lo largo de la sección horizontal para

verificar que este no fuese mayor a 50 KPa.

Mediante la Figura 5.40 se observó que la caída de presión dentro de la sección

horizontal de la completación para este caso, se encontraba dentro de los límites ya que la

diferencia de presión estaba alrededor de 20 KPa.

85


Completación - Revestidor R 8⅝",. STxLT 4½"x4½". CT 1¼”x1”.Presión a lo largo del Revestidor ranurado

2850

2855

2860

2865

2870

2875

2880

2885

2890

2895

2900

700 900 1100 1300 1500 1700


Pre

sión

(Kpa

)

Figura 5.40 Presión dentro del revestidor ranurado para la configuración DP- 4½" x 4½". CT 1¼” x 1”. Tasade gas inyectado 5000 m3/d. Trayectoria A-PROD.


trayectoria C-PROD

Este caso presentaba las mismas condiciones de yacimiento que el Caso 2, pero la

tasa de flujo de producción estimada es menor. Por esta razón, se consideraron las mismas

opciones de completación que para el segundo caso, tal como se indica en la matriz de

simulaciones en el Anexo 1.

Inicialmente se estudiaron las tres configuraciones con el mismo diámetro de

tuberías para la inyección de gas (CT 1”), comparando las presiones de cabezal en la

Figura 5.41 para verificar cuales configuraciones cumplen con la presión mínima de

producción.

86

Pozo Productor / Trayectoria C-PRODPresión de Yacimiento 2900 Kpa - Tasa total de flujo producido 5133 Bbl/d


0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

ST/ 4½"x4½" LT/ 4½"x4½" ST/ 4"x4" LT/ 4"x4" ST/ 3½"x3½" LT/ 3½"x3½"


Pre

sión

de

cabe

zal (

Kpa

)




Figura 5.41 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de gas. Trayectoria C-PROD.

En este caso solo la completación con tuberías de tamaño DP- 4½" x 4½" satisface

la mínima presión de producción para todas las tasas de gas, mientras que el arreglo de

revestidores pequeños con tuberías de 3½" no cumple con este requerimiento.

Para este caso se selecciona la completación con revestidores 11¾" x 8⅝", con

tubería corta y tubería larga de 4½" x 4½", porque con una inyección de gas un poco

superior a los 1000 m3/d, la presión de cabezal ya era superior a los 1400 KPa.

Para esta configuración se estudió el efecto de incrementar el diámetro de la tubería

de inyección de gas de levantamiento, de la misma manera que para los Casos 1 y 2. Los

resultados se muestran a continuación en la Figura 5.42

87



0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

ST/ 4½"x4½"CT 1¼"

LT/ 4½"x4½"CT 1"

ST/ 4½"x4½"CT 1"

LT/ 4½"x4½"CT 1"


Pres

ión

de c

abez

al (K

pa)




Figura 5.42 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de gas. Trayectoria C-PROD. Impacto de la tubería concéntrica de 1¼”.

Al igual que el caso anterior el efecto del incremento de la tubería para la inyección

de gas a 1¼” es poco apreciable cuando esta tubería se encuentra dentro de una tubería de

4½”.

A continuación se presenta la Figura 5.43, que muestra el perfil de producción para

la configuración seleccionada como óptima para este caso. Esta simulación fue realizada

para la configuración donde se incluye el tamaño de tubería para levantamiento artificial de

1¼” para la tubería corta, y en donde la inyección realizada de gas fue de 5000 m3/d.

88


Completación - Revestidor R 8⅝",. STxLT 4½"x4½". CT 1¼”x1”.Perfil de Producción

0

20

40

60

80

100

120

140

750

770

790

810

830

850

870

890

910

930

950

970

990

1010

1030

1050

1070

1090

1110

1130

1150

1170

1190

1210

1230


Tasa

de

Fluj

o (B

bl/d

)

Agua

Petróleo

Figura 5.43 Perfil de producción para la configuración DP- 4½" x 4½". CT 1¼” x 1”. Tasa de gas inyectado5000 m3/d. Trayectoria C-PROD.

En el perfil de producción se observa el aporte de crudo y agua desde yacimiento

hacia el interior del pozo, obteniéndose para este caso el más uniforme de todos los casos

que se presentaron.

5.3 ANALISIS DE RESULTADOS

5.3.1 Pozos inyectores

La presión del yacimiento tiene gran influencia al momento de diseñar la sarta de

completación de un pozo inyector. A mayor presión será necesario generar vapor a una

mayor temperatura. Por esta razón las simulaciones de los pozos inyectores fueron

realizadas con el mayor valor de presión estimado para cada caso. Adicionalmente, la

escogencia del caso óptimo se realizó con la máxima tasas de vapor, con el objetivo de

evaluar el comportamiento del pozo bajo las condiciones más adversas en cada caso.

Al comparar todos los resultados de los pozos inyectores, se observó que las

configuraciones con tubería doble paralela arrojaron perfiles de presión, de calidad de

89

vapor y de tasa de vapor inyectadas al yacimiento mucho más uniformes que los perfiles

obtenidos en las configuraciones con tubería doble concéntrica.

Los resultados observados en todas las gráficas que presentan la calidad del vapor

en la sección horizontal muestran una gran diferencia para los dos tipos de completación.

Esta falta de uniformidad presente para las configuraciones del tipo concéntrico es debido

a que el flujo de vapor que circula dentro del espacio anular de la completación presenta

una transferencia de energía hacia el fluido que se encuentra dentro de la tubería

concéntrica. Esto hace que la calidad de la tubería larga sea tan elevada (es casi igual a la

calidad inyectada en el cabezal del pozo), mientras que la calidad del fluido dentro del

espacio anular caiga más rápidamente producto de la transferencia de calor hacia la tubería

interna y hacia el espacio anular del revestidor interior, el cual está lleno con gas metano.

Este gas se usa para reducir la transferencia de calor desde las tuberías de inyección de

vapor hacia el yacimiento ya que se encuentra a una temperatura menor que la temperatura

del vapor.

El salto de los valores de calidad del vapor observado en las gráficas para las

configuraciones concéntricas dobles, se debe a la gran diferencia entre las tasas de vapor

que vienen por la tubería corta y por la tubería larga e ingresan al revestidor ranurado para

inyectarse hacia el yacimiento.

Los casos de completación doble concéntrica DC-8⅝"x5" y DC-8⅝"x5½",

presentaron los peores resultados para las tres trayectorias simuladas debido a diferentes

factores además de la diferencia en la calidad del vapor de las corrientes de flujo dentro del

ánulo y de la tubería concéntrica. Las tuberías concéntricas tenían los diámetros más

grandes de todas las configuraciones estudiadas. Esto generó altas pérdidas de presión

dentro del revestidor ranurado, superando en muchas simulaciones los 50 KPa, tal como se

observó en el Caso 2.

Este incremento en el diferencial de presión origina que los perfiles de inyección de

vapor hacia el yacimiento sean muy poco uniformes. Si se comparan las gráficas de

perfiles de presión y perfiles de inyección es posible verificar la relación existente entre

estas. Cuando la inyección de vapor se comienza a dar de una manera más intensa en un

90

determinado sector y no de igual manera a lo largo de la sección horizontal, la cámara de

vapor se desarrollará de manera irregular y esto traerá como consecuencia una gran

disminución en la efectividad del proceso SAGD.

Además de los factores presentados anteriormente, estos casos de completación

concéntrica resultaron sobredimensionados para las tasas de inyección de vapor que se

tenían. Las presiones de inyección en ambas configuraciones, tanto para el ánulo como

para la tubería interna de 5½", resultaron ser mucho menores que las presiones de

inyección requeridas en configuraciones de tubería doble paralela.

Sin embargo, la configuración DC-7"x4½", presentó resultados aceptables para

todas las variables estudiadas, teniendo la excepción de la distribución de la calidad del

vapor a lo largo de la sección horizontal. Por esta razón, esta configuración queda también

descartada como una opción de completación para los pozos inyectores.

Por el contrario, se observa que los perfiles de calidad del vapor en las

configuraciones dobles paralelas resultan muy uniformes dentro del revestidor ranurado.

Esto se debe a una menor pérdida de calor desde las tuberías de inyección de vapor hacia el

yacimiento, debido a la presencia del gas metano que se encuentra en el revestidor

intermedio del pozo y cuya función es precisamente servir de aislante térmico.

Al analizar los resultados obtenidos para todos los casos utilizando la completación

del tipo DP- 4½" x 5", se encontró que el diámetro de la tubería larga generaba también

mayores pérdidas de presión en la sección horizontal del pozo, trayendo como

consecuencia distribuciones de inyección de vapor poco uniformes, perdiendo validez para

los casos estudiados debido a que este parámetro es uno de los más influyentes en el

proceso estudiado.

Con respecto a las simulaciones realizadas usando las tasas de vapor en condiciones

de operación “normal”, se observó la misma tendencia para todos los casos. La pérdida de

presión dentro de la sección horizontal resultó menor en comparación con los casos donde

se inyectaba la cantidad máxima de flujo, trayendo como consecuencia que los perfiles de

inyección fuesen más uniformes. Además, también se observó que la calidad dentro de la

91

sección horizontal era un poco menor para este caso que para el caso de tasa máxima

inyección.

Al comparar los perfiles de inyección obtenidos cuando se realizaron las

simulaciones para evaluar el efecto de la variación de los porcentajes de inyección de

vapor por cada tubería, se obtuvo un resultado similar para todos los casos. Esta

sensibilidad fue realizada por la incertidumbre existente acerca del comportamiento del

sistema cuando fuese necesario variar el porcentaje de inyección de vapor por las tuberías.

Dicha variación es realizada para afectar el desarrollo de la cámara si es necesario, es

decir, si mediante el monitoreo del pozo se determina que la cámara de vapor tiene un

mayor crecimiento en un sector cercano al inicio del revestidor ranurado que al final de la

sección horizontal del pozo, es necesario disminuir la tasa de inyección de vapor por la

tubería corta e incrementarla por la tubería larga para uniformizar el desarrollo de la

cámara de vapor.

Las simulaciones donde la distribución de flujo era 35% por la tubería corta y 65 %

por la tubería larga, presentaron un perfil de inyección de vapor muy similar a las

realizadas con una distribución de 50% por cada tubería, aunque se notó una mayor

uniformidad para el primer caso mencionado. Mientras que para una distribución de flujo

65% - 35%, el perfil de inyección mostraba que la mayoría del flujo era inyectado para los

primeros metros de la sección horizontal. Por todo lo anterior, la opción que arrojó los

mejores resultados fue la distribución de flujo ST x LT 35% - 65%.

5.3.1.1 Caso 1. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para la

trayectoria A-INY

Para este caso, todas las configuraciones evaluadas presentaron una caída de

presión dentro del revestidor ranurado menor que 25 KPa, la mitad del límite de diseño que

se tiene para los pozos SAGD. Por lo tanto, en este caso un pozo inyector con revestidor de

8⅝" puede completarse con una tubería larga de diámetro grande y tener pérdidas de

presión menores que 50 KPa. Esto se debe principalmente a que la longitud de la sección

horizontal para este tipo de pozos es de 500 m y la tasa de flujo de inyección es la más baja

de los tres casos estudiados.

92

La opción seleccionada para este caso fue la completación con dos tuberías

paralelas DP- 4½" x 4½". El perfil de presión ilustrado para esta opción y para la opción

DP- 5" x 4½", y la distribución de la inyección de vapor a lo largo de la sección horizontal

para ambos casos, fueron muy similares. En consecuencia la configuración DP- 4½" x 4½"

es la óptima por tener un diámetro más pequeño para la tubería corta.

También se observa que al usar tubería de 5” en la completación de estos pozos, la

presión de cabezal en estas tuberías es bastante baja en comparación con la tubería 4½".

Esta sería una ventaja ya que resulta menos costoso generar vapor a una presión menor.


trayectoria B-INY

En este caso se encontraron las condiciones más adversas, debido a que la tasa de

inyección requerida es la mayor de los tres casos y además tiene sección horizontal de

mayor longitud (1000 m).

En los resultados obtenidos se aprecia que utilizar tuberías con diámetro mayor que

4½" se generan pérdidas de presión mayores que 50 KPa. Por lo tanto, el uso de tuberías

con diámetro mayor que 4½” traería un impacto negativo en este caso.

Los perfiles de inyección de las opciones estudiadas para este caso (DP-4½"x4½" y

DP-5"x4½") presentan menos uniformidad que la observada en los otros casos aunque

eran muy similares entre sí. Principalmente debido a las pérdidas de presión en la sección

horizontal del pozo por la longitud del revestidor ranurado.

En las graficas que muestran los perfiles de presión para todas las tuberías, se

observa como la tubería larga de 4½” no es capaz de manejar la mitad del flujo total de

vapor estimado en este caso, porque la presión de la línea llega a la máxima presión de

inyección de 5200 KPa. Esto debido a que la inyección de vapor estimada para este caso

era la mayor de los tres casos estudiados.

93

La opción seleccionada como sarta de completación para el Caso 2 es la

configuración con dos tuberías paralelas DP-4½"x4½". Esta elección se debe

principalmente a que la tasa de vapor que no era inyectada hacia el yacimiento producto de

las limitaciones de presión en cabezal (250 BEWPD) era menor al 5% del total de la tasa

máxima de vapor estimada para este caso (5500 BEWPD), es decir, la tasa de vapor

inyectado era aproximadamente 95% de la tasa de vapor estimada para este caso. Además,

la tubería corta para la configuración seleccionada tenía un diámetro menor que la

configuración DP-5"x4½".


trayectoria C-INY

Las condiciones de yacimiento utilizadas para los pozos de trayectoria C-INY,

motivaron al estudio de una configuración extra. La presión de yacimiento fue 3800 KPa,

similar al Caso 2, pero la tasa de inyección de vapor era menor, originando que las

presiones de cabezal fuesen también menores. Al observar los resultados se decidió

estudiar la configuración DP-4"x4".

Para la opción de completación DP-4"x4", la pérdida de presión dentro de la

sección horizontal del pozo fue la menor porque la tubería dentro del revestidor era la de

menor tamaño. Esto a su vez, produjo el perfil de inyección más uniforme de todas las

configuraciones estudiadas.

Desde el punto de vista de optimización hidráulica, la mejor opción era la

configuración DP-4"x4" porque presentaba los mejores resultados, pero como los

resultados de la configuración DP-4½"x4½" eran también bastante buenos, la opción

seleccionada fue esta configuración. Esta decisión fue tomada debido a que de esta forma,

todas las opciones de completación para las sartas de los pozos inyectores tendrían tuberías

del mimo diámetro. Esto representa una ventaja desde el punto de vista económico y

manejo de inventarios del Proyecto EOR.

94

5.3.2 Pozos productores

En contraparte a los pozos inyectores, para estas simulaciones se tomó el mínimo

valor de presiones de yacimiento para el diseño de las sartas de completación con el

objetivo de simular las condiciones más adversas. Además de esto, las simulaciones se

realizaron solo para las tasas máximas de producción estimadas.

La presión a la cual operará el presión del separador en las instalaciones de

superficie es de 1100 KPa, por ende, se estimaron 300 KPa de perdidas entre el cabezal del

pozo y el separador multifásico, para determinar la mínima presión de cabezal a la que se

podía llegar para poder producir la totalidad de flujo en cada uno de los casos. La presión

mínima de producción se estimó en 1400 KPa. Este valor fue utilizado como el criterio

inicial para la escogencia de las configuraciones de sartas de producción óptimas.

En la selección de la configuración óptima para cada caso, la presión de cabezal

debía ser superior a 1400 KPa. Operar los pozos con una presión considerablemente

superior a la presión mínima permisible de cabezal tiene un impacto beneficioso, esto

debido a que si en el futuro la presión del cabezal disminuye, el flujo antes del separador se

estrangularía en menor proporción y todavía se podría seguir produciendo crudo utilizando

inyección de gas como método de levantamiento artificial. Pero a su vez este tipo de

operación tiene una desventaja, si la caída de presión producida en el fluido al

estrangularlo en la válvula de choque antes del separador para poder operar a 1100 KPa es

elevada, se generará un incremento considerable de la calidad del vapor en el fluido

producido. Este incremento tiene como consecuencia que el volumen de la fase gaseosa

(gas y vapor de agua) en la mezcla aumente de una manera apreciable causando que tanque

del separador multifásico no tenga el volumen adecuado para manejar la cantidad de gas y

líquido que se generará quedando subdimensionado y afectando el proceso de producción

de crudo. Es por eso que debe existir un balance en la presión de cabezal para la

producción de crudo, esta debe ser superior a la mínima permisible, pero un valor muy

superior de la presión traería un impacto negativo en el sistema.

Inicialmente los estudios se realizaron utilizando una completación con

levantamiento artificial, en donde las tuberías concéntricas (CT) de inyección de gas eran

de 1”. Pero a partir de una revisión de los estudios realizados, se tuvo que considerar el

95

efecto de del incremento de ¼” de la tubería concéntrica para el levantamiento artificial,

porque se determinó que dentro de esta tubería se colocaría un instrumento para el

monitoreo de la presión a lo largo de toda la completación del pozo.

Al observar los resultados obtenidos para cada caso, se pudo verificar que la

presión máxima de inyección de gas (7000 KPa) no era una limitante para las tasas de gas

que se manejaban. Una vez estudiados todos los resultados, se determinó que la tasa de gas

de inyección para el levantamiento artificial con mejores resultados fueron 5000 m3/d,

principalmente porque para la mayoría de los casos se observó que los beneficios en la

presión de cabezal cuando eran inyectados 10000 m3/d eran generalmente menores que

cuando se inyectaban 5000 m3/d, y en algunos casos, inyectar por encima de esta tasa de

gas ocasiona un efecto negativo para el proceso, debido a que se produce mucho más gas

que crudo y cae la producción de crudo teniéndose que disminuir la presión de cabezal

para poder desplazar a cabezal la totalidad del fluido. Las presiones de inyección de gas

encontradas para todos los casos estuvieron alrededor de 3500 KPa a 4000 KPa.

5.3.2.1 Caso 1. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor para la

trayectoria A-PROD

Las opciones estudiadas para los pozos productores de trayectoria A-PROD, fueron

las configuraciones DP-4"x3½" y DP-3½"x3½" dentro de un arreglo de revestidores 9⅝"

x 7".

Inicialmente se pudo verificar que para este caso, el incremento de la tubería corta

de 3½” a 4” generaba una gran diferencia de presión de cabezal, cuando las tasas de flujo

producidas se distribuían de igual manera por cada tubería. Este impacto era negativo para

la operación del pozo, porque se quería tener unas presiones de cabezal que tuviesen un

valor lo más similar posible.

Se observó que la inyección de tasas elevadas de gas para tuberías de 3½” generaba

muy pocos beneficios y cuando se incluyo el impacto del incremento del diámetro de la

tubería de gas, el impacto era negativo.

96

Por todo lo anterior la opción seleccionada en este caso, fue la completación con

revestidores 9⅝" x 7" y dentro de este arreglo dos tuberías de 3½”. Los diámetros de las

tuberías concéntricas para la inyección de gas fueron de 1¼” y 1”, para la tubería corta y

larga respectivamente. En esta configuración se verificó el perfil de producción en toda la

sección horizontal observándose un perfil bastante uniforme.


trayectoria B-PROD

Este caso presentaba condiciones muy diferentes al caso anterior, una presión de

yacimiento de 800 KPa menos y una tasa de flujo máxima de casi el doble del caso

anterior. Esto quería decir que seguramente los casos seleccionados para el estudio del

primer caso no tendrían ninguna validez para este caso, lo cual fue comprobado con los

resultados obtenidos.

En este caso no hubo que comparar ninguna configuración de completación, puesto

que las condiciones eran las más críticas, la opción a tomar como optima fue la

completación que contemplaba los tamaños de tuberías más grandes de todos los

estudiados para los pozos productores. Esta opción era la única que presentaba presiones

de cabezal superiores a los 1400 KPa siempre y cuando se inyecte una tasa de gas mayor o

igual que 5000 m3/d.

El impacto que trajo el incremento de la tubería de inyección de gas, se puede

considerar que no tuvo un gran efecto debido a que las tuberías estudiadas en este caso

eran de 4½ “ (1” más que el caso anterior). Se observó que a diferencia del primer caso las

presiones de cabezal disminuían muy poco para la tubería corta, siendo estas más similares

a las presiones de cabezal de la tubería larga.

El perfil de producción que se obtuvo para la configuración DP-4½"x4½", fue el

menos uniforme para las tres trayectorias estudiadas, pero al observar la gráfica que

muestra el diferencial de presión dentro del revestidor rasurado se verificó que ésta

diferencia era apenas un poco mayor a 20 KPa, por lo que este y los otros dos casos

97

cumplían con la condición de diseño de presentar una caída de presión menor a 50 KPa

dentro de la sección horizontal.


trayectoria C-PROD

Los resultados obtenidos para las configuraciones DP-4½"x4½" y DP-4"x4",

mostraban que ambas configuraciones servirían para la completación de los pozos de este

caso. Sin embargo, el caso DP-4"x4" parecía estar demasiado ajustado al requerimiento de

la presión mínima de producción, siendo este uno de los factores determinantes para la

elección de la optimización.

La sarta de completación con revestidores 11¾" x 8⅝" y dos tuberías de 4½” fue la

seleccionada para este caso, no solo por lo mencionado anteriormente, también el factor

económico motivo a realizar esta elección, para todos los casos de los pozos inyectores y el

caso anterior de los pozos productores se había seleccionado una sarta de completación que

incluía estos tamaños de tuberías.

Al igual que el caso anterior, el efecto que produjo el incremento del diámetro de la

tubería concéntrica para el gas inyectado, paso casi desapercibido.

El perfil de producción que presentó este caso, fue el más uniforme de todos los

casos de pozos productores estudiados.

98

CONCLUSIONES

El uso de programas capaces de simular los fenómenos físicos que se presentan en

la producción de crudo extra pesado con el método SAGD representan una herramienta de

gran utilidad a la hora de diseñar la completación de los pozos. En particular, para el

Proyecto EOR es fundamental contar tanto con un simulador de yacimiento para generar

los flujos a inyectar y producir como con un simulador de flujo desde el yacimiento hasta

la superficie para evaluar los parámetros hidráulicos.

El programa TWBS, es capaz de modelar y representar el proceso SAGD. Es

posible simular sartas de completación dobles (concéntricas y paralelas) tanto para pozos

inyectores como para pozos productores. Además permitir incluir el efecto de las tuberías

para inyección de gas de levantamiento artificial y del sistema de monitoreo en fondo.

La introducción correcta de todos los parámetros para las simulaciones con el

programa TWBS, genera tiempos de corrida para las simulaciones bastante cortos. Esto

hace que el simulador se convierta en una herramienta eficaz y versátil a la hora de realizar

estudios de completación de pozos. Es posible determinar en muy poco tiempo, si la

variación de alguna de las variables trae un impacto significativo o no en el proceso

estudiado.

Las propiedades del yacimiento y de los fluidos son los factores de mayor

influencia a la hora de evaluar los parámetros hidráulicos en el proceso SAGD. Es muy

importante seleccionar las condiciones operacionales más adversas para seleccionar los

diámetros de las tuberías para las sartas de completación.

La eficiencia del proceso SAGD gira en torno al desarrollo y mantenimiento de la

cámara de vapor. Es por eso que las condiciones del flujo dentro del revestidor ranurado

deben ser lo más uniformes posible ya que a partir de estas se generan los perfiles de

producción o inyección óptimos.

En la selección final de las configuraciones de completación, además de entrar en

juego la optimización hidráulica del sistema, también deben que considerar otros aspectos

tales como: simplicidad de las operaciones para bajar la completación recomendada,

99

facilidad para reparación del pozo, diseño orientado a la reducción de inventarios, entre

otros.

Los pozos con sección horizontal de 1000 m (tanto inyectores como productores),

presentan los casos más críticos en las simulaciones realizadas debido a que manejaban las

mayores cantidades de flujo.

Las sartas de completación para pozos inyectores utilizando la configuración doble

concéntrica arrojan perfiles de presión, de calidad de vapor y de tasa de vapor inyectado al

yacimiento más irregulares que los perfiles observados para las configuraciones con dos

tuberías paralelas. Una razón fundamental es que las configuraciones dobles concéntricas

tienen mayor pérdida de calor que las configuraciones con dos tuberías paralelas.

Al estudiar los casos de los pozos productores, se pudo apreciar que la inclusión del

efecto del vapor en conjunto con el gas para el levantamiento artificial es bastante

considerable al observar los resultados obtenidos en los estudios previos a este proyecto.

En los resultados obtenidos se observó que la inyección de gas trae un impacto

positivo para el sistema pero hasta cierto punto. Inyectar demasiado gas puede traer un

impacto perjudicial para el proceso debido a que se comienza a producir únicamente gas y

la eficiencia del proceso disminuye. La tasa de gas de inyección a partir de la cual el

impacto comienza a ser perjudicial depende principalmente del tamaño de la tubería de

producción.

100

RECOMENDACIONES

Utilizar data de campo proveniente de pozos SAGD para realizar simulaciones con

el programa TWBS a fin de verificar y comparar los resultados obtenidos con el simulador.

Utilizar otro programa del mercado (como Qflow), a fin de comparar los resultados

obtenidos en este proyecto con los resultados que se generen de un estudio similar usando

otro simulador.

Una vez que el proyecto sea puesto en marcha, comparar los resultados en este

estudio y en estudios posteriores a este con los resultados obtenidos cuando comience la

producción del petróleo.

Debido a que el programa puede trabajar hasta con siete componentes para realizar

las simulaciones, una recomendación sería la utilización de un estudio PVT que contemple

más de tres componentes para realizar las corridas.

Realizar simulaciones para evaluar el efecto del porcentaje de área abierta del

revestidor ranurado sobre los parámetros hidráulicos de los pozos inyectores y

principalmente en los productores.

Realizar simulaciones variando el valor del coeficiente global de transferencia de

calor para determinar el valor del mismo a lo largo de toda la trayectoria del pozo, usando

data proveniente de campo.

101

REFERENCIAS

[1]. Barberii, E., “El Pozo Ilustrado”, FONCIED, Cuarta edición, 1998.

[2]. Butler, R., “Developments and Description of Steam Assisted Gravity Drainage

Using Horizontal Wells”, Maurer Engineering Inc., 1997.

[3]. Das, S., “Improving the Performance of SAGD”, International Thermal Operations

and Heavy Oil Symposium, SPE/PS-CIM/CHOA 97921, 2005.

[4]. Das, S., “Wellbore Hydraulics in a SADG Well Pair”, International Thermal

Operations and Heavy Oil Symposium, SPE/PS-CIM/CHOA 97992, 2005.

[5]. Kisman, K.E., “Artificial Lift, A Major Unresolved Issue for SAGD”, Petroleum

Society’s Canadian International Petroleum Conference, 2001.

[6]. SCHLUMBERGER, “La importancia del petróleo pesado”, Oilfield Review

Autumn 2006.

[7]. Shin, H. and Polikar, M., “Optimizing the SAGD Process in Three Major Canadian

Oil-Sands Areas”, Society of Petroleum Engineers, SPE 95754, 2005.

[8]. Tan, T., “Thermal Wellbore Simulator V1.0”, T.T. & Associates Inc and

Petrostudies Consultants Inc., 2006.

[9]. Tan, T., Butterworth, E. and Yang, P., “Application of a Thermal Simulator with

Fully Coupled Discretized Wellbore Simulation of SAGD”, Journal of Canadian

Petroleum Technology, Volume 41, 2002.

[10]. TOTAL, “Drilling and Wells”, SINCOR HPP1 Conceptual Study, 2006.

[11]. Vanegas Prada, J.W., Cunha, L.B. and Alhanati, F., “Impact of Operational

Parameters and Reservoir Variables during the Starup Phase of SAGD Process”,

International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium, SPE/PS-CIM/CHOA

97918, 2005.

[12]. Wikipedia®, “Steam assisted gravity drainage”, September 2007. Disponible en:

http://en.wikipedia.org/

http://en.wikipedia.org/

102

NOMENCLATURA

BEWPD: Barriles equivalentes de agua por día.

CT: Tubería concéntrica de inyección de gas para el levantamiento artificial.

DC: Configuración de completación doble concéntrica.

DP: Configuración de completación doble paralela.

GOR: Relación gas-petróleo.

HASD: Inyección continua de vapor de forma alterna entre pozos horizontales.

HZ: Sección horizontal.

LT: Tubería larga de la sarta de completación del pozo.

ST: Tubería corta de la sarta de completación del pozo.

TVD: Profundidad vertical.

U0: Coeficiente global de transferencia de calor.

WHP: Presión de cabezal del pozo.

SAGD: Drenaje gravitacional asistido con vapor.

103

ANEXOS

104

Anexo 1. Matriz de simulaciones para los pozos inyectores y productores.

108

Anexo 2. Tabla de parámetros de simulación

Categoría delParámetro Caso Parámetro Valor

TVD 500 mA-INYHZ 500 m

TVD 400 mB-INYHZ 1000 m

TVD 400 m

Trayectorias

C-INYHZ 500 m

Revestidor I x Revestirdor R 11¾" x 8⅝"Porcentaje de área abierta en

el revestidor ranurado 3%

Configuración Doble ParalelaTubería Corta x Tubería

Larga (ST x LT)

4½" x 5"4½" x 4½"5" x 4½"

A-INYB-INYC-INY

Configuración DobleConcéntrica Tubería Corta x

Tubería Larga (ST x LT)

8⅝" x 5"8⅝" x 5½"7" x 4½"

Configuraciones deCompletación paraPozos Inyectores

C-INYConfiguración Doble Paralela

Tubería Corta x TuberíaLarga (ST x LT)

4"x4"

Porcentaje de área abierta enel revestidor ranurado 3%A-PROD

B-PRODC-PROD CT (ST) x CT (LT) 1" x 1"

1¼” x 1"Revestidor I x Revestirdor R 9⅝" x 7"

A-PROD Configuración Doble ParalelaTubería Corta x Tubería

Larga (ST x LT)

3½" x 3½"4" x 3½"

Revestidor I x Revestirdor R 9⅝" x 7"Configuración Doble Paralela

Tubería Corta x TuberíaLarga (ST x LT)

3½" x 3½"

Revestidor I x Revestirdor R 11¾" x 8⅝"

Configuraciones deCompletación paraPozos Productores

B-PRODC-PROD

Configuración Doble ParalelaTubería Corta x Tubería

Larga (ST x LT)

4½" x 4½"4" x 4"

109


Permeabilidad 30 Darcy

Ancho x Altura (Dx x Dy) 150 m x 25 mTodos los Casos

Longitud (Dz) 500m, 1000mTemperatura 260,1 °CA-INY

Presión 4700 KPa

Temperatura 247,3 °CB-INYC-INY

Presión 3800 KPa

Temperatura 231 °CA-PRODPresión 3700 Kpa

Temperatura 217 °C

Propiedades delYacimiento

B-PRODC-PROD

Presión 2900 KPa

Calidad del vapor en cabezal 95%A-INYB-INYC-INY Presión máxima de inyección 5200 KPa

Tasa de inyección de vapor3300 BEWPD -

Máxima 1800 BEWPD- Normal

A-INY Distribución de la tasa deinyección de vapor en las

tuberías (ST - LT)

50 % - 50 %35% - 65 %65 % - 35 %



B-INY Distribución de la tasa deinyección de vapor en las

tuberías (ST - LT)

50 % - 50 %35% - 65 %65 % - 35 %



Condiciones deOperación

Pozos Inyectores

C-INY Distribución de la tasa deinyección de vapor en las

tuberías (ST - LT)

50 % - 50 %35% - 65 %65 % - 35 %

110


Presión del Separador 1100 KPaPresión minina de cabezal 1400 KPa

Presión máxima de inyecciónde gas de levantamiento 7000 KPa

Tasa máxima de inyecciónde gas de levantamiento 14000 Bbl/d

Relación Gas - Petróleo 12 m³/m³

A-PRODB-PRODC-PROD

Sub-Cool 15 °C

A-PROD Tasas de producción Crudo - 1100 Bbl/dAgua - 3300 Bbl/d

B-PROD Tasas de producción Crudo - 2200 Bbl/dAgua - 5500 Bbl/d

Condiciones deOperación

Pozos Productores

C-PROD Tasas de producción Crudo - 1467 Bbl/dAgua - 3667 Bbl/d

Material Acero

Coeficiente Global detransferencia de Calor Uo=15 W/m.K

Rugosidad de las Tuberías(excepto Revestidor R) 0,00005 m

Propiedades delmaterial de las

tuberíasTodos los Casos

Rugosidad del Revestidorranurado 0,005 m

111


Tubería 1"OD – 1,00 inID – 0,840 in

Peso – 0,79 lb/ft

Tubería 1¼”OD – 1,25 inID – 1,090 in

Peso – 1,00 lb/ft

Tubería 3½"OD – 3,50 inID – 2,992 in

Peso – 9,20 lb/ft

Tubería 4"OD - 4.00 inID – 3,548 in

Peso – 9,50 lb/ft


Peso – 12,75 lb/ft


Peso -11,50 lb/ft


Peso -17,00 lb/ft


Peso -23,00 lb/ft

Tubería 8⅝"OD – 8,625 inID – 8,017 in

Peso -28,00 lb/ft

Tubería 9⅝"OD – 9,625 inID – 8,835 in


Características de lastuberías Todos los Casos

Tubería 11¾"OD – 11,75 inID – 10,772 in


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