PLAN DE EXPLOTACIÓN PARA EL DRENAJE...

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE ESTUDIOS PARA GRADUADOS

PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERO DE PETRÓLEO

PLAN DE EXPLOTACIÓN PARA EL DRENAJE ÓPTIMO DE LAS RESERVAS DE GAS Y CONDENSADO DEL YACIMIENTO OLI - 01 DEL BLOQUE E DEL ÁREA SUR

DEL LAGO DE MARACAIBO.

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de

MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE PETRÓLEO

Autor: Ing. Katherina Margarita González García. Tutor: Prof. Américo Perozo, M.Sc.

Maracaibo, enero de 2015.

González García, Katherina Margarita. Plan de explotación para el drenaje óptimo de las reservas de gas y condensado del yacimiento OLI - 01 del Bloque E del área Sur del Lago de Maracaibo. (2015) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 118 p. Tutor: Msc. Américo Perozo.

RESUMEN El SLE-OLI-01 es un yacimiento de gas condensado y petróleo el cual fue descubierto en el año 1.973 con la perforación del pozo SLE-42X, pozo que alcanzó la profundidad de 18.126 pies, teniendo como objetivo las Arenas Basales del Oligoceno. En el yacimiento se perforaron un total de 10 pozos, de los cuales actualmente se encuentran 3 pozos activos (22,22%),5 pozos inactivos (44,44%) y 2 pozos abandonados (33,33%). La producción diaria promedio actual (Enero 2015) es de 21,3 millones de pies cúbicos normales por día y 1.410 Barriles de petróleo de 42 °API con un RGP Promedio de 12.000 PCN/BN. Con el pasar de los años la producción de condensado ha disminuido sustancialmente producto de varios factores, entre los cuales podemos mencionar la declinación de la presión del área, la cual está muy cercana a la presión de saturación. En base a esto y considerando que este yacimiento es un suplidor parcial del Complejo Petroquímico “Ana Maria Campo (El Tablazo)”; fue necesario buscar estrategias de explotación considerando las cantidades originales de gas y condensado, que nos permitan producir las reservas del área a través de los pozos existentes de manera eficiente y racional a un menor costo , para ello se realizó un análisis exhaustivo sobre las reservas de de gas y condensado existentes, partiendo de las propiedades físicas y petrofísicas, así como de los fluidos presentes en el yacimiento mediante los análisis PVT disponibles.. Adicionalmente se realizó una revisión del modelo estructural y en base a esta información integrada; establecer los volúmenes originales en sitio de gas y condensado mediante el método volumétrico / grid map (Software Oil Field Manager).y de esta forma estimar la reservas de gas y condensado presentes en el yacimiento OLI-01. Finalmente se evaluaron los escenarios de explotación óptimos para la generación de un plan de desarrollo que sea factible técnicamente para el yacimiento OLI-01. Palabras claves: Condensado, Gas, Liviano, Oligoceno, declinación de presión, presión de saturación, estrategias de explotación, reservas. E-mail del autor: [email protected]

González García, Katherina Margarita. Explotation Plan for optimal drainage of the gas stockpiles and condensate reservoir OLI-01 of the Block E in the South Lake area in Maracaibo. (2015) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 118 p. Tutor: Msc Américo Perozo.

ABSTRACT

The SLE-OLI-01 is a condensate gas and petroleum reservoir, which was discovered in the year 1973 with the drilling of the well SLE-42X, well that reached the deep of 18.126 ft. aiming for the Basal Oligocene sands. In the reservoir a total of 10 wells were drilled, of which currently 3 are active wells (22,22%), 5 are inactive wells (44,44%) and 2 are abandoned wells (33,33%). The current average daily production (January 2015) is 21,3 million cubic feet per day and 1410 petroleum barrels of 42° API with an average RGP of 12.000 PCN/BN. With the passing of the years the condensate production has substantially decreased, due to various factors, among which we can mention the pressure decline of the area, which is very close to the saturation pressure. Based on this and considering that this reservoir is a partial supplier of the Petrochemical Complex “Ana Maria Campo (El Tablazo)”; is necessary to search for exploitation strategies considering the original quantities of gas and condensate, that allow us to produce the reservations area through the existents wells in an efficient and rational way at a lower cost. For that it was performed an in depth test about the gas and condensate reservations in existence, starting with the physical and petro physical properties, as well as the present fluids in the reservoir through the available PVT test. In addition a review of the structural model based on this integrated information was made; establish the original volume in gas and condensate site by the volumetric method / grid map (Software Oil Field Manager). And, this way, estimate the gas and condensate reservations present in the reservoir OLI-01. Finally the optimum exploitation scenarios were evaluated to make a development plan that is technically feasible for the reservoir OLI-01. Key Words: condensate, gas, light, Oligocene, pressure decline, saturation pressure, exploitation strategies, reservations. E-mail of the author: [email protected]

AGRADECIMIENTOS

A Dios ante todo por ser mi guía, apoyo e iluminar cada pasó de mi vida.

A mi madre Doris de González por darme la vida y ser el pilar fundamental de mi familia

y ayuda idónea para ser mejor persona.

A mi padre Gonzalo E. González, quien nos dio a mi hermana y a mí, el mejor ejemplo

de trabajo, honestidad, esfuerzo y constancia para el logro de los retos propuestos.

A mi Hermana Karen Josefina González de Fuenmayor que con su paciencia en todo

momento me ayudo a seguir adelante y a perseverar en el transcurso de mi

investigación.

A mis hijas Daniela Marian y Andrea Verónica Medina González, que con su paciencia,

ayuda y consuelo me apoyaron durante mis días de resignación y me impulsaron a

seguir adelante a pesar del poco tiempo que les dediqué durante esta investigación.

A mis compañeros de trabajo Alexander Aldana, Ramiro Medina y Carmen Chin,

quienes fueron mis pilares fundamentales para el logro de los objetivos.

A la ilustre Universidad del Zulia, Alma Mater de nuestro Estado.

A la Empresa PDVSA Petróleo S,A. , por su apoyo irrestricto.

A la Unidad de Explotación Centro Sur Lago.

A mi tutor académico Américo Perózo que con su oportuna ayuda, amplia experiencia y

sabia orientación ayudaron a desarrollar con éxito este proyecto.

A todas aquellas personas que de una u otra manera dieron su grano de arena para

que se materializara este proyecto, a todos gracias.

TABLA DE CONTENIDO

RESUMEN. 3

ABSTRACT. 4

AGRADECIMIENTOS. 5

TABLA DE CONTENIDO. 6

LISTA DE FIGURAS. 10

LISTA DE TABLAS. 12

LISTA DE ABREVIATURAS Y SIMBOLOS. 13

INTRODUCCIÓN 14

CAPITULO I EL PROBLEMA

1.1. Planteamiento y Formulación del Problema 15

1.2. Objetivos De La Investigación 16

1.2.1. Objetivo General 16

1.2.2. Objetivos Específicos 16

1.3. Justificación e Importancia de la Investigación 17

1.4. Viabilidad de la Investigación 18

1.5. Resultados Esperados de la Investigación 18

1.6. Delimitación de la Investigación 19

1.6.1. Reseña Histórica del Yacimiento OLI-01. Campo Centro Lago 19

1.6.2. Ubicación del Área de Estudio 21

CAPITULO II MARCO TEORICO

2.1. Antecedentes Teóricos de Ejecución de un Plan de Explotación para el

yacimiento OLI-01. 23

2.2. Bases Teóricas. 25

2.2.1. Yacimientos de Hidrocarburos. 25

2.2.2 Clasificación de los yacimientos de Hidrocarburos. 26

2.2.2.1 Geológicamente. 26

2.2.2.2 De acuerdo al estado de los Fluidos. 27

2.2.2.3 De acuerdo al mecanismo de producción. 30

Página

2.2.3. Presión en el Yacimiento. 34

2.2.3.1 Presión de formación. 34

2.2.3.2. Presión estática del Yacimiento. 34

2.2.3.3. Presión de fondo fluyente. 34

2.2.3.4 Presión de Rocío. 34

2.2.3.5 Presión de Burbujeo. 35

2.2.3.6 Presión al Datum. 35

2.2.4. Pruebas de Presión. 35

2.2.4.1 Pruebas de restauración de presión. 36

2.2.4.2 Pruebas de declinación de presión. 37

2.2.4.3 Pruebas Multi tasa. 37

2.2.4.4 Pruebas de producción DST. 38

2.2.4.5 Probadores de formación RST. 39

2.2.4.6 Prueba de gradiente estático o Dinámico. 41

2.2.4.7 Pruebas de Interferencia. 42

2.2.5 Saturación de Fluidos. 44

2.2.6 Arena Neta Petrolífera. 44

2.2.7 Análisis PVT. 45

2.2.7.1 Composición de Fluidos en el yacimiento. 46

2.2.7.2 Pruebas de expansión o Composición Constante. 46

2.2.7.3 Prueba de Liberación diferencial. 47

2.2.7.4 Prueba de Separadores. 47

2.2.7.5 Prueba de Viscosidad. 48

2.2.7.6 Validación de pruebas PVT. 48

2.2.7.7 Limitaciones de las pruebas de laboratorio. 48

2.2.8 Parámetros de Presión Volumen y temperatura. 49

2.2.8.1 Factor Volumétrico del petróleo Bo. 49

2.2.8.2 Relación Gas – petróleo en solución. 49

2.2.8.3 Factor Volumétrico del gas Bg. 49

2.2.8.4 Razón gas-petróleo acumulado. 50

2.2.8.5 Factor Volumétrico del agua. 50

2.2.8.6 Factor volumétrico total o bifásico. 50

2.2.8.7 Compresibilidad del petróleo. 51

2.2.8.8 Viscosidad del petróleo. 51

2.2.8.9 Comprensibilidad del gas. 51

2.2.8.10 Comprensibilidad del agua. 51

2.2.9 Métodos para el cálculo de reservas. 52

2.2.9.1 Método volumétrico. 52

2.2.10 Problemas en el yacimiento. 56

2.2.11 Restricciones alrededor del pozo. 57

2.2.12 Obstrucción en la tubería. 60

2.2.13 Producción de agua indeseable. 62

2.2.14 Estimulaciones. 69

CAPITULO III MARCO METODOLOGICO

3.1. Tipo de Investigación. 72

3.2. Diseño de la Investigación. 73

3.3. Población y Muestra. 74

3.4. Técnica de Recolección de Datos. 74

3.4.1. Observación Directa. 75

3.4.2. Entrevista no Estructurada. 75

3.4.3. Revisión Documental. 75

3.4.4. Secciones de Grupo. 76

3.5. Procedimiento de la Investigación. 76

3.5.1. Elaboración del Listado de Pozos. 76

3.6. Recopilación de la Data. 78

3.7. Validación de la Data. 78

3.8. Digitalización de la Data. 79

CAPITULO IV ANALISIS DE RESULTADOS

4.1 Propiedades Físicas y Petrofísicas del yacimiento OLI-01. 80

4.2 Propiedades de los fluidos. 82

4.3 Modelo Estructural del yacimiento OLI-01. 85

4.3.1. Marco Estructural Regional. 86

4.3.2. Marco Estructural Local. 88

4.4. Establecimiento de los volúmenes originales en sitio de gas y 91

condensado.

4.5. Estimación de las Reservas de gas y condensado. 96

4.6 Escenarios de Explotación Óptimo. 99

4.4.1 Comportamiento de producción de los pozos. 99

4.6.1.1 Pozo SLE 2. 99

4.6.1.2 Pozo SLE 6. 102

4.6.1.3 Pozo SLE 7. 104

4.6.1.4 Pozo SLE 42. 105

4.6.1.5 Pozo SLE 44. 108

CONCLUSIONES. 113

RECOMENDACIONES. 116

BIBLIOGRAFÍA. 117

LISTA DE FIGURAS

1 Historia de producción del yacimiento OLI-01. 21

2 Ubicación Geográfica del Bloque E Campo Centro Lago. 22

3 Diagrama de Fases. 27

4 Desplazamiento Hidráulico. 30

5 Desplazamiento por gas en solución. 31

6 Desplazamiento por capa de gas. 32

7 Influencia del mecanismo de producción primario en el porcentaje de recobro y presión del yacimiento.

33

8 Secuencia de Eventos para una Prueba de Restauración. 36

9 Secuencia de Eventos para una Prueba de Declinación. 37

10 Secuencia de Eventos para una Prueba Multi tasa. 38

11 Secuencia de eventos para una Prueba DST. 39

12 Representación Gráfica de la Herramienta RFT 40

13 Representación de los Gradientes Interpretados a través de los puntos de presión obtenidos de los probadores de formación.

40

14 Secuencia de eventos para una Prueba BHP-BHT. 41

15 BHP-BHT estático (izquierda) y BHP-BHT dinámico (derecha). 42

16 Representación de la Prueba de interferencia entre capas. 43

17 Prueba de Interferencia entre pozos. 43

18 Efecto del daño en la productividad. 59

19 Canales detrás del revestidor. 63

20 Fugas o goteras en el revestidor. 64

Página Figura

21 Canales formados en el yacimiento. 66

22 Fracturas entre inyector y productor. 67

23 Conificación de agua en el fondo. 68

24 Pozos con núcleos en el área. 81

25 Ubicación de la Cuenca del Lago de Maracaibo. 86

26 Esquema tectónico regional. 88

27 Sección estructural SO-NE 1. 89

28 Sección Estructural SO-NE 2. 90

29 Mapa Estructural del Yacimiento OLI-01. 91

30 Datos petrofísicos cargados en OFM. 91

31 Vista del filtro realizado en OFM para proceder al cálculo de las variables. 92

32 Mapa de Arena Neta Petrolífera. 92

33 Mapa de porosidad. 93

34 Mapa de Saturación. 93 35 Mapa del GOES. 94 36 Ventana de ecuación para el cálculo del GOES en OFM.

94

37 Mapa del GCOES. 95

38 Ventana generada con el valor del GCOES en OFM. 95

39 Disco de prueba del pozo SLE 44. 97

40 Histórico de Producción de Gas, Petróleo, Agua del Pozo SLE-2. 97



43

Histórico de Producción de Gas, Petróleo, Agua del Pozo SLE-42. 105


LISTA DE TABLAS

1. Clasificación del Petróleo Negro según su Gravedad API.

2. Caracterización de Fluidos de yacimientos en base a información de pruebas

de producción y análisis cromatográfico.

3. Lista de Pozos a evaluar.

4. Información de los pozos obtenida de los registros Ganma Ray.

5. Información obtenida por el petrofísico a través de Geographyx Discovery

Prizm.

6. Fechas de la toma de muestras de los registros PVT.

7. Recombinación matemática en el pozo SLE-71-X.

8. Recombinación matemática en el pozo SLE-44-X.

9. Recombinación matemática en el pozo SLE-42-X .

10. Valores PVT para el Cálculo de Reservas de Gas y Condensado.

11. Valores de GOES y GCOES por OFM.

12. Factores de Recobro según Libro de Reservas Oficial 2013.

13. Oportunidades Visualizadas por cada Pozo.

29

29

77

77

78

82

84

84

85

85

96

98

112

LISTADO DE ABREVIATURAS Y SIMBOLOS

PDVSA Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima.

E&P Exploración y Producción.

O Oeste.

E Este.

N Norte.

S Sur.

NO Nor-Oeste.

NE Nor-Este

SO Sur-Oeste.

SE Sur-Este.

BN Barriles Netos.

Bbpd Barriles Brutos de Petróleo por Día.

BND Barriles Normales por Día.

POES Petróleo Original en Sitio.

GOES Gas Original en sitio

GCOES Gas Condensado Original en Sitio

GSOS Gas Seco Original en Sitio

COES Condensado Original en sitio

Sgci Saturación de Gas Condensado

Bgci Factor Volumétrico del gas condensado

Bgi Factor volumétrico del gas inicial

Bo Factor volumétrico del petróleo

Bg Factor volumétrico del gas

Bga Factor Volumétrico del gas a la presión de abandono

Fr Factor de recobro

Frg Factor de recobro del gas

fg Fracción del gas

Rgci Relación gas/condensado original

GR Gamma Ray (Rayo Gamma).

e Espesor de arena neta

A Area del Yacimiento

Aprox Aproximadamente.

INPELUZ Instituto de Investigaciones Petroleras de La Universidad del Zulia.

ST Side Track.

RC Re-acondicionamiento.

Ø Porosidad.

K Permeabilidad.

mD Mili Darci.

m Metro.

Km Kilómetro.

Cm Centímetro.

mm Milímetro.

Dc Decímetro.

% Porcentaje.

INTRODUCCIÓN.

El Bloque E del Sur del Lago se encuentra ubicado en la parte Sur Occidental de la

Cuenca del Lago de Maracaibo y está limitado al Norte por los Bloques B y D, al Sur por

la franja acuática asignada a responsabilidad exploratoria de PDVSA EyP (Reservas

Nacionales); al Este por el Bloque D y al Oeste por la franja costera occidental del lago

muy próxima a las riveras del Río Catatumbo.

La evaluación del área Sur del Lago de Maracaibo, se ha realizado con el propósito de

fundamentar las oportunidades de explotación de la zonas de gas propuestas,

especialmente del Bloque E el cual se perfila como suplidor parcial del gas que garantice

la continuidad operativa del Complejo Petroquímico Ana María Campo.

En el Bloque E oficialmente, se han diferenciado dos yacimientos denominados:

SLE-OLI-01 y SLE-OLI-04, El yacimiento SLE-OLI-01 contiene gas condensado y

petróleo; el yacimiento SLE-OLI-04 únicamente petróleo.

Este Informe presenta la metodología seguida para llevar a cabo el plan de explotación

para el drenaje óptimo de las reservas de gas y condensado del yacimiento OLI - 01 del

bloque E del área Sur del lago de Maracaibo.

El estudio comprende la determinación de las propiedades físicas y petrofísicas del

yacimiento OLI-01 del bloque E; así como las propiedades de los fluidos presentes en el

yacimiento mediante los análisis PVT disponibles. La definición del modelo estructural, el

establecimiento de los volúmenes originales en sitio de gas y condensado mediante el

método volumétrico / grid map (Software Oil Field Manager), y así con toda esta

información recopilada analizar los escenarios de explotación óptimos según la

factibilidad técnica del yacimiento OLI-01, para finalmente proponer un plan de

explotación para el yacimiento OLI-01.

El trabajo está estructurado en cuatro capítulos, en el primero se establece el

problema, los objetivos, la justificación y limitaciones de a investigación. En el segundo

Capítulo los aspectos generales del área en estudio como lo es el Yacimiento OLI-01. En

el tercer capítulo se presenta la metodología implementada en el desarrollo del estudio y

en el cuarto y último capítulo se plantea la solución del problema, se concluye acerca de

la investigación y se dan recomendaciones de la misma.

.

CAPÍTULO I

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1. Planteamiento y Formulación del Problema.

El área Sur del Lago es una de las áreas con mayores reservas de condensado del

campo Centro Lago, con unos volúmenes de 1266,1 MMMPCN en reservas

recuperables, esta se perfila como un área prospectiva para ser desarrollada en los

próximos años. Las características de la mezcla de los fluidos de los yacimientos

provenientes de los bloques de producción de Sur del Lago; permiten catalogarla como

un área cuyo fluido presenta propiedades de gas condensado retrógrado, pero con

tendencia a crudo volátil debido al alto contenido de fracciones livianas de hidrocarburos.

Adicionalmente, la alta complejidad estructural del área representada por pozos muy

profundos (18500” aproximadamente) la hacen acreedora de características muy

particulares como lo son el presentar presiones cercanas a la presión de Saturación

(P.actual = 6600 Lpc P.sat = 6100 Lpc) y formación de Hidratos (Vapor de agua) por

condensación asociada a la alta producción de gas; estos aspectos impactan en la

efectividad de los trabajos a la hora de intervenir los pozos. Actualmente el área de

mayor prospectividad a desarrollar, basado en reservas de gas y condensado, es el

Bloque E, donde en los últimos años ha disminuido la producción de estos fluidos, por lo

tanto es necesario restablecer los valores de producción a niveles aceptables de tal

forma de mejorar la extracción en el área.

Con el objeto de obtener una explotación Optima del yacimiento OLI-01, que conforma el

Bloque E del área Sur del Lago, se debe realizar un análisis sobre las reservas de de

gas y condensado existentes.

Este trabajo de investigación se llevará a cabo debido a que en el área Sur del lago, en

el Bloque E la producción de gas y condensado ha venido declinando paulatinamente

sin poder revertir la tendencia. Adicionalmente, los trabajos de estimulación a los cuales

16

se han sometido los pozos, como actividad fundamental del plan de explotación, han

demostrado un porcentaje bajo de efectividad.

Teniendo en cuenta lo anterior, se debe proponer el Desarrollo de Estrategias de

Explotación para el drenaje optimo de las reservas de gas y condensado del yacimiento

OLI-01 del Bloque E del área Sur del lago de Maracaibo con la finalidad de recuperar lo

más pronto posible las reservas de gas y condensado del área.

Formulación del problema:

En base a lo anterior ¿Es factible el desarrollo de un Plan de Explotación para el drenaje

optimo de las reservas de gas y condensado del yacimiento OLI- 01 del Bloque E del

área Sur del lago de Maracaibo, considerando las reservas existentes en el yacimiento?

1.2 Objetivos de la Investigación.

1.2.1 Objetivo General:

Proponer un Plan de Explotación para el drenaje óptimo de las reservas de gas y

condensado del yacimiento OLI - 01 del Bloque E del área Sur del lago de Maracaibo.

1.2.2 Objetivos Específicos:

• Determinar las propiedades físicas y petrofísicas del yacimiento OLI-01 del bloque E.

• Determinar las propiedades de los fluidos presentes en el yacimiento mediante los

análisis PVT disponibles.

• Definir el modelo estructural del yacimiento en estudio.

• Establecer los volúmenes originales en sitio de gas y condensado mediante el método

volumétrico / grid map (Software Oil Field Manager).

17

• Analizar los escenarios de explotación óptimos según la factibilidad técnica del

yacimiento OLI-01.

• Proponer un plan de explotación para el yacimiento OLI-01.

1.3 Justificación e Importancia de la Investigación.

La industria petrolera representa el eje principal para el desarrollo económico del país,

es por esto que constantemente se realizan revisiones en las instalaciones,

infraestructura y procedimientos que se orientan hacia la búsqueda de nuevas

tecnologías, a fin de fortalecer y mejorar las actividades para la extracción, recolección y

tratamiento de los volúmenes de hidrocarburo. En este sentido, uno de los factores que

pueden ser estudiados para apuntar hacia el desarrollo de un plan de explotación

eficiente, es la determinación de las reservas de yacimiento, lo cual es muy importante

ya que permite efectuar con exactitud la estimación de la producción y proponer el

mejoramiento de la misma.

Basado en lo anterior, el desarrollo de esta estrategia de explotación sentará las bases

para la aplicación de una metodología de trabajo que propicie el desarrollo de nuevas

estrategias para los otros bloques del área Sur del lago, bajo las condiciones actuales

de los pozos pertenecientes al área. Por otra parte, esta investigación servirá como

punto de partida para el estudio de la productividad de los pozos del área Sur del Lago,

lo cual daría mayor confiabilidad a la hora de intervenir los pozos y tomar decisiones

acertadas.

Desde el punto de vista teórico, este estudio aportará conocimientos sobre el desarrollo

de un plan de explotación, asociando la estimación de reservas en el yacimiento OLI-01,

con el fin de obtener argumentos validos para la definición de estrategias con respecto al

mismo.

De igual manera, aportará a La Universidad del Zulia una guía metodológica, innovadora

y actualizada en referencia a los métodos que se utilizan para generación de los planes

de explotación de los yacimientos, con la cual se obtendrá una noción acerca de los

18

pasos que se deben realizar para proponer estrategias que mejoren la productividad de

los pozos; siendo una herramienta de mucha utilidad, la cual servirá de soporte a

estudios futuros relacionados con el tema; así como de consulta para aquellos nuevos

estudiantes que deseen adquirir conocimientos en el área de la ingeniería.

Finalmente desde el punto de vista práctico se dispondrá de un procedimiento para

identificar las reservas de gas y condensado presentes en el yacimiento, que por su

naturaleza tendrán distintos valores que las permitirán diferenciarse, proponiendo así

estrategias para el desarrollo del área; es así que para el ingeniero de petróleo es vital

conocer estos procedimientos ya que los mismos varían a lo largo del tiempo.

1.4 Viabilidad de la Investigación.

El desarrollo de un Plan de Explotación para el drenaje óptimo de las reservas de gas y

condensado del yacimiento OLI-01 del Bloque E del área Sur del lago; tiene factibilidad

técnica debido a que la Industria petrolera (PDVSA) dispone de Recursos:

• Humanos: personal técnico capacitado que sirve de apoyo para el desarrollo del

presente trabajo.

• Tecnológicos: software, programas computarizados, computadoras, etc.

• Financiero: se refiere al presupuesto destinado para la toma de data, así como el pago

al personal, adecuación de la infraestructura de los pozos e instalaciones para el logro

de los objetivos del presente trabajo.

1.5 Resultados Esperados de la Investigación y Estrategias de Difusión o

Implementación.

Con la ejecución de este proyecto de investigación se espera entre otros logros obtener

en base a la metodología empleada, una plan de explotación para el drenaje optimo de

las reservas de gas y condensado del yacimiento OLI-01 del Bloque E del área Sur del

19

lago; proporcionará a otros investigadores información relevante para desarrollar nuevos

estudios del área en general.

Adicionalmente aportará una nueva metodología de trabajo que puede ser aplicada en el

desarrollo de nuevas Estrategias de Explotación para el drenaje optimo de las reservas

de gas y condensado en otras área de interés. Además, sentará las bases para el

estudio de productividad de los pozos del área Sur del lago.

1.6 Delimitación de la Investigación.

• Espacial: La investigación se desarrollará en las instalaciones de PDVSA,

específicamente en el municipio Lagunillas, Edificio El Menito y en el área del Bloque E,

en el yacimiento OLI-01 del área Sur del Lago de Maracaibo.

• Temporal: Se empleará un tiempo de seis (06) meses para la ejecución del trabajo,

comenzando desde el mes de Septiembre del 2014, hasta el mes de Febrero del 2015.

1.6.1 Reseña Histórica del Yacimiento OLI-01. Campo Centro Lago.

El SLE-OLI-01 es un yacimiento de gas condensado y petróleo, fue descubierto en el

año 1.973 con la perforación del pozo SLE-42X, pozo que alcanzó la profundidad de

18.126 pies, teniendo como objetivo las Arenas Basales del Oligoceno, el cual se probó

a hoyo desnudo obteniéndose una producción de 840 BNPD; 12.054 PCN/BN; 41° API y

10% AyS; con reservas probadas de 46,2 MMBls de crudo (Condensado + Liviano). La

presión inicial del yacimiento fue de 7.700 Lppc, con un punto de rocío en un rango de

7.235 a 7675 Lppc. Posee un área de 1.549 Acres y una temperatura de 329 ºF.

El yacimiento comenzó su producción oficialmente en el año 1986 a través del pozo

SLE-71 X, con una tasa inicial de 2.300 BPND, 4.600 PCN/BN y 0.0 % de AyS. En el

año 1987 se incorporan a producción los pozos SLE-44 X y SLE-42X, obteniendo una

producción para el yacimiento de 4.500 BNPD y 2.980 PCN/BN, en el año 1.989 se

20

perforó el pozo SLE-1 y en 1990 el pozo SLE-2, con los cuales el yacimiento llegó a su

producción máxima de 9.700 BNPD y 2.200 RGP.

Posteriormente la producción de crudo fue disminuyendo y se mantuvo una relación gas-

petróleo promedio de 2.500 PCN/BN, adicionalmente el corte de agua incremento esto

es atribuido al pozo SLE-1, el cual según los registros eléctricos corridos en el mismo

presenta una posible zona de transición y mala cementación, a partir del año 1.994 se

observa un incremento en la producción y disminución del corte de agua debido al cierre

del pozo SLE-1 y trabajos de estimulación realizados a los pozos.

A partir del año 1998 incremento la relación gas –petróleo a causa del pozo SLE-6

incorporado a la producción del yacimiento con tasas de condensado de 450 BPND,

15.000PCN/BN y cortes de agua debajo del 3.0%.

Posteriormente, el ultimo pozo que se incluyo a producción fue el pozo SLE-7 en el año

2004. Este comenzó a producir con tasas de condensado en el orden de 290 BPND,

11.034 PCN/BN de RGP. Las curvas de comportamiento de producción de gas, petróleo

y agua desde su descubrimiento se muestran en la figura 1.

En el yacimiento se perforaron un total de 10 pozos, de los cuales actualmente se

encuentran 3 pozos activos (22,22%), 5 pozos inactivos (44,44%) y 2 pozos

abandonados (33,33%). La producción diaria promedio actual (Enero 2015) es de 21,3

millones de pies cúbicos normales por día y 1.410 Barriles de petróleo de 42 °API con

un RGP Promedio de 12.000 PCN/BN.

21

Figura 1. Historia de producción del yacimiento OLI-01 Campo Centro Lago.

Fuente: PDVSA (2014)

1.6.2 Ubicación del Área de Estudio.

El Bloque E del Sur del Lago se encuentra ubicado en la parte Sur Occidental de la

Cuenca del Lago de Maracaibo y está limitado al Norte por los Bloques B y D, al Sur por

la franja acuática asignada a responsabilidad exploratoria de PDVSA EyP (Reservas

Nacionales); al Este por el Bloque D y al Oeste por la franja costera occidental del lago

muy próxima a las riveras del Río Catatumbo. Figura 2.

En el Bloque E oficialmente, se han diferenciado dos yacimientos denominados: SLE-

OLI-01 y SLE-OLI-04, El yacimiento SLE-OLI-01 contiene gas condensado y petróleo; el

yacimiento SLE-OLI-04 únicamente petróleo.

1986 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 070

2000

4000

6000

8000

10000

Qo

(Bls

/D)

0

4000

8000

12000

16000

20000

RG

P (P

c/B

ls)

1986 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 070

10000

20000

30000

40000

50000

Qg

( Mpc

/D )

0

30

60

90

120

150

Qg

Acum

( M

MM

pc )

1986 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 070

250

500

750

1000

1250

Tasa

Rea

l de

Agu

a

0

200000

400000

600000

800000

1000000

Agu

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cum

ulad

a

1985 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 070.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

Poz

os A

ctiv

os

FECHA

22

Figura 2. Ubicación Geográfica del Bloque E Campo Centro Lago.

Fuente: PDVSA (2014)

B

D

C

A

EPDVSA-GAS

23

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1. Antecedentes Teóricos:

Son muy pocos los estudios que se tienen del yacimiento OLI-01, esto debido al poco

interés que se tenía en el área ya que sus pozos producían en flujo natural sin

inconvenientes y la poca disponibilidad de infraestructura a nivel de superficie impide el

desarrollo de nuevos proyectos debido a la gran inversión que hay que ejecutar, sin

embargo se encontraron algunas bibliografías del área en estudio:

Aguilar (2006), Evaluó las técnicas de estimulación aplicadas en los Bloques B, C y E del

área Sur del lago. Este trabajo fue muy importante ya que se obtuvieron fundamentos

teóricos generales sobre la estimulación de pozos los cuales servirán de base para el

estudio de la efectividad de los mismos en los pozos del Bloque E.

Suarez (2002), Realizó un estudio de factibilidad técnico-económica de incrementar la

producción de la segregación condensado natural mediante el proceso de estabilización.

Este trabajo servirá de referencia para evaluar el comportamiento del crudo condensado

a nivel de superficie.

García y Prieto (2001), utilizando los perfiles de presión de los pozos del área Lagomar,

determinaron la correlación de flujo multifásico vertical aplicable a la unidad de

explotación. En la cual utilizaron los perfiles de presión del pozo, según las variables de

producción, configuración del eductor, variables de yacimientos entre otros factores;

basándose en la data tomada entre los años 1999 hasta el 2000 y utilizando el simulador

PIPESIM, agruparon los pozos según las características similares y de esta manera

establecieron los rangos de aplicabilidad de las correlaciones. Esta investigación aporta

información relacionada con reglas metodológicas necesarias para la sistematización de

la variable además del establecimiento del tipo y diseño de la investigación.

24

Araujo y Perche (1999), realizaron la selección de la correlación de flujo multifásico

vertical para los campos de Mara y La Paz. Utilizando la metodología de comparación de

las curvas de los registros con las curvas arrojadas en el simulador por las correlaciones

existentes en la literatura. Este trabajo se encuentra estrechamente relacionado, ya que

comparte el estudio del comportamiento de flujo multifásico, aportando datos teóricos

importantes.

Cuauro (1998), determinó una correlación de flujo multifásico para el Campo Centro

Lago dependiente de las variables tales como Tasa de producción, relación gas-líquido

(RGL), profundidad del punto de inyección, grados ºAPI, porcentaje de ays, diámetro de

la tubería de producción y relación gas de formación (RGF), basada en los registros de

presión y Temperatura tomados a los pozos del campo, Utilizando la metodología del

análisis causa-efecto a través de la regresión múltiple para seguidamente comparar los

análisis y resultados de las pruebas de pozos y las del simulador de producción

culminando con un análisis económico. Este servirá solo como referencia en la

metodología aplicada en la definición del modelo de los pozos para predecir su

comportamiento.

Medina (1996), generó las curvas reales de Optimización en pozos productores de crudo

en el área Centro lago, escogiendo los pozos asociados a las estaciones de flujo CL-3 y

CL-4 debido a su alto grado de automatización, utilizó el simulador Wellflo y los registros

dinámicos de presión y temperatura realizados a los pozos, determinó las correlaciones

de flujo de los pozos verificando el ajuste de las presiones a lo largo de la tubería de

producción, obteniendo de esta forma el régimen de flujo de los pozos. Este trabajo

servirá de base teórica y metodológica para el estudio de la productividad de los pozos.

Entre otros Antecedentes se tiene que:

Inicialmente el Bloque E fue asignado a la Compañía Occidental en el año de 1970,

como parte de los contratos de servicios con C.V.P. Entre 1.971 y 1.974 se evaluó el

área con la perforación de los pozos SLE-41X, SLE-42X, SLE-43X, SLE-44X, SLE-61X y

SLE-71X. En 1983 Lagoven, S.A. tomó el control de la actividad en esta zona. En 1989

reinició la perforación con el pozo SLE-1, hasta 1997 con el pozo SLE-5. En 1998

25

PDVSA asumió la perforación del pozo exploratorio SLE-6X, y en el 2004 se perforó el

último pozo el SLE-7.

Actualmente este Bloque está asignado a PDVSA Gas. Oficialmente, se han

diferenciado dos yacimientos denominados: SLE-OLI-01 y SLE-OLI-04, El yacimiento

“SLE-OLI-01” contiene de gas condensado y petróleo; el yacimiento SLE-OLI-04

únicamente petróleo. El yacimiento SLE-OLI-01 fue descubierto en el año 1972 por el

pozo SLE-42X, con reservas probadas de 46,2 MMBN de crudo (condensado + liviano).

En 1996 se oficializó el yacimiento “SLE-OLI-04”, a consecuencia de la perforación del

pozo SLE-3, con reservas probadas de 94,0 MMBLS de crudo liviano.

La presión inicial del yacimiento estuvo alrededor de las 8.000 Lppc, con un punto de

rocío en un rango de 7.235 a 7.675 Lppc; actualmente la presión de yacimiento está

entre 6.600-6.500 Lppc. El Plan de Negocios del Bloque E, elaborado en 1.999, señala

que los análisis PVT caracterizan al yacimiento como gas condensado retrógrado, e

indican que la gravedad API y la RGP incrementan a medida que disminuye la

profundidad como resultado tanto de la segregación gravitacional como de los cambios

de temperatura y presión, observables en los PVT disponibles hasta la referida fecha.

En el caso del Campo Centro Lago, este no cuenta con estudios oficiales del área, en la

actualidad Estudios Integrados lleva a cabo el estudio Fase I del yacimiento OLI-01, con

el cual se busca entre otras cosas:

• Incrementar el recobro.

• Incrementar las reservas al estudiar más a fondo el yacimiento.

• Drenar más eficientemente las reservas remanentes de este campo.

2.2. Bases Teóricas.

2.2.1. Yacimientos de hidrocarburos

Un yacimiento puede definirse como un medio físico del subsuelo capaz de contener

fluidos y que por su condición física presenta propiedades, tales como: porosidad,

26

permeabilidad, y resistividad. Posee dimensiones (área y espesor) que permiten

ubicarlos y cuantificarlos y posee energía que permite extraer los fluidos. Los fluidos

contenidos, hidrocarburos y agua, tienen sus propias características que permiten

diferenciarlos unos de otros (Rojas, G., 1995).

2.2.2. Clasificación de los yacimientos de hidrocarburos

Los yacimientos de hidrocarburos pueden clasificarse como se indica a continuación:

2.2.2.1.- Geológicamente.

Desde el punto de vista geológico se utilizan las formas físicas de la parte sólida del

yacimiento como el criterio más sencillo para clasificarlos.. Según el criterio geológico

pueden clasificarse en:

• Estratigráficos: Son aquellos en donde el factor principal que determina la trampa es la

variación del tipo de roca o el cambio litológico que ocurre a lo largo de un estrato o de

una formación. Por consiguiente, la presencia de una trampa estratigráfica está

relacionada con el ambiente en el cual se depositaron los estratos y con el sitio que

ocupan en la cuenca. Algunos tipos de trampas estratigráficas pueden ser: lentes de

arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, sellos asfálticos, cambios de

permeabilidad, etc.

• Estructurales: Generalmente, después de la sedimentación de los estratos en una

cuenca sedimentaria, éstos son deformados por fuerzas subterráneas. Las

deformaciones más importantes que deben considerarse en las acumulaciones de

hidrocarburos son los pliegues y fallas. En cuanto a los pliegues, sólo los del tipo

anticlinal son capaces de entrampar los hidrocarburos durante su migración ascendente

gracias a su forma convexa. Las fallas son igualmente efectivas para el entrampamiento

porque en virtud del desplazamiento de las capas ofrecen una barrera abrupta a la

migración de los hidrocarburos. Algunas de estos tipos son: fracturas en calizas,

discordancias, fallamiento en areniscas, anticlinales, sinclinales, domos, etc.

27

2.2.2.2.- De acuerdo al estado de los fluidos

Los fluidos en un yacimiento consisten en mezclas de diferentes tipos de hidrocarburos

que dependen de la composición de la mezcla y de las condiciones de presión y

temperaturas existentes en el yacimiento. Para una composición fija de mezcla, un

diagrama de presión-temperatura como el mostrado en la Figura 3 que permite clasificar

los yacimientos en: Yacimientos de Petróleo Negro, Yacimientos de Gas Condensado y

Yacimientos de Gas Húmedo.

Figura N° 3. Diagrama de Fases.

Fuente: Craft y Hawkins, 1968. Modificado por Martínez, 2007.

Ahora bien, dependiendo del estado en que se encuentre inicialmente la mezcla de

hidrocarburos en el yacimiento, en forma general, los yacimientos se pueden clasificar

en yacimientos de gas y yacimientos de líquido. Los yacimientos de gas se subdividen

en yacimientos de gas seco, gas húmedo y gas condensado. A su vez, los yacimientos

de líquido pueden ser de petróleo volátil o de petróleo negro.

Seguidamente se da una descripción de cada uno de los tipos de yacimientos aquí

indicados.

28

• Yacimientos de gas seco: Existen en estado gaseoso a cualquier presión y a

temperaturas mayores a la cricondentérmica. La fase gaseosa es la única en el

yacimiento y permanece en ese estado durante su producción. Contienen principalmente

metano (C1) % C1 > 90 con pequeñas cantidades de pentano (C5) y componentes más

pesados % C5 + < 1.

• Yacimientos de gas húmedo: Al igual que los yacimientos de gas seco, existen en

estado gaseoso a condiciones de yacimiento. A condiciones de separación en superficie

la mezcla cae en la región de dos fases, generando relaciones gas-líquido que varían

entre 60.000 y 100.000 PCN/BN. El líquido del tanque tiende a ser incoloro y con

gravedad API mayor a 60 °.

• Yacimientos de gas condensado: Estos yacimientos existen naturalmente a una

temperatura entre la crítica y la cricondentérmica. Bajo esta situación, al ocurrir una

disminución isotérmica de la presión se alcanza el punto de rocío y se produce una

condensación de parte de la mezcla. Por debajo de la zona retrógrada, la disminución de

presión produce vaporización del condensado hasta que se alcanza nuevamente la

curva de rocío.

La zona retrógrada está limitada a la parte superior por la curva de rocío entre el punto

crítico y el cricondentérmica y en la inferior por la curva que une los puntos de máxima

temperatura de las curvas de isocalidad. La curva de rocío retrógrado es típica para un

gas condensado y la importancia de su conocimiento reside en que a presiones por

debajo de la presión de rocío retrógrada empieza a ocurrir la condensación retrógrada.

En la composición de la mezcla de este tipo de hidrocarburos, el contenido de C1 es

mayor de 60 % y el de C7 + menor de 12,5%.

• Yacimientos de petróleo volátil: La mezcla de hidrocarburos en el yacimiento se

encuentra inicialmente en estado líquido cerca del punto crítico y su temperatura es

ligeramente menor que la crítica. El equilibrio de las fases de estos yacimientos es muy

pobre, produciéndose un encogimiento del crudo, hasta de 45%, cuando la presión cae

ligeramente por debajo de la presión de burbujeo.

29

La Relación Gas Petróleo (RGP) de estos yacimientos se encuentra en el rango de

2.000 a 5.000 PCN/BN y el petróleo de tanque tiene un color amarillento oscuro a negro

y una gravedad API generalmente mayor de 40°.

• Yacimientos de petróleo negro: A condiciones de yacimiento la temperatura es muy

inferior a la temperatura crítica. El petróleo es de baja volatilidad y tiene un alto

porcentaje de C7+ > 40. En el tanque, el petróleo tiene una gravedad API menor de 40°

y un color negro o verde oscuro. La clasificación de los crudos negros dependiendo de la

gravedad (o densidad) se muestra en la Tabla 1.

Tabla N° 1. Clasificación del Petróleo Negro según su Gravedad API Fuentes: Rojas, G. (1995).

La Tabla 2. Muestra en resumen los valores que caracteriza cada uno se los tipos de

fluidos.

Tabla N° 2. Caracterización de Fluidos de yacimientos en base a información de pruebas de Producción y análisis cromatográfico.

Fuente: Rojas G. (1995).

30

2.2.2.3 De acuerdo al mecanismo de producción:

El Mecanismo de Producción es el proceso mediante el cual los fluidos del yacimiento se

mueven a través del medio poroso hacia el fondo del pozo. Estos mecanismos son:

• Empuje hidráulico: Se produce cuando la disminución de la presión del yacimiento

origina la expansión de un acuífero adyacente al mismo. La efectividad de este empuje

depende del tamaño del acuífero y de la permeabilidad de la roca del yacimiento y los

factores de recobro en algunos casos pueden estar cerca al 50%.

En este empuje existe inicialmente una rápida declinación de la presión que se hace

cada vez menor con la producción; la tasa de producción de petróleo disminuye

lentamente y a su vez la producción de agua aumenta. El empuje puede ser Activo o

Parcial, según sea el reemplazo volumétrico de fluido del acuífero al yacimiento; y

Lateral o de Fondo, según la posición del acuífero en la estructura del yacimiento.

.

Figura N° 4. Desplazamiento Hidráulico. Fuente: Fuente: Rojas G. (1995)

• Empuje de gas en solución: Es el mecanismo de producción más corriente y

generalmente contribuye a la producción de la mayoría de los yacimientos.

31

Ocurre cuando los fluidos del yacimiento se encuentran en una sola fase o en dos fases

uniformemente distribuidas. A medida que se produce dicho yacimiento ocurre una

disminución de presión, la cual origina una expansión de los fluidos liberándose los

hidrocarburos livianos disueltos en el petróleo (gas) y ocupando el lugar del fluido

producido.

Este empuje tiene un factor de recobro alrededor del 25%, y sus principales indicadores

son la rápida declinación de la presión y de la tasa de producción así como la rápida

elevación de la relación gas - petróleo (RGP) por cierto período y una rápida disminución

posteriormente, debido a que el factor volumétrico de formación de gas a bajas

presiones hace que mucho gas represente poco.

Figura N° 5. Desplazamiento por gas en solución.

Fuente: Fuente: Rojas G. (1995).

• Empuje por capa de gas: Este mecanismo de producción ocurre en forma natural en

aquellos yacimientos saturados que exhiben inicialmente una capa o casquete de gas

natural, o una capa o casquete formada posteriormente al segregarse el gas natural

salido de solución (casquete secundario de gas). En estos yacimientos, el gas, por su

gran compresibilidad, representa energía acumulada para inducir a la producción de

hidrocarburos. La capa de gas se expande a medida que se produce petróleo del

32

yacimiento, lo cual ocurre mediante el tipo de desplazamiento conceptualmente

semejante a un pistón.

Se apreciará que a medida que se reduce la presión en la zona petrolífera, el gas tiende

a expandirse y desplaza liquido hacia las zonas de menor presión, donde ocurre la

producción. El factor de recobro por este método se encuentra entre 25 y 55%, sin

embargo su efectividad se reduce a medida que se produce el gas en forma

descontrolada. Se caracteriza por una baja declinación de la presión del yacimiento y de

la producción y así como por un aumento lento de la relación gas - petróleo.

Figura N° 6. Desplazamiento por expansión de la capa de gas.

Fuente: Fuente: Rojas G. (1995).

• Empuje por expansión líquida:Ocurre en yacimientos subsaturados, en los cuales el

gas en solución no sale hasta que la presión del yacimiento decline por debajo de la

presión de burbujeo. Mientras ocurre esta reducción, y si no existe en el yacimiento otro

mecanismo de impulsión, la producción será debida a la expansión del petróleo líquido.

• Empuje por gravedad:Ocurre únicamente bajo condiciones especiales, en las cuales

el yacimiento tiene alto buzamiento y favorece la segregación por gravedad del petróleo

y gas. Esta segregación es un flujo contracorriente donde el gas migra hacia la parte alta

de la estructura, separándose del líquido por diferencia de densidad. Con el tiempo, y

dependiendo del volumen del yacimiento, es posible que se forme una capa secundaria

de gas en el tope de la estructura, ayudando al drenaje total del yacimiento.

33

Una segregación gravitacional efectiva, como también se le llama a este empuje,

requiere un yacimiento uniforme de alta permeabilidad vertical, espesor considerable o

apreciable buzamiento.

• Empuje combinado: Ocurre cuando en el yacimiento actúan dos o más mecanismos

de expulsión simultáneamente. La identificación del mecanismo de producción es de

vital importancia para realizar cualquier estudio de yacimientos

• Empuje por compactación: Este mecanismo está presente en mayor o menor grado

en todos los yacimientos, y ocurre debido a la disminución del volumen poroso del

yacimiento a consecuencia del peso de las rocas suprayacentes, creando un diferencial

de presión entre la presión a la cual están los fluidos dentro de los poros de la formación

y la presión ejercida por el peso de las rocas suprayacentes.

Una vez identificado el tipo de yacimiento y el mecanismo de producción predominante

en el medio poroso, el ingeniero de yacimientos debe seleccionar el método de

producción, de acuerdo a la energía predominante en el yacimiento y siguiendo un

control estricto sobre el comportamiento de la producción. Debe aprovechar al máximo

dicho mecanismo de expulsión para recuperar la mayor cantidad posible de

hidrocarburo. En la Figura 7, se muestra gráficamente el porcentaje de aporte de cada

uno de los mecanismos antes mencionados.

Figura N° 7. Influencia del mecanismo de producción primario en el porcentaje de

recobro y presión del yacimiento. Fuente: Craft y Hawkins (1968).

34

2.2.3 Presión en el yacimiento

2.2.3.1 Presión de formación

La presión de formación es la presión a la cual están sometidos los fluidos dentro de los

poros de la formación antes o después de la producción de los fluidos.

2.2.3.2 Presión estática del yacimiento

Es la presión que tiene el yacimiento sin tener producción, en la mayoría de los casos se

considera la presión virgen que tenía el yacimiento sin pozo alguno perforado. Mientras

mayor sea esta presión, mayor será la posibilidad de extraer una gran cantidad de

hidrocarburos.

2.2.3.3 Presión de fondo fluyente

Es la presión que se mide en el fondo de un pozo a nivel de la zona del cañoneo, a

condiciones de flujo gobernadas por un estrangulador. Es decir que el pozo está siendo

producido ó que los fluidos no están en equilibrio en el yacimiento.

2.2.3.4 Presión de rocío (Pd)

La presión de rocío puede definirse como la presión a la cual se forma la primera gota de

líquido al pasar de un sistema del estado gaseoso al estado de dos fases, donde la fase

gaseosa está en equilibrio con una cantidad infinitesimal de líquido. El conocimiento de

la presión de rocío o retrógrada, es importante en el estudio de yacimientos de gas

condensado porque a presiones por debajo de ésta ocurre la condensación retrógrada

en el yacimiento.

35

2.2.3.5 Presión de burbujeo (Pb)

La presión de burbujeo ó presión en el punto de burbujeo como también se le llama, se

designa por el símbolo, Pb, y se define como la presión a la cual se forma la primera

burbuja de gas al pasar un sistema del estado líquido al estado de dos fases, donde la

fase líquida está en equilibrio con una cantidad infinitesimal de gas libre.

2.2.3.6 Presión al datum

Es la presión promedio del yacimiento referido a una profundidad en el yacimiento

denominada datum.

2.2.4 Pruebas de presión

Las pruebas de presión consisten en la medición de dos variables, la tasa de producción

y la presión del yacimiento. Se basan en la generación de una perturbación en el

yacimiento, o lo que es igual, un cambio en una de las dos variables mencionadas

(generalmente la tasa de flujo), y se registran los cambios sobre la otra variable

(presión). La forma característica del comportamiento de la presión en función del

tiempo, refleja las propiedades del yacimiento estudiado

Entre los parámetros que se pueden obtener a partir de una prueba de presión se

tienen:

• Presión Inicial y Presión Promedio del yacimiento.

• Tipo de Fluido.

• Transmisibilidad de la formación.

• Factor de Daño Total de la formación.

• Área de drenaje, evaluación de estimulaciones por fracturamiento hidráulico.

• Modelo Geométrico del área de drenaje.

• Caracterización de los efectos de llene.

• Presencia del flujo no Darcy.

36

• Heterogeneidad de la roca o la estructura y anisotropía.

• Comunicación entre pozos.

El tipo de prueba de presión a realizar en un yacimiento depende básicamente de los

mismos objetivos que se desean evaluar de la prueba. Entre los diferentes tipos de

pruebas de presión encontramos:

2.2.3.1 Prueba de restauración de presión (Build up)

Estas pruebas por lo general se realizan en pozos productores y consiste en producir a

una tasa estabilizada para luego cerrarlo y permitir la restauración de la presión de fondo

y medir estos cambios de presión en función del tiempo. En la Figura 8. Se tiene la

representación gráfica de la tasa (parte superior) y presión (parte inferior), para una

prueba de restauración de presión (Build up).

En una primera etapa el pozo se encuentra fluyendo a una tasa constante pero

posteriormente es cerrado. El cierre puede ser en superficie o en el fondo del pozo, por

lo general se recomienda realizar las pruebas con cierre en fondo y así disminuir el

efecto de almacenamiento en el pozo. La presión tenderá a incrementar hasta alcanzar

la estabilización de presión dentro del yacimiento, por lo que se puede obtener una

referencia de la presión actual del yacimiento.

Figura N° 8. Secuencia de Eventos para una Prueba de Restauración.

Fuente: PDVSA (2008).

37

2.2.3.2 Pruebas de declinación de presión o arrastre (Draw Down)

Estas pruebas se realizan haciendo producir un pozo a tasa constante y registrando la

presión en función del tiempo, la información que se obtiene usualmente incluye la

permeabilidad del yacimiento, el factor de daño y el volumen del yacimiento (si la prueba

se realiza por largo tiempo). Por lo general este tipo de pruebas se lleva a cabo justo

antes de realizar una prueba de restauración de presión. Como se muestra en la Figura

9. En la primera etapa se tiene un flujo constante en la cual se realiza la medición para la

prueba de declinación y posterior un cierre (restauración), la información a interpretar

serán los datos de presión recopilados durante el tiempo que el pozo esté fluyendo.

Figura N°9. Secuencia de Eventos para una Prueba de Declinación.


2.2.3.3 Prueba Multi tasa (Flow after Flow)

Este tipo de pruebas se realiza con diferentes tasas, comienza una etapa de limpieza en

la cual fluye el pozo por un tiempo determinado hasta que este comience a reportar

muestras de petróleo libre de trazas de lodo, evitando así de esta forma registrar

presiones asociadas al fluido de perforación, posteriormente se realiza un cierre de

pozo, procurando alcanzar la estabilización del flujo llevándose a cabo con varios flujos

precedidos de varios cierres.

En la Figura 10. Se aprecia el comportamiento clásico de presión y tasa para la prueba

multi tasa en donde, va aumentando la tasa producida debido a los cambios de reductor

38

realizados en superficies hasta alcanzar una estabilización en la producción,

posteriormente intercalada.

Figura N° 10. Secuencia de Eventos para una Prueba Multi tasa.


2.2.3.4 Pruebas de producción DST (Drill Stem Test)

Es una completación temporal cuyo arreglo de empaques y válvulas se localizan al final

de la sarta, se usa para aislar una zona de interés y dejarla producir a través de la sarta,

lo que permite registrar la presión de fondo, temperatura y tomar muestras de fluidos

como si el pozo fuera completado en ese intervalo.

Generalmente se lleva a cabo fluyendo el pozo de forma alternada y consta de dos

períodos de flujo cada uno seguido de un período de cierre (ver Figura 11) La presión se

registra de forma continua. Realizando un análisis de presión a través de los Métodos de

Horner y de la Derivada, en los cierres de la prueba DST, se pueden obtener parámetros

de permeabilidad, daño, presión del yacimiento.

39

.

Figura N° 11. Secuencia de eventos para una Prueba DST. Fuente: PDVSA (2008).

2.2.3.5 Probadores de formación RFT (Repeat Formation Test)

Esta herramienta permite la comunicación de un sistema para medir presiones y tomar

muestras de fluidos en la formación, se realiza en hoyo abierto e inmediatamente

después de correr registros eléctricos debido a que la herramienta tiene unas pocas

pulgadas de alcance y evitando así tomar muestras correspondientes al lodo filtrado.

Actualmente también se ha desarrollado herramientas que permiten tomar muestras de

fluidos y puntos de presión durante la perforación con MWD y LWD. Por lo general esta

herramienta consta de un patín que va pegado a la pared del hoyo, con dos cámaras de

secuencia hidráulicas accionadas eléctricamente desde superficie, de esta manera se

aisla la medición de presión de la columna hidróstatica con la medición de presión de la

formación como se aprecia en la Figura. 12.

La prueba consiste en medir puntos de presión a diferentes profundidades del pozo con

el fin de determinar:

• Contactos Agua-Petróleo y Gas Petróleo.

• Definición y delimitación de yacimientos compartamentalizados.

• Determinación del agotamiento diferencial.

• Estimación de la permeabilidad (k) y/o de la movilidad.

• Muestreo de fondo de los fluidos.

• Presión Inicial de la formación.

40

• Gradientes de presión a lo largo de la formación.

• Daños por lodo de perforación.

Figura N° 12. Representación Gráfica de la Herramienta RFT.


En la Figura 13. Se aprecia los puntos de presión registrados con la herramienta RFT

(puntos negros) y adicionalmente se muestra la tendencia de los gradientes generados a

partir de las rectas pertenecientes a cada gradiente, la recta rojo correspondiente a un

gradiente de gas, la recta verde correspondiente a un gradiente de presión de petróleo y

la recta azul correspondiente a los puntos de presión tomados para una zona de agua,

junto con la lectura de resistividad y la lectura de los rayos gamma. Es importante tener

en cuenta que los puntos de presión a ser considerados para calcular el gradiente deben

estar contenidos en la misma arena.

Figura N° 13.Representación de los Gradientes Interpretados a través de los puntos de

presión obtenidos de los probadores de formación. Fuente: PDVSA (2008).

41

2.2.3.6 Prueba de gradiente estático o dinámico (BHP-BHT) (“Bottom hole pressure –

Bottom hole temperature”)

Estas pruebas consisten en la medición de puntos de presión dentro de la tubería de

producción, se puede hacer con el pozo fluyendo (determinando gradiente dinámico) o

con el pozo cerrado (determinando gradiente estático). La prueba se realiza

introduciendo un sensor en la tubería de producción y registrando cada cierta

profundidad (1000 pies, 500 pies, 100 pies) por diferente paso de tiempo. La respuesta

de presión mientras se realiza la medición de gradiente estático se aproximará al valor

de gradiente del fluido encontrado dentro de la formación siempre y cuando durante la

prueba no se perciba ningún cambio importante de segregación de fluidos.

En la Figura. 14. se aprecia la secuencia de eventos, en la primera etapa se van

registrando puntos de presión a cierta profundidad, esta variación de profundidad suele

ser constante hasta llegar al punto donde se tomarán las medidas de presión por encima

del tope de intervalo cañoneado, evitando así distorsión por el fluido proveniente del

yacimiento.

Figura N° 14 Secuencia de eventos para una Prueba BHP-BHT.


La siguiente imagen representa el registro de presión durante una prueba BHP-BHT,

para la imagen de la derecha se tiene el registro de presión durante una prueba

dinámica y la medición de una prueba BHP-BHT con el pozo cerrado para la imagen de

la izquierda (Figura. 15).

42

Figura N° 15. BHP-BHT estático (izquierda) y BHP-BHT dinámico (derecha).


2.2.3.7 Prueba de interferencia

Estas pruebas tienen como finalidad comprobar la comunicación entre pozos en un

mismo yacimiento, también pueden ser realizadas en un mismo pozo para determinar el

flujo entre capas (ver Figura 16).

En una prueba de interferencia cuyo fin sea determinar la comunicación entre pozos,

uno de éstos es colocado a producción y los cambios de presión son observados en el

otro pozo. La prueba de interferencia puede ser útil para caracterizar propiedades del

yacimiento sobre una escala mayor que una prueba sencilla.

Los cambios de presión a una gran distancia del productor son mucho más pequeños

que en el pozo productor mismo, por lo tanto las pruebas de interferencia requieren

sensores de presión mucho más sensibles y con una capacidad de almacenamiento de

información mucho mayor a los sensores comunes.

Si se desea conocer la comunicación entre capas durante el registro de presión y

caudal para la sección abierta (capa inferior), (Figura. 16 gráfico de la izquierda) si al

mismo tiempo es puesto en producción el intervalo superior, si existe comunicación se

registrará una disminución de la tasa en el intervalo inferior.

43

Figura N° 16. Representación de la Prueba de interferencia entre capas.


En la Figura. 17. se presenta el caso en que se realiza una prueba de interferencia y se

desea conocer la comunicación entre pozos, uno de éstos es colocado en producción

(pozo Activo) y en el otro pozo se lleva a cabo un monitoreo de presiones (pozo

Observador), si no existiese comunicación entre los pozos, al momento de cerrar el pozo

observador y registrar el comportamiento de presión, ésta incrementaría y llegaría

(dependiendo del tiempo de cierre, la viscosidad de fluido y la permeabilidad) a un punto

de estabilización donde existen cambios una mínima variación de presión entre los

puntos del registro, pero, si existiese una comunicación entre pozos, para tiempos donde

debería tenerse una estabilización en el registro de presión se obtendrá un cambio de

presión debido a la influencia de la producción del pozo activo, concluyendo que existe

una comunicación en el mismo intervalo entre pozos.

Figura N° 17. Prueba de Interferencia entre pozos.


44

2.2.5 Saturación de fluidos (S)

La Saturación de un fluido en una roca es la relación entre el volumen de fluido en los

poros con respecto al volumen total de los poros. En un yacimiento de hidrocarburo se

puede encontrar simultáneamente agua, petróleo y gas. Sin embargo, debido a los

efectos de la gravedad, los fluidos se segregan o separan en el yacimiento. Parte de los

fluidos del yacimiento no pueden extraerse; esta parte de los fluidos reciben el nombre

de saturación residual o irreducible. Al estudiar un intervalo productor, aquella fracción

del espacio en los poros que no contiene agua se supone que contiene hidrocarburos.

Los fluidos en un yacimiento pueden expresarse matemáticamente mediante la ecuación

4.

Donde:

• Saturación de petróleo (So): fracción del volumen poroso de un yacimiento ocupada

por petróleo.

• Saturación de agua (Sw): fracción del volumen poroso de un yacimiento ocupada por

agua.

• Saturación de gas (Sg): fracción del Volumen poroso de un Yacimiento por gas.

2.2.6 Arena Neta Petrolífera (ANP).

La arena neta petrolífera (ANP) es el número de pues de la columna del pozo que puede

ser considerada como productora de hidrocarburos. El contaje de arena neta petrolífera

Ec. (1)

Ec. (2)

Ec. (3)

Ec. (4)

45

es determinante en la caracterización del yacimiento. Generalmente, este contaje se

realiza estableciendo las características mínimas necesarias que debe poseer una arena

para ser considerada como productora de crudo.

Los parámetros que se establecen normalmente son: arcillosidad máxima (Vsh),

porosidad mínima (φ), saturación de agua máxima en el intervalo (Sw), resistividad

mínima y permeabilidad mínima (k). Si alguno de estos parámetros no se cumple para

cualquier punto en estudio, se descarta como productor de hidrocarburo.

2.2.7 Análisis PVT

Se llama análisis PVT al conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio para

determinar las propiedades y su variación con los cambios de presión que sufren los

fluidos de un yacimiento de hidrocarburos. Estas pruebas consisten en simular en el

laboratorio el agotamiento de presión de un yacimiento volumétrico e isotérmico

midiendo exactamente los volúmenes de gas y liquido separados en cada decremento

de presión, manteniendo el volumen y la temperatura constantes. Para que el análisis

PVT simule correctamente el comportamiento de un yacimiento se requiere que la

muestra sea representativa del fluido (mezcla de hidrocarburos) original del yacimiento.

Las pruebas de laboratorio se realizan basándose en que dos procesos termodinámicos

diferentes ocurren al mismo tiempo:

• Separación instantánea de los fluidos (petróleo y gas) en la superficie durante la

producción.

• Separación diferencial de los fluidos en el yacimiento durante el agotamiento de

presión.

• De estas pruebas se obtiene:

• Temperatura del yacimiento.

• Gravedad API del crudo.

• Factor volumétrico de la formación del petróleo en función de la presión Bo).

• Gravedad especifica de los gases obtenidos en cada etapa de la liberación

diferencial GE).

46

• Densidad del petróleo en función de presión ρo).

• Relación gas petróleo en solución Rs).

• Factor de compresibilidad del gas durante el agotamiento Z).

Una prueba PVT típica de crudos de baja volatilidad incluye las siguientes pruebas:

• Composición de las muestras del fluido en el yacimiento.

• Prueba de expansión a composición constante.

• Prueba de liberación diferencial (isotérmica).

• Prueba de separadores (separación instantánea).

2.2.7.1 Composición del fluido de yacimiento

Las técnicas en la determinación de la composición de una mezcla de hidrocarburos

incluyen cromatografía y destilación. Las muestras gaseosas son analizadas únicamente

por cromatografía desde C1 hasta el C11. Muchas veces el análisis sólo alcanza hasta el

C6+ o C7+.

2.2.7.2 Prueba de expansión a composición constante

Es una prueba de liberación instantánea donde la muestra original es sometida a un

proceso se expansión a composición y temperatura constante (igual a la temperatura de

la muestra en el yacimiento). El gas liberado se mantiene en contacto con el crudo. La

prueba se realiza en un celda de acero con volumen del orden de ½ litro, la cual resiste

alta presión (> 10.000 lpc) y temperaturas (>350 °F). De esta prueba se obtienen las

siguientes propiedades del crudo:

• Presión de burbujeo.

• Volumen relativo en función de presión.

• Función “Y”.

• Compresibilidad del Petróleo.

47

2.2.7.3 Prueba de liberación diferencial

Es un estudio de expansión a composición variable, la cual se realiza en el laboratorio

para simular el comportamiento de los fluidos en el yacimiento durante el agotamiento de

presión. En el laboratorio de efectúa un proceso diferencial aproximado a través de una

serie de separaciones instantáneas a la temperatura del yacimiento. De esta prueba es

posible obtener las siguientes propiedades del petróleo y gas:

• Relación gas-petróleo en solución.

• Factor volumétrico del petróleo.

• Factor volumétrico total.

• Densidad del petróleo.

• Factor de compresibilidad del gas.

• Factor volumétrico del gas.

• Gravedad específica del gas.

• Gravedad API del crudo Residual.

2.2.7.4 Prueba de separadores

Son pruebas de liberación instantánea que se realizan en un separador en el laboratorio

con el objeto de cuantificar el efecto de las condiciones de separación (p,t) en superficie

sobre las propiedades del crudo (Bo y Rs). Al variar la presión del separador se puede

obtener una presión óptima que produzca la mayor cantidad de petróleo en el tanque. La

muestra del crudo saturado a la presión de burbujeo y temperatura del yacimiento es

pasada a través de un separador y luego expandida a presión atmosférica. De esta

prueba se obtienen, para cada una de las presiones de separador, los siguientes

parámetros:

• Factor Volumétrico del Petróleo a la presión de burbujeo.

• Relación gas-petróleo en solución a presión de burbujeo.

• Gravedad API del petróleo de tanque.

48

2.2.7.5 Prueba de viscosidad

Se usa un equipo especial para determinar la viscosidad del petróleo con gas en

solución a cualquier presión y temperatura. El agotamiento de presión se realiza

siguiendo un proceso de liberación diferencial. La variación de la viscosidad del gas con

presión se calcula por medio de correlaciones.

2,2,7.6 Validación de pruebas PVT

Incluye desde la revisión de la representatividad de la muestra hasta la comprobación de

la consistencia en los resultados de laboratorio. Esto incluye las siguientes pruebas:

• Representatividad de la Muestra.

• Validación de la prueba de Expansión a Composición Constante.

• Validación de la prueba de Liberación Diferencial.

• Verificación de la Densidad.

• Prueba de Desigualdad.

2.2.7.7 Limitaciones de las Pruebas de laboratorio

Cuando la muestra se toma a presiones del yacimiento menores que la de burbujeo, o el

pozo produce agua y/o gas libre, la muestra de fluido tomada no representa

adecuadamente la composición original de los fluidos del yacimiento. Los procesos de

liberación del laboratorio no simulan exactamente el proceso combinado diferencial

instantáneo que ocurre en el yacimiento.

La extrapolación de los resultados de laboratorio al campo debe hacerse con mucho

cuidado, debido a que pequeños errores en las pruebas producen graves errores en los

cálculos balance de materiales, cotejo y predicción de yacimiento. En el muestreo de

separador, pequeños errores (5 %) en las tasas de petróleo y gas producen errores en la

presión de burbujeo del orden de 150 lpc

49

2.2.8 Parámetros de Presión, Volumen y Temperatura (PVT)

2.2.8.1 Factor volumétrico del petróleo “ßo”:

El factor volumétrico el petróleo, es el volumen que ocupa a condiciones de yacimiento

un barril normal de petróleo más su gas en solución. También puede definirse como el

cambio en volumen que experimenta la fase líquida al pasar de las condiciones de

yacimiento a las condiciones de superficie como consecuencia de la expansión líquida

y/o liberación del gas en solución.

2.2.8.2 Relación Gas-Petróleo En Solución (Rs):

La relación gas en solución-petróleo o solubilidad del gas en el Petróleo, se designa por

el símbolo (Rs), y se define como el número de Pies cúbicos normales (PCN) de gas que

pueden disolverse en un barril normal (BN) de petróleo cuando ambos son llevados a las

condiciones de presión y temperatura prevalecientes en el yacimiento. La relación gas

en solución petróleo se obtiene mediante la siguiente ecuación:

2.2.8.3 Factor volumétrico del gas Bg:

El factor volumétrico del gas, designado por el símbolo Bg, se define como el volumen

en barriles (ó pies cúbicos) que en pié cúbico normal de gas ocupará como gas libre en

el yacimiento a las condiciones de presión y temperatura prevalecientes. Se obtiene

mediante la siguiente ecuación:

(BN) CN @ Petróleo de Volumen

BYTy y Pdisuelto gaspetróleo de VolumenBo )(@)( +=

(BN) CN @ Petróleo de Volumen

(PCN) CN @ Ty P disuelto gas de VolumenRs Y=

(PCN) CN @ libre gas de Volumen

PCYTy y Plibre gas de VolumenBg )(@=

Ec. (5)

Ec. (6)

Ec. (7)

50

2.2.8.4 Razón gas petróleo acumulado (Rp)

Es el resultado de dividir la cantidad de gas producida acumulada por la cantidad de

petróleo producido acumulado, ambas a un mismo tiempo. La razón de gas Petróleo

acumulado se obtiene mediante la siguiente ecuación:

2.2.8.5 Factor volumétrico del agua (Bw)

En forma similar al petróleo, se define como el volumen que ocupa en el yacimiento la

unidad volumétrica de agua a CN más su gas en solución. Se expresa generalmente en

BY / BN. El valor Bw depende lógicamente de la temperatura y presión también de la

salinidad del agua que afecta la solubilidad.

2.2.8.6 Factor volumétrico total ó bifásico (Bt):

El factor volumétrico total o bifásico, el cual se designa por el símbolo Bt, se define como

el volumen en barriles que ocupa a condiciones de yacimiento un barril normal de

petróleo mas su gas originalmente en solución. Se obtiene mediante las siguientes

ecuaciones;

Donde

Bo = factor volumétrico del petróleo (BY/BN)

Rsi = Razón de gas disuelto-petróleo a la Pb (PCN/BN)

Rs = Razón de gas disuelto-petróleo a la presión de interés, (PCN/BN)

Bg = factor Volumétrico del gas (BY/BN)

tiempo) a BN en (Np Acumulado Producido Petróleo

tiempo) a PCN en (Gp Acumulado Producido GasRp =

(BN) CN @ petróleo de Volumen

BYTy y PP) a Pb de liberado gas disuelto gas petróleo de VolumenBt )(@( ++=

BgRsRsiBoBt *)( −+=

Ec. (8)

Ec. (9)

Ec. (10)

51

2.2.8.7 Compresibilidad del petróleo (Co):

La comprensibilidad ó coeficiente isotérmico de compresibilidad del petróleo es el campo

fraccional en volumen cuando la presión es cambiada a temperatura constante, lo cual

se representa mediante la siguiente ecuación para un yacimiento sub-saturado:

Donde

Bob = factor Volumétrico en el punto de burbuja (BY/BN)

Bo = factor volumétrico a determinada condición de presión (BY/BN)

Pb = presión de saturación o burbuja (lpca)

P: es la presión tomada por encima de la presión de burbuja (lpca)

2.2.8.8 Viscosidad del petróleo (μo):

Es la medida de la fricción interna o resistencia que ofrecen sus moléculas a fluir

(moverse). En el caso del petróleo deben distinguirse dos tipos de viscosidad:

Viscosidad de un petróleo sin gas en solución, y la viscosidad de un petróleo a

determinada P y T llevando consigo la cantidad de gas, Rs, que puede disolverse a esas

condiciones.

2.2.8.9 Compresibilidad del gas (Cg):

Se define como el cambio fraccional en volumen cuando la presión cambia a

temperatura constante.

2.2.8.10 Compresibilidad del agua (Cw) :

Se define como el cambio fraccional de volumen cuando la presión es cambiada a

temperatura constante. Esta se ve afectada por presión, temperatura y solubilidad del

gas en el agua, la cual se ve afectada a su vez por la salinidad

( ) ( ) PbP

BoLnBobLnCo−−

= Ec. (11)

52

2.2.9 Métodos para el cálculo de reservas

Uno de los aspectos más importantes en la ingeniería de yacimientos es la obtención de

un estimado de los volúmenes de hidrocarburos capaces de ser producidos en el

yacimiento. Cuando se relaciona con los volúmenes de hidrocarburos producidos, esto

ofrece un indicador del grado de agotamiento del yacimiento y de la eficiencia de los

mecanismos de empuje activos. Mediante el cálculo de reservas se puede ranquear

proyectos de explotación de yacimientos o definir porcentajes de equidad en caso de la

explotación de un yacimiento unificado

Los métodos para la estimación de las reservas de un yacimiento son:

• Método Volumétrico.

• Curvas de Declinación de Producción.

• Balance de Materiales.

2.2.9.1 Método volumétrico

Permite la estimación de petróleo original en sitio (POES) a partir de la determinación del

volumen de roca que conforma el yacimiento, la capacidad de almacenamiento de la

roca y la fracción de hidrocarburos presentes en los poros de dicha roca. Este método se

basa en:

• Información obtenida de registros y de análisis de núcleos, de donde se determina el

volumen total, porosidad y saturación de fluidos.

• Del análisis de los fluidos del yacimiento, de donde se determina el factor volumétrico

del petróleo.

La estimación de petróleo original en sitio (POES) utilizando esta aplicación, reconoce

los incertidumbre en los datos de los yacimientos en estudio, y se expresa a través del

calculo de valores promedios para estos datos. De acuerdo con la información que se

tenga, estos promedios pueden ser ponderados por espesor, área o volumen

53

relacionados a los pozos que aportan los datos. La ecuación del método volumétrico es

la siguiente:

Donde:

N = Petróleo Original en sitio (POES)

A = Área del yacimiento, acres.

h = Espesor promedio de arena neta petrolífera (ANP), pies.

φ = Porosidad promedio de la formación, fracción.

SWi = Saturación de agua inicial, fracción.

Boi = Factor volumétrico del petróleo a condiciones iniciales de yacimiento, BY/BN.

El factor 7758 permite obtener el valor del POES en barriles normales de petróleo, BNP

Para yacimientos de gas, la ecuación para el cálculo volumétrico del GOES tiene la

siguiente forma:

Donde:

G = gas original en sitio (GOES), PCN.

Ø = porosidad promedio, fracción.

Swi = saturacion inicial de agua promedio, fracción.

βgi = factor volumétrico del gas promedio a presión inicial y temperatura de formación,

BY/PCN.

h = espesor promedio, pies.

A = Área, acres.

pi = presión inicial del yacimiento, lpca.

Tf = temperatura del yacimiento, ºR

En la practica sólo se conoce un estimado del área y un número finito de valores de

porosidad, espesor y saturación de agua inicial, obtenidos a través de los registros en

los pozos o de muestras de pared o núcleos, y del factor volumétrico del gas en base a

Ec. (12)

Ec. (13)

Boi

SwihAN )1(****7758 −=

φ

54

los valores de presión, temperatura del yacimiento y composición del gas

correspondiente a los distintos pozos. Por lo tanto, los valores utilizados para las

variables mencionadas, son valores promedio o areales de los diferentes valores que se

tengan del yacimiento como se indicó al principio de esta sección.

Los valores de volumen y espesor de arena neta gasifera se pueden obtener tomando

medidas de un mapa isopaco-estructural, con la ayuda de un planímetro o de un método

numérico. El área por espesor se conoce también como volumen bruto y puede ser

estimado por dos métodos conocidos como: el Método Piramidal y el Trapezoidal.

Si además de los mapas isopaco y estructural se dispone de mapas de isoporosidad,

isosaturación e isopresión, la Ecuación 2. 1. se puede evaluar numéricamente en la

forma siguiente:

Donde:

Ø = Porosidad del elemento j, fracción.

Swij = Saturación inicial de agua del elemento j, fracción.

hj = Espesor del elemento j, pies.

Aj = Área del elemento j, acres.

Βgij = Factor volumétrico del gas para el elemento j, PCY/PCN.

En este caso, el yacimiento se divide en elementos de volumen hj Aj, y cada elemento

tiene asignado valores dados de Øj, Swij y βgij. Este es el procedimiento usado en los

simuladores numéricos y de yacimientos.

Las ecuaciones para determinar el Gas Original en Sitio (GOES), el Gas Condensado

Original en Sitio (GCOES) y el Condensado Original en Sitio (COES) de yacimientos de

gas condensado (con o sin condensación retrógrada), de gas húmedo o de capa de gas

condensado (asociadas a zonas de petróleo) son las siguientes:

Ec. (14)

Ec. (15)

55

Donde:

GCOES = Gas Condensado Original en Sitio, PCN.

φ = Porosidad promedio del yacimiento, fracción.

Swi = Saturación de agua inicial promedio del yacimiento, fracción.

A = Área de arena neta gasifera, Acres.

h = Espesor de arena neta gasifera, pies.

Bgci = Factor volumétrico promedio del gas condensado a presión inicial y temperatura

del yacimiento, PCY/PCN.

El factor volumétrico del gas condensado se puede determinar por la siguiente ecuación:

Donde:

Zgci = Factor de compresibilidad inicial del gas condensado, adimensional.

Ty = Temperatura del yacimiento, º F.

pi = Presión inicial del yacimiento, lpca.

El factor de compresibilidad del gas condensado (Zgc) se puede obtener por el método

de Standing y Katz. Este método está basado en el principio de los estados

correspondientes, y presenta una correlación gráfica, la cual puede ser utilizada para

determinar el factor de compresibilidad de un gas natural a partir de la presión y

temperatura seudo-reducidas (Rojas, G., 1995).

A partir de la fracción molar de gas condensado que es producida en superficie como

gas (fg), se puede calcular el GOES, o gas seco, de la siguiente ecuación:

Donde

GCOES = Gas condensado original en sitio, PCN.

Ec. (16)

Ec. (17)

56

GOES = Gas original en sitio, PCN.

fs = Fracción de gas seco.

Donde

RGCi = Relación gas condensado inicial, PCN/BN.

γc = Gravedad especifica del condensado, adimensional.

Mc = Peso molecular del condensado, lbs/lbs-mol.

Con la relación entre el GOES y la Relación Gas-Condensado inicial se obtiene el

COES.

Dónde:

COES = Condensado original en sitio, BN.

RGCi =Relación gas – condensado inicial, PCN/BN.

2.2.10 Problemas en el yacimiento.

Entre los principales problemas presentados a nivel del yacimiento se tienen:

• Baja Permeabilidad: cuando un yacimiento presenta baja permeabilidad, el pozo

presenta baja producción ya que los fluidos en el yacimiento no tienen la facilidad para

fluir hacia el pozo y lo más recomendable es realizar un fracturamiento para aumentar la

permeabilidad. Esta información hay que obtenerlas de pruebas de restauración de

presión (Build-up), o de declinación (Fall-off). Las pruebas de transición de presión son

la única fuente de información confiable que se puede obtener, al mismo tiempo que los

valores de daño y de permeabilidad.

• Baja Presión: es muy importante la presión del yacimiento porque es ésta la que

induce al movimiento del petróleo desde los confines del yacimiento hacia los pozos y

Ec. (18)

Ec. (19)

57

desde el fondo de éstos a la superficie. De la magnitud de la presión depende si el

petróleo fluye naturalmente con fuerza hasta la superficie o si, por el contrario, la presión

es solamente suficiente para que el petróleo llegue hasta cierto nivel en el pozo.

La disminución de la presión en el yacimiento se debe principalmente a la declinación

natural que estos sufren debido a la explotación de los mismos a lo largo de su vida

productiva. Generalmente cuando el mecanismo de empuje del yacimiento se hace

ineficiente, es decir, que ya no posee la energía necesaria para producir por sí solo, se

requiere el empleo de métodos de explotación secundarios para que ayuden a levantar

la columna de fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie.

Anticipadamente a la declinación antieconómica de la presión se puede intentar

restaurarla y mantenerla por inyección de gas y/o agua al yacimiento, con fines de

prolongar su vida productiva y aumentar el porcentaje de extracción de petróleo del

yacimiento económicamente, o abandonar pozos o abandonar el yacimiento en su

totalidad.

• Alta Viscosidad: La viscosidad es una característica muy importante durante los

cálculos del flujo de fluidos a través de tuberías ya que de ella depende una menor

fricción a lo largo del conducto y por ende, facilita el flujo y hace que la presión requerida

para el bombeo por tubería sea menor. Por este motivo, mientras mayor sea la

viscosidad del crudo mayor será la dificultad para producirlo. Además, una alta

viscosidad propicia la formación de emulsiones y disminuye la solubilidad.

2.2.11 Restricción Alrededor del pozo debido a daños o pseudo-daños.

El daño a la formación, cuando existe, se define matemáticamente como una zona

infinitesimalmente delgada, que causa una caída de presión a través de la cara de la

formación. Los daños mecánicos se originan durante las fases de perforación,

rehabilitación o producción del pozo y pueden derivarse de invasión de líquidos, sólidos

o de una combinación de éstos. Los pseudo daños incluyen situaciones tales como:

penetración parcial, turbulencia, fracturas tapadas, pozos desviados, pozos mal

58

colocados en un área de drenaje, zona compactada alrededor de las perforaciones,

cañoneo insuficiente, etc.

El factor de daño que se obtiene de una prueba de transición de presión es una

sumatoria de todos los factores presentes como daño verdadero y pseudo daños, por lo

cual estos deben determinarse muy bien, ya que solo el daño mecánico puede

eliminarse mediante tratamiento químico.

Durante todas las operaciones que se llevan a cabo en un pozo, a lo largo de vida,

pueden ocasionarse daños a las formaciones productoras de hidrocarburos. La causa

más común de daños a la formación en los pozos es el proceso de perforación y

rehabilitación de los mismos.

El fluido de perforación consta de una fase sólida y una líquida, y los daños que causa

pueden ser ocasionados por el filtrado de la fase líquida y por invasión de sólidos en el

medio poroso. Los fluidos utilizados durante la perforación o rehabilitación de un pozo

están formulados con el objetivo de alcanzar la profundidad programada en forma

rápida, segura y económica, y una de las principales preocupaciones del operador es el

control de las presiones de las formaciones que se vayan atravesando.

El proceso de perforación altera la condición de equilibrio físico, químico, de esfuerzo y

termodinámico que existe en la roca, sus minerales constituyentes y los fluidos que la

saturan, durante la penetración de la mecha. La sobrepresión necesaria para controlar

las presiones de los yacimientos atravesados induce la invasión de partículas sólidas de

fluido de perforación y de filtrado líquido, en la región cercana al pozo, donde pueden

ocasionar mecanismos de daño descritos en la sección anterior.

• Invasión de los Sólidos del Lodo: la invasión de los sólidos del lodo disminuye la

productividad en dos formas principales: taponando las gargantas porales por formación

de revoques internos, e incrementando la presión capilar al reducir el radio de los poros.

59

• Invasión del Filtrado del Lodo: la filtración de la fase líquida de un fluido de

perforación, hacia el medio poroso ocurre en tres etapas: debajo de la mecha de

perforación, filtración dinámica durante la circulación del fluido, y filtración estática

cuando el fluido no está circulando.

• Efecto del Daño a la Formación en la Productividad: la reducción de la capacidad

original de flujo de un pozo, debido a la reducción de la permeabilidad del yacimiento, se

conoce como daño a la formación. Este daño puede haberse originado por la producción

del pozo, que arrastra sólidos finos desde el yacimiento hasta la vecindad del pozo, o

crea bloqueos por agua o gas que impiden el paso de petróleo, como también por la

interacción química de los minerales y fluidos del yacimiento con los fluidos introducidos

a la formación durante las operaciones de perforación, completación y reparación.

En general, este daño puede eliminarse por medios químicos, salvo en algunas

ocasiones, en las cuales habrá que recurrir a medios mecánicos como el fracturamiento

hidráulico de la formación para sobrepasar la zona dañada. Los efectos de cualquier

reducción en la permeabilidad se hacen críticos en la zona cercana al pozo, como se

ilustra en la Figura Nº 18.

Figura N° 18. Efecto del daño en la productividad.

Fuente: Rojas G. (1995)

0

20

40

60

80

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Radio de la zona dañada, pulg

Porc

enta

je d

e la

pro

ducc

ión

orig

inal

0,020,05

0,10,20,5

Kd/Ko

60

En la última curva de esta gráfica, donde la relación de la permeabilidad dañada con

respecto a la original es de 0.02, lo que significa 98% de daño, puede observarse que

basta una zona dañada de 2 pulgadas alrededor del pozo para que la producción de

éste sea de menos del 30% de su capacidad.

Adicionalmente puede observarse que el efecto de esta zona dañada tiende a

estabilizarse a medida que se aleja del pozo, lo cual indica que hay un límite máximo del

daño que se debe eliminar para recuperar la capacidad productiva, y que intentar

sobrepasar este límite puede ser antieconómico, ya que el costo de eliminar el daño

alejado del pozo no conlleva gran incremento en la producción.

El comportamiento de flujo de un pozo se ve afectado por la geometría del flujo radial

hacia él. A gran distancia del pozo (radial), el área transversal para una tasa de flujo

dada q es muy grande, y por lo tanto, la velocidad es pequeña. Por el principio de

continuidad, la tasa es constante e igual al producto de la velocidad por el área; como a

medida que la distancia hacia el pozo es menor, el área disminuye; por lo tanto la

velocidad tiende a aumentar, y con ella la caída de presión por fricción. El 25% de la

caída de presión tiene lugar en un radio de 3 pies alrededor del pozo cuando no hay

daño presente. Dado que esta área es tan pequeña, cualquier obstrucción adicional

(daño), aumentará la caída de presión.

La eliminación del daño puede incrementar notablemente la productividad, pero como se

ha dicho anteriormente, el área crítica para el flujo de fluidos hacia el pozo son los

primeros tres pies de radio alrededor de él, por lo tanto, generalmente basta con eliminar

el daño hasta esta distancia, para recuperar casi toda la permeabilidad dañada.

2.2.12 Obstrucción de la tubería.

Los pozos petroleros están compuestos de diferentes tuberías que se insertan al hoyo

de perforación para sostener sus paredes y lograr la producción de los hidrocarburos

contenidos en el yacimiento. Una de las principales tuberías utilizada es la tubería de

producción ya que a través de ella se transporta el fluido obtenido del yacimiento hasta

61

la superficie, y es de suma importancia su constante revisión para evitar que ocurran

problemas mecánicos que afecten la producción de los pozos. Los problemas más

comunes que se presentan son los siguientes:

• Arenamiento.

• Producción de asfaltenos.

• Producción de parafinas.

• Escamas.

• Pescados.

• Colapso de las tuberías.

Siendo el más importante por presentarse frecuentemente, el arenamiento, por tal

motivo se describirá este tema dándole mayor jerarquía que a los otros en la obstrucción

de tuberías.

• El arenamiento: en aquellas formaciones que son altamente no consolidadas, la

producción de fluidos de formación probablemente esta vinculada a la producción de

arena de formación. En algunos casos, pueden producirse pequeñas cantidades de

arena de formación sin que ello acarree efectos adversos significativos. Sin embargo, la

mayoría de las situaciones, la producción de arena se traduce en disminución de la

productividad y/o un exceso de mantenimiento del equipo de fondo y superficie, también

la producción de arena podría ocasionar fallas prematuras en el pozo y en el equipo del

mismo.

• Efectos de la producción de arena: los efectos de la producción de arena son

siempre perjudiciales para la productividad a corto y largo plazo del pozo. Si bien

algunos pozos normalmente experimentan una producción de arena dentro de los límites

manejables, estos constituyen la excepción y no la regla. En la mayoría de los casos el

tratar de manejar los efectos de una producción severa de arena a lo largo de la vida del

pozo no representa una opción operativa económicamente atractiva o prudente. Entre

los efectos más negativos de la producción de arena se tienen:

• Acumulación en los equipos de superficie.

• Acumulación en el fondo.

• Erosión del equipo de fondo y de superficie.

62

• Colapso de la formación.

• Causas de la producción de arena: la lista que se presenta a continuación resume

mucho de los factores que inciden en la producción de arena:

• Grado de consolidación.

• Reducción de la presión de poro a lo largo de la vida del pozo.

• Tasa de producción.

• Viscosidad del fluido del yacimiento.

• Aumento de la producción de agua durante la vida del yacimiento.

2.2.13 Producción de agua indeseable.

La producción de agua en pozos de producción de petróleo y de gas es un factor

limitante que controla la vida productiva del pozo. Esta producción excesiva es costosa

no sólo por el volumen de fluido que causa problemas de separación y disposición, sino

además porque origina una disminución en la producción de crudo, problemas de

corrosión, formación de escamas, entre otros.

Una de las causas que hace que en los pozos halla una producción temprana de agua,

es la producción incontrolada de crudo. Esto se debe a que al producir el pozo a una alta

tasa, las presiones diferenciales entre la columna de petróleo y agua en la vecindad del

pozo aumenta, esto hace que el agua de formación invada al fluido desplazado y sea

éste el producido, en otras palabras, la ruptura ocurre en forma acelerada. Así, se

tienen pozos que producen a una tasa que está por encima de la tasa crítica (es la tasa

máxima a la cual se debe producir el pozo para evitar problemas tales como:

arenamiento y alta producción de agua entre otros), obteniéndose un aumento drástico

en el corte de agua. Por esto resulta indispensable controlar la producción y alargar la

vida útil del yacimiento.

• Problemas de agua asociados al pozo: Cuando se hace referencia a problemas en

las cercanías del pozo, son aquellos relacionados con la completación del pozo y

problemas mecánicos que traen como consecuencia la producción de agua, entre estos

se encuentran:

63

a) Producción no deseada proveniente de algún canal formado detrás del revestidor:

este tipo de problema puede ocurrir en cualquier momento de la vida productiva del

pozo, pero es asociable después de la completación o estimulación del mismo. La

inesperada producción de agua en este momento es un fuerte indicativo de que existe

un canal detrás del revestidor. Los registros de temperatura, ruido y cementación

pudieran validar este problema.

Una mala cementación detrás del revestidor actúa como medio de transporte

comunicando las arenas de alta saturación de agua con las arenas petrolíferas. Este

problema genera canalización de agua proveniente del contacto agua-petróleo. Es

importante que el revestidor esté bien cementado y sellado desde la zona que va a ser

invadida hasta la superficie del pozo, para garantizar el éxito del tratamiento de control

de agua.

Existen diversas razones que provocan el deterioro de la adherencia del cemento como

la exposición a condiciones adversas de temperatura, presión y eventualmente aguas

sulfatadas. Esto ocurre con mayor frecuencia si se han producido problemas durante la

cementación primaria, como zonas de baja presión, migración de gas, o diseño

insuficiente de caños lavadores y espaciadores (Figura 19).

Figura N° 19. Canales detrás del revestidor. Fuente: Rojas G. (1995).

b) Perforación dentro de la zona de agua o muy cerca de ésta: las completaciones

cerca de la zona de fluidos indeseables genera que estos sean producidos

inmediatamente. Si bien las perforaciones se efectúan por arriba del contacto agua

64

petróleo original o por debajo del contacto gas petróleo, la proximidad en estas zonas de

interfase origina la producción de fluidos indeseables por conificación o avance de la

cresta de una manera más rápida y fácil. Los registros, información de núcleos y reporte

diario de perforación deben examinarse para determinar dónde está la zona de agua.

• Presencia de fugas o goteras en el revestidor: normalmente son detectadas por un

inesperado incremento en la producción de agua o gas, lo que podría ser resultado de

fisuras o fracturas en el revestidor (Figura Nº 20.). Registros de temperatura o

comparación del análisis del agua con las formaciones cercanas, permiten determinar la

fuente de fuga.

Figura N° 20. Fugas o goteras en el revestidor. Fuente: Rojas G. (1995).

c) Cavernas de producción de arenas: las arenas poco consolidadas pueden

derrumbarse, producir arenamiento en el pozo y crear cavernas por detrás del

revestidor. Dichas cavernas pueden establecer comunicación hidráulica con zonas de

agua.

d) Ruptura de barreras: durante los trabajos de estimulación se pueden romper las

barreras o sellos de rocas (lutitas) que se encuentran cerca de las zonas objetivos. Al

fracturar este sello, la irrupción de agua comenzará de una manera inesperada que se

reflejará en los datos de producción. Para estos casos es recomendable crear un sello o

taponar la zona afectada con la técnica más recomendable para el caso.

e) Taponamiento por incrustaciones, precipitados: las incrustaciones y precipitados

presentes en las cercanías de la zona perforada o en las cercanías del pozo pueden

restringir el flujo a través de las perforaciones, decayendo la inyectividad y,

65

posiblemente, desviando el agua hacia zonas indeseadas. Haciendo un análisis

detallado de la compatibilidad entre el agua de inyección y el agua de formación es

posible detectar este tipo de problema.

f) Estimulaciones en las cercanías del pozo: la estimulación frecuente puede provocar

la formación de cavernas en la roca y establecer una comunicación con zonas de agua.

La estimulación frecuente de areniscas o carbonatos puede también disolver el relleno

en las fracturas cementadas o afectar la adherencia del cemento, y del mismo modo

establecer una comunicación con el agua.

g) Daño de la formación: la caída de presión abrupta causada por un daño en la

formación puede provocar que el agua invada el intervalo productor de otra zona. Si así

fuera, la producción de agua se puede reducir estimulando el intervalo productor y

reduciendo el diferencial de presión en las perforaciones. Resulta evidente que, para ser

exitosa, la estimulación debe efectuarse lejos de la zona de agua o de lo contrario, se

obtendrá un resultado desfavorable.

• Problemas de agua asociados al yacimiento: Canales formados por la inyección de

agua o empuje natural del acuífero: estos canales pueden estar relacionados con

estratos de alta permeabilidad del pozo inyector por donde fluye preferencialmente el

agua, disminuyendo de esta manera la eficiencia de barrido en la formación y

provocando un rápido ascenso de la producción de agua en el pozo productor afectado.

Muchas zonas productoras presentan variaciones tanto en la permeabilidad vertical

como horizontal. Las zonas o estratos de mayor o menor permeabilidad, generalmente

exhiben continuidad lateral en el yacimiento o parte de él, en este caso se dice que el

yacimiento tiene zonas permeables sin flujo cruzado. Para el caso en el cual no hay una

continuidad lateral en el barrido del crudo, se dice que el yacimiento presenta canales de

alta permeabilidad con flujo cruzado (Figura Nº 21.)

66

Figura N° 21. Canales formados en el yacimiento. Fuente: Rojas G. (1995).

a) Venas de alta permeabilidad: los canales de alta permeabilidad pueden permitir que

los fluidos que suministran la energía hidráulica para producir el crudo irrumpa en el

pozo prematuramente, lo que trae como consecuencia el desvío de la energía de

producción por la presencia de zonas de baja permeabilidad que no son barridas.

La canalización ocurre cuando existe una conexión de alta permeabilidad entre la fuerza

del fluido desplazante y la fuerza del fluido desplazado como la fuerza que existe entre

un pozo de inyección o un acuífero y el pozo de producción. Tal conexión reduce la

cantidad de fluido desplazado disponible para empujar crudo y aumenta la producción

del fluido desplazante. La producción potencial del crudo es interrumpida en el caso de

un acuífero y el costo de separación de esta agua es muy elevado. En el caso donde

exista una inundación con agua, puede ocurrir que la fuerza del fluido la provea un pozo

de inyección, y existen tratamientos que pueden ser ejecutados en dicho pozo para

redirigir el fluido inyectado.

Un caso simple pero muy común, es que el contacto agua - petróleo se encuentra

desplazado por razones naturales hacia cierto intervalo, produciéndose agua. También

puede pasar que el yacimiento se agote y por consiguiente, la relación agua - petróleo

aumente en la misma proporción. Este proceso es normal si se toma en cuenta el tiempo

de explotación del yacimiento.

Canales de alta Permeabilidadsin Flujo Cruzado

Inyector Productor

InyectorProductor

Canales de alta Permeabilidad con Flujo Cruzado

67

La canalización depende de varios factores, pero principalmente del espaciamiento del

pozo, tasa de inyección en los pozos inyectores, caída de presión y las permeabilidades

relativas. La arena canalizada no necesariamente debe ser la arena de mayor

permeabilidad, la saturación inicial de agua y la distribución en los lentes de arena

puede ser un factor muy dominante, así la diferencia de permeabilidad no sea tan

marcada en los lentes de arena.

Los canales de las venas de alta permeabilidad no sólo existen entre pozos inyectores y

productores, también existen entre acuíferos y pozos productores.

b) Fracturamiento fuera de la zona de producción o creación de conexiones entre pozos

inyectores y productores: Los sistemas de fracturas naturales pueden proveer una

dirección de conexión entre los pozos inyector y productor. Algunos fluidos de inyección

logran moverse a través de estos canales de alta permeabilidad desviando el

hidrocarburo dentro de la matriz de la roca.

Regularmente si las fracturas naturales interceptan dos pozos que no están

directamente conectados, el fluido puede fluir preferencialmente a través de una sola

fractura la cual está próxima a otra fractura o al fondo del pozo cruzando fluido durante

el barrido, recuperando solo una pequeña porción del mismo. En la Figura Nº 22. se

puede apreciar la fractura formada entre un pozo inyector y otro productor.

Figura N° 22. Fracturas entre inyector y productor.


c) Conificación de agua en el fondo: la conificación de fluido en pozos verticales y

avance de la cresta de fluido en pozos horizontales, es debido a la reducción de la

Inyector Productor

68

presión en la vecindad del pozo fluyente. Esta reducción de presión conduce el gas o el

agua hacia las zonas adyacentes, conectándolas a través de la completación.

Eventualmente, el agua o el gas pueden irrumpir en el pozo a través de la sección

perforada desplazando todo o parte del hidrocarburo producido. Cuando ocurre la

irrupción, el problema tiende a ser peor como consecuencia del incremento del corte de

producción de los fluidos indeseables. Sin embargo, la reducción de la tasa de

producción puede disminuir el problema, más no puede ser corregido.

La conificación en el tiempo depende de varios parámetros, pero principalmente de la

distancia entre el contacto agua petróleo y la profundidad a la cual están los intervalos

perforados, la razón de permeabilidad vertical y horizontal, tasa de influjo de agua, caída

de presión durante la vida productiva y es función de la permeabilidad relativa. Si se baja

la tasa de producción cuando ocurre la conificación, el cono sufre un decrecimiento. Sin

embargo, Baurnazel y Geanson encontraron que cuando un pozo es producido a una

tasa sobre la tasa crítica por un largo período de tiempo, la tasa de flujo producida debe

caer significativamente con respecto a la tasa de flujo crítico para que el cono se retire o

desaparezca completamente (Figura 23).

Figura N° 23.Conificación de agua en el fondo. Fuente: Rojas G. (1995).

d) Adedamiento: si el radio de movilidad es muy elevado puede hacer que el fluido

desplazante (agua) tiende a ramificarse dejando de barrer (empujar) grandes cantidades

de crudo. Se origina cuando pequeñas inestabilidades ocurren en el frente desplazado,

creando dispersión de los fluidos. Dicha dispersión aumenta mientras el fluido es

69

desplazado por otro. El adedamiento causado por fuerzas de viscosidad y gravedad no

incluye el traslado originado por la permeabilidad heterogénea.

La diferencia principal entre el adedamiento y los cambios de permeabilidad es que el

adedamiento puede ser prevenido, pero el traslado causado por las heterogeneidades

del estrato sólo puede ser reducido.

Una vez que el adedamiento ha ocurrido solo podrá ser recuperable una pequeña

cantidad de petróleo y el agua fluirá directamente hasta el pozo productor con muy poca

eficiencia de barrido. Un análisis de núcleo y de movilidad de fluido es sumamente

importante para determinar las probabilidades de adedamiento.

e) Alteraciones de la mojabilidad de la roca: la presencia del agua como fase mojante

permite que el crudo sea la fase que fluya preferencialmente. Un cambio de

humectabilidad hará que el fluido preferencial sea el agua.

2.2.14 Estimulaciones.

La estimulación puede ser considerada como un tipo de rehabilitación que consiste en

aplicar tratamientos especiales en la formación con el objeto de eliminar daños

presentes o promover nuevos canales de flujo entre el yacimiento y el pozo.

Generalmente el objetivo final es restaurar la capacidad de producción del pozo y, en

algunos casos, incrementarla por encima de los niveles históricos. Algunos requieren el

empleo de taladros/gabarras y otros equipos especiales como el Coiled Tubing.

También hay trabajos para los cuales solo se necesitan los equipos de bombeo de los

fluidos de estimulación.

• Achicamiento (suabeo): este es el tipo de estimulación más sencillo que se emplea y

consiste en activar parte del volumen de fluido presente en la tubería de producción,

utilizando un succionador operado con guaya. Mediante esta operación se reduce la

presión sobre la formación y un efecto de succión sobre la misma, lo que induce el flujo

de hidrocarburos al pozo. La aplicación más frecuente de la operación de achicamiento

70

es para traer a producción los pozos de flujo natural que no pueden fluir después de los

trabajos de completación o rehabilitación.

• Fracturamiento hidráulico: es una técnica de estimulación donde se inyecta un fluido a

presiones superiores a la presión de ruptura de la formación. Este fluido penetra en el

estrato como una cuña que abre nuevos canales de flujo entre el yacimiento y el pozo.

Otra modalidad de fracturamiento es que al fluido se le agrega, en relación de volumen

por volumen, un material sólido y competente, generalmente arena de determinadas

especificaciones con respecto a tamaño de granos, circularidad, distribución del

agregado, resistencia, densidad y calidad. Al inyectarse la mezcla al estrato, la arena va

depositándose en los canales como una cuña estable, porosa y permeable, que

impedirá el asentamiento del estrato al desvanecerse la presión de ruptura y, por ende,

mantendrá los canales de flujo abiertos.

• Acidificación: la acidificación de estratos petrolíferos constituye una de las

aplicaciones más viejas empleadas por la industria petrolera en la estimulación de

pozos. Como las rocas petrolíferas pueden contener carbonato de calcio (caco3, caliza),

el ácido clorhídrico (HCl) en solución de 15 %, ha sido un buen disolvente que ayuda a

abrir canales de flujo en el estrato productor. La reacción química se realiza según la

siguiente fórmula: 2HCl + CaCO3 = CaCl2 +H2O + CO2. Después de la reacción se

obtiene cloruro de calcio, agua y dióxido de carbono, como resultado de la

descomposición del carbonato de calcio por el ácido. La cantidad de ácido requerida

está en función del volumen de roca que se propone tratar.

• Inyección de Geles: la inyección de geles se aplica principalmente para controlar el

corte de agua en la producción del pozo. Estos geles son sustancias químicas que

actúan como barreras sellantes. Entre los más utilizados se tienen:

a) Fluidos Bloqueantes: son aquellos que se colocan en la zona productora de agua y

actúan como una barrera sellante que impide el paso de agua hacia la zona productora,

este tipo de fluido sellante reduce tanto la permeabilidad relativa al agua como la

71

permeabilidad del petróleo. Estos fluidos pueden ser: Cemento, Resinas, Geles

Sellantes, Monómeros, Polímeros, Particulados, Precipitado, Emulsiones.

b) Fluidos modificadores de Permeabilidad Relativa:: estos fluidos intentan crear en las

cercanías del pozo una reducción desproporcional de la permeabilidad del agua. Análisis

sugieren la aplicación en zonas de alta permeabilidad con flujo cruzado. Estos pueden

ser: Polímeros, geles no sellantes, monómeros polimerizables, surfactantes.

c) Fluidos Controladores de Movilidad: son designados con la finalidad de reducir la

razón de movilidad del agua en el petróleo e incrementar la eficiencia por reducción de

movilidad de la fase acuosa, este tipo de fluido gelificante modifica en el orden

establecido la razón de movilidad y modifica la heterogeneidad vertical del yacimiento,

incrementando a futuro el recobro de petróleo. Los fluidos controladores de gas son

polímeros.

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO

Para el desarrollo de una investigación es fundamental la utilización de una metodología

ordenada que permita establecer lo significativo de los hechos y fenómenos hacia los

cuales está encaminado el estudio. El capítulo que a continuación se presenta, cuenta

con la metodología utilizada para realizar la investigación, modalidad, tipo, diseño,

población, muestra y técnicas de recolección a utilizar.

En toda investigación es necesario que tanto la población de estudio, como los

resultados de la misma tengan el nivel de confiabilidad y objetividad necesaria para

validar el proceso, por el cual el procedimiento metodológico en la consecución de la

investigación debe estar bien definido y delimitado.

3.1.- Tipo de Investigación:

Para Hurtado B. (2007) la investigación puede clasificarse en: exploratoria, descriptiva,

comparativa, analítica, explicativa, predictiva, proyectiva, interactiva, confirmatoria o

evaluativa.

Según el nivel de profundidad del conocimiento, esta investigación se considera de tipo

proyectiva, ya que se proponen soluciones a una situación determinada a partir de un

proceso de indagación. Implica explorar, describir, explicar y proponer alternativas de

cambio, mas no necesariamente ejecutar la propuesta. (Hurtado, J. 2008, pág 114), en

nuestro caso se propone un plan de explotación para el drenaje optimo de las reservas

de gas y condensado del yacimiento OLI - 01 del Bloque E del área Sur del lago de

Maracaibo.

Según el período en que se recolecta la información esta investigación se considera

retrospectiva, ya que se cuenta con una información previa en cuanto a los datos del

73

yacimiento, tales como registros eléctricos, núcleos y muestras de pared, pero para

cumplir con los objetivos planteados dentro de la investigación se requiere la

actualización de la data petrofísica y geológica del yacimiento OLI-01. En el mismo

orden de idea Hurtado, J. 2008 acota que los estudios retrospectivos son estudios que

cuentan con una parte de la información y el resto de la información está por obtenerse.

3.2.- Diseño de la Investigación.

“El diseño de la investigación se define con base al procedimiento. El diseño alude a las

decisiones que se toman en cuanto al proceso de recolección de datos (y de

experimentación en el caso de las investigaciones confirmatorias y las evaluativas), que

permitan al investigador lograr la validez interna de la investigación, es decir, tener un

alto grado de confianza de que sus conclusiones no son erradas” (Hurtado B, 2008).

“El dónde alude a las fuentes: si son vivas, y la información se recoge en su ambiente

natural, el diseño se denomina de campo, pero si la información se recoge en un

ambiente artificial o creado, se habla de diseño de laboratorio. Por lo contrario, si las

fuentes no son vivas, sino documentos o restos, el diseño es documental. También

puede utilizarse diseño de fuente mixta, los cuales abarcan tanto fuentes vivas como

documentales “(Hurtado B, 2007).

Esta investigación es de Fuente Mixta, De Campo porque se obtienen datos de la

realidad en forma directa, y Documental ya que se basa en la utilización de diferentes

técnicas de: localización y fijación de datos, análisis de documentos y de contenidos; y

en esta investigación en particular fue importante la recopilación, validación y análisis de

la información correspondiente a cada pozo perteneciente al yacimiento OLI-01.

Según el nivel de medición y análisis de la información esta investigación se clasifica en

Cuantitativo “El objetivo de este tipo de investigación es el estudiar las propiedades y

fenómenos cuantitativos y sus relaciones para proporcionar la manera de establecer,

formular, fortalecer y revisar la teoría existente La investigación cuantitativa desarrolla y

emplea modelos matemáticos, teorías e hipótesis que competen a los fenómenos

74

naturales. Dentro de este tipo de clasificación se encuentra la investigación Analítica,

(Hurtado 2008)”. La cual es aplicada a nuestra investigación porque se requiere del

análisis del modelo geológico, petrofísico, la data de presión y producción de los pozos,

para determinar el comportamiento futuro de producción del yacimiento, es decir que

trata de entender las situaciones en términos de las relaciones de sus componentes.

Según el Objeto de Estudio este proyecto de investigación se clasifica en Diseño

univariable o unieventual, aludiendo a la amplitud y organización de los datos, el diseño

estará centrado en un evento único, a saber, generar un plan de explotación para el

drenaje optimo de las reservas de gas y condensado del yacimiento OLI - 01 del Bloque

E del área Sur del lago de Maracaibo.

3.3.- Población y Muestra.

La población según Hurtado, J. se define como “el conjunto de elementos que forman

parte del contexto donde se quiere investigar el evento”.

La población de estudio esta compuesta por 10 pozos, de los cuales tres (03) se

encuentran activos, cinco (05) categoría 3 (esperando reparación mayor), dos (2)

categoría 5 (esperando abandono).

De acuerdo al libro de reservas oficiales, a diciembre 2013, del yacimiento OLI-01

presentan un POES de 217,486 (MMBN), de crudo y 469,344 (MMPCN) de condensado

de los cuales se pueden recuperar 49,46 (MMBN), y 344,78 (MMPCN) respectivamente,

tomando como factor de recobro 60%, una producción acumulada de 28,244 (MMBN) y

166,422 (MMPCN), y unas reservas remanentes por el orden de 21,217 (MMBN) y

178,36 (MMPCN).

3.4.- Técnicas de Recolección de Datos

Para Hurtado J, las técnicas se refieren al cómo recoger la información, mientras que

los instrumentos constituyen las herramientas. Las técnicas de recolección de

75

información se seleccionan con base en el tipo de indicio a través del cual se manifiesta

el evento de estudio. Algunos indicios se pueden observar, otros hay que preguntarlos, y

otros más están registrados en documentos. Cada técnica tiene sus propios

instrumentos.

Las técnicas de recolección de datos utilizadas para el desarrollo de esta investigación

son las siguientes:

3.4.1.- Observación directa

Según Hurtado J. (2008), Consiste en captar directamente lo que está ocurriendo con el

evento. El investigador debe ser testigo de la ocurrencia del evento y percibirlo a través

de los sentidos. Para llevar a cabo esta investigación la información se obtuvo

observando y participando del evento, es decir , se tuvo acceso a la información de

registros , mapas, correlaciones, análisis de núcleos, así como datos requeridos como

presiones de superficie, muestras, entre otros, donde se participó en la toma de los

mismos, de igual manera se realizo una evaluación petrofísica de todos los pozos del

área en estudio y de esta manera analizar en forma cuantitativa y cualitativa las

diferentes propiedades del yacimiento OLI-01 (Ф, K, Vshl, Sw, ANT, ANP).

3.4.2.- Entrevistas no estructuradas

Según Hurtado J. (2008), Consiste en preguntar de manera dialogada a la unidad o a

las fuentes de estudio para obtener información acerca del evento. Las preguntas son

abiertas, implican un intercambio entrevistado-entrevistador. Pueden surgir preguntas no

previstas con anterioridad, se da lugar a respuestas extensas y se puede repreguntar

sobre puntos más específicos

3.4.3.- Revisión documental

Según Hurtado J. (2008), se utiliza cuando las unidades de estudio son documentos.

También cuando las fuentes son documentos, es decir, cuando información que se

76

requiere ha sido registrada. Algunos instrumentos de la revisión documental son la

matriz de análisis, la matriz de registro, la matriz de categorías.

Para abordar la presente investigación, ha sido necesario apoyarse en esta técnica. Se

tomó la información necesaria apoyada por varios autores, a través de la revisión de

folletos, manuales, presentaciones, tesis, información electrónica y todo esto con la

finalidad de recopilar la mayor cantidad de información para lograr desarrollar el tema

objeto de la investigación.

3.4.4.- Sesiones de Grupo

Para Hurtado (2008) “En una sesión de grupo un pequeño número de individuos es

reunido para conversar acerca de algún tema de interés para alguna compañía,

institución o persona”.

Durante el trabajo de investigación fue necesaria la integración de diferentes puntos de

vistas a través de sesiones de grupo con el objetivo de analizar y explicar los resultados

obtenidos y verificar la metodología aplicada. Para cumplir con los objetivos planteados

durante la realización del proyecto “Plan de Explotación para el drenaje óptimo de las

reservas de gas y condensado del yacimiento OLI - 01 del Bloque E del área Sur del

lago de Maracaibo”. Dicha metodología se observa a continuación:

3.5.- Procedimiento de la Investigación

3.5.1.- Elaboración del Listado de Pozos

Para efectos de estudio se trabajó con los pozos con completación en el yacimiento OLI-

01, como se hizo mención anteriormente La población de estudio esta compuesta por 10

pozos, de los cuales tres (03) se encuentran activos, cinco (05) categoría 3 (esperando

reparación mayor), dos (02) categoría 5 (esperando abandono), para las evaluaciones

Petrofísicas y correlaciones geológicas se tomaron pozos ubicados dentro del área que

atraviesan el yacimiento OLI-01.

77

Tabla 3. Lista de pozos Fuente: PDVSA (2014)

Pozo Categoría Tope - Base SLE 6 1 18406-18533 SLE 7 1 18249-18355

SLE 44 1 17963-18130 SLE 2 3 17982-18225

SLE 42 3 17557-17857 SLE 41 No llego al Oligoceno SLE 43 No llego al Oligoceno SLE 61 Sin inf. No esta en el mapa

Seguidamente se recopilaron y seleccionaron los registros Ganma Ray (GR) de los

pozos en estudio para obtener los datos como: temperatura de superficie, temperatura

de fondo, diámetro de la mecha y profundidad total.

Tabla 4: información de los pozos obtenida de los registros Gamma Ray.

Fuente: PDVSA (2014). Pozo Tope Base Tf Ts Φ Pt

SLE 6 18406 18533 322 °F 80 °F 6 ½ “ 18732

SLE 7 No dispone de GR a la profundidad evaluada

SLE 44 17963 18130 No posee

información

No posee

información

No posee

información

No posee

información

SLE 42 17557 17857 293 °F 91 °F 9 ½ “ No posee

información

SLE 2 17982 18225 321 °F 81 °F 5 7/8 “ 18445

El pozo SLE- 07 no tiene registro GR por lo tanto no se pudo evaluar. La información

petrofísica fue obtenida por medio del programa Geographyx Discovery Prizm para los 4

pozos restantes (SLE 6, SLE 44, SLE 42 y SLE 2).

78

Tabla 5. Información obtenida por el petrofísico a través de Geographyx Discovery

Prizm. Fuente: PDVSA (2014).

3.6.- Recopilación de la Data.

Todos los datos referentes a la historia de perforación, completación y producción de los

pozos, así como los trabajos de subsuelo realizados a los pozos de estudio, se

obtuvieron a través, de una revisión detallada de la información suministrada por las

carpetas de producción de los pozos y las bases de datos de la empresa Petróleos de

Venezuela S.A. (PDVSA), como Documentum, Sisub, Copyr y Centinela. En el estudio y

análisis del yacimiento se requirió una serie de datos además de la aplicación de un

grupo de formulas, asociados al desarrollo de esta investigación, para así establecer

resultados en la descripción del área. Revisión bibliográfica y hemerográfica. Informes

técnicos previos, revisiones de estudios integrados e información relacionada con el área

de estudio.

3.7.-Validación de la Data.

Se verificó que toda la data suministrada se enmarcara dentro del desarrollo real del

pozo, comparando dichos datos con toda la información conocida, es decir, la obtenida

de los paquetes computarizados y carpetas de producción de los pozos y de esa manera

se fueron descartando programas y propuestas tentativas de trabajos que no se llegaron

a realizar en los pozos.

79

3.8.-Digitalización de la Data.

Una vez recopilada y validada la información se procedió a plasmar ésta en el formato

homologado de historia de pozos, Diagramas de completación para su disponibilidad en

digital en la realización del proyecto “Plan de Explotación para el drenaje optimo de las

reservas de gas y condensado del yacimiento OLI - 01 del Bloque E del área Sur del

lago de Maracaibo”.

CAPÍTULO IV

ANALISIS DE RESULTADOS

4.1.- Propiedades Físicas y Petrofísicas del Yacimiento.

La revisión del modelo petrofísico se basó principalmente en la generación de un

sumario de propiedades petrofísicas, a través de la verificación de los registros de pozos

que atravesaron el yacimiento con la finalidad de obtener las propiedades de la Arena

Neta y de la Arena Neta Petrolífera. La evaluación petrofísica se realizó a través del

programa GeoGraphix Discovery – Modulo Prizm. En el análisis petrofísico se consideró

como base los parámetros cut off del área de Sur del Lago, y se utilizó el modelo de

saturación de agua de Simandoux modificada empleada para arenas arcillosas. Por otra

parte, para el cálculo de permeabilidad, se recurrió al modelo de Timur.

Es importante destacar, que no todos los pozos perforados en el Yacimiento OLI-01

cuentan con información de registros eléctricos necesarios para realizar un análisis

petrofísico; algunos de ellos carecen de curvas (Rayos Gamma, Resistividad,

Densidad/Neutrón) en la zona de interés bien sea por problemas operacionales a la hora

de realizar el perfilaje, o simplemente, porque no penetraron. En este sentido, en el

Bloque E solo se ha tomado núcleo en el pozo SLE-6X, ubicado en la parte noroeste del

área, igualmente existe información de descripción de ripios en los intervalos objetivos.

La ubicación de estos pozos se muestra en la figura 24, donde se observa la descripción

del núcleo, las profundidades en donde este fue tomado, así como los intervalos donde

se tomaron las muestras.

81

Figura 24. Pozos con núcleo en el área de estudio. Fuente: PDVSA (2014).

Los parámetros básicos tomados para el área son los siguientes: exponente de

saturación (n = 1,91), exponente de cementación (m = 1,92) y coeficiente de tortuosidad

(a=1), utilizando los datos del núcleo, validación y definición del valor del R; el mismo se

determinó evaluando el comportamiento de las aguas de formación obtenidos de

muestras en los pozos SLE-44X y SLE-42X valores no confiables (alto ppm > 50000 y

bajos < 1000) no correspondiente a la zona de interés. Se utilizó el pozo SLE-61-X (pozo

con arenas de agua y se aplicó el método de Pickett Plot basado en la relación

porosidad, resistividad donde la pendiente es m y el corte de la línea es 100% agua con

la porosidad = 1 es Rw*a, y se sensibilizó el valor documentado para el Oligoceno /

Eoceno, además del usado en el estudio anterior y se determinó un Rw de 0,45 a 75 °F

equivalente a 12000 PPM.

Para definir el modelo de saturación se sensibilizaron los parámetros básicos usando

los modelos matemáticos en el pozo SLE-61X (pozo con agua), el pozo SLE-6X pozo

con núcleo y el pozo SLE-1 primer pozo en el yacimiento, los valores de Swi obtenidos

en estos pozos fueron comparados con los obtenidos por las pruebas de presión capilar

y permeabilidades relativas dando valores cercanos con el modelo de saturación

utilizando (Simandoux), así como obteniéndose una Sw corte en el orden de 47%.

• La Saturación de agua irreducible es de 10 % (Swi = 10 %)

• La saturación de agua crítica es de 45 % (Swc = 45 %)

• La zona de transición del pozo SLE-01 se ubica desde 18988’ a 19150’.

SLE -5SLE-44X

SLE-43X

SLE-42X

SLE-41X

SLE-4

SLE-3

SLE-2

SLE-1

0 1000 2000 3000 4000 5000m

1:80000

216000 218000 220000 222000 224000

216000 218000 220000 222000 224000

1022000

1024000

1026000

1028000

1022000

1024000

1026000

1028000

Pozos con inform ación bioestratigráfica Pozos con núcleo

SLE -6 X

SLE -5SLE-44X

SLE-43X

SLE-42X

SLE-41X

SLE-4

SLE-3

SLE-2

SLE-1

0 1000 2000 3000 4000 5000m

1:80000

216000 218000 220000 222000 224000

216000 218000 220000 222000 224000

1022000

1024000

1026000

1028000

1022000

1024000

1026000

1028000


SLE -6 X

SLE -5SLE-44X

SLE-43X

SLE-42X

SLE-41X

SLE-4

SLE-3

SLE-2

SLE-1

0 1000 2000 3000 4000 5000m

1:80000

216000 218000 220000 222000 224000

216000 218000 220000 222000 224000

1022000

1024000

1026000

1028000

1022000

1024000

1026000

1028000


SLE -6 X

82

4.2 Propiedades de los Fluidos

La validación de las pruebas de laboratorio PVT para sistemas de gas condensado

incluye la comprobación de que no hay errores de consistencia en los resultados de

laboratorio.

En el yacimiento OIL-01 se tomaron cuatro muestras para análisis PVT, tres de ellas a

condiciones originales (SLE-7-1X, SLE-4-4X y SLE-4-2X). La otra muestra, tomada en el

pozo SLE-6, se realizó cuando el yacimiento había producido durante 13 años.

Tabla N° 6 Fechas de muestreo PVT Fuente: PDVSA (2014)

Pozo Fecha de

Muestreo Observaciones

SLE-4-2X 06/10/1973 Si representa las condiciones originales del

yacimiento.


yacimiento.


yacimiento.

SLE-6 03/12/98 No representa condiciones originales del

yacimiento.

Las muestras de gas y líquido, consideradas por sus características iniciales como de

gas condensado, fueron tomadas del separador después de largos períodos de flujo

estabilizado. Las muestras de fondo no son representativas del fluido de un yacimiento

de esta naturaleza debido a la acumulación de líquido en el fondo y/o contaminación de

la muestra con agua. Cabe destacar que a pesar de haberse tomado las muestras para

las fechas indicadas, los pozos comenzaron a producir en forma continua desde 1986

debido a que las instalaciones de producción se completaron para esta fecha.

83

La muestra tomada en el pozo SLE-7-1X pertenece a los intervalos 18340’-18370’

(Arenas Basales del Oligoceno) y 18410’-18620’ (Eoceno). La mayor producción de este

pozo proviene principalmente de las arenas del Eoceno, de donde se cañoneó el 88 %

del intervalo total cañoneado (240 pies). En el pozo SLE-4-4X se tomó la muestra para el

análisis PVT de los intervalos 17950’-18271’, de un total de 327 pies de arena. La

muestra se tomó a hoyo desnudo, y pertenece a las arenas Basales del Oligoceno y el

Eoceno, correspondiendo aproximadamente unos 110 pies al Oligoceno. La gravedad

API inicial promedio es de 37,5°. En el pozo SLE-4-2X se tomó la muestra de 18985’-

18020’ de las arenas Basales del Oligoceno. El crudo producido es condensado, con

una gravedad API inicial promedio de 41,7°.

En el pozo SLE-6 se tomó la muestra el 30/12/98, cuando el yacimiento SLE-OLI-01

había acumulado 20,5 MMBN de crudo y 77,1 MMMPCN de gas. El crudo producido es

condensado de 42° API. El pozo se encuentra ubicado en la parte sur de un

compartimiento separado. Sin embargo, hacia la parte noreste del compartimiento se

presenta un salto de falla pequeño (del orden de 80 pies), lo que hace suponer la

comunicación de ambos bloques en esta región del yacimiento. Se presume que el pozo

SLE-4-4X ha drenado significativamente el compartimiento vecino al mismo, donde se

encuentra el pozo SLE-6. La presión de rocío encontrada en este pozo (6700 Lpc)

muestra que este bloque no se encontraba en condiciones originales, ya que la presión

de rocío original mostrada por los pozos SLE-7-1X y SLE-4-2X se encuentra entre 7260

Lpc y 7235 Lpc. Por estas razones el PVT del pozo SLE-6 no se tomó en cuenta para

representar las condiciones originales del yacimiento

La comprobación de no haber errores se realizó mediante el método de recombinación

matemática, en el cual los resultados de los cálculos que se muestran en las siguientes

tablas demuestran que los tres PVT analizados presentan un porcentaje de error menor

del 2 % desde el C1 al C6, y menores del 5 % en el C7+, al calcular los valores de Zi

matemáticamente y compararse con los datos experimentales.

84

Tabla N° 7 Recombinación matemática en el pozo SLE-71-X. Fuente: PDVSA (2014).

D A T O SD E N S ID A D D E L L IQ U ID O D E L S E P A R A D O R : 0 ,8 5 1 0T A S A D E F L U J O D E G A S D E L S E P A R A D O R , P C N /D : 9 4 6 4 0 0 0T A S A D E F L U J O D E C O N D E N S A D O D E L T A N Q U E , B N /D : 1 9 7 3

Y i X i Z i Z iG a s L iq M a te m á tic o E x p e r im e n ta l

C O 2 0 ,0 8 0 4 0 ,0 0 7 0 4 4 ,0 1 0 0 0 ,3 0 8 1 0 ,0 1 1 3 1 ,0 1 6 5 0 ,0 7 2 1 0 ,0 7 2 4 0 ,4 5 0 4

N 2 0 ,0 0 1 6 0 ,0 0 1 3 2 8 ,0 1 3 0 0 ,0 3 6 4 0 ,0 0 2 1 0 ,0 2 0 2 0 ,0 0 1 6 0 ,0 0 1 6 2 ,1 2 6 9

C 1 0 ,7 5 3 6 0 ,0 3 0 5 1 6 ,0 4 0 0 0 ,4 8 9 2 0 ,0 4 9 3 9 ,5 2 8 3 0 ,6 7 1 6 0 ,6 7 4 8 0 ,4 7 7 8

C 2 0 ,0 8 4 8 0 ,0 1 6 6 3 0 ,0 7 0 0 0 ,4 9 9 2 0 ,0 2 6 9 1 ,0 7 2 2 0 ,0 7 7 1 0 ,0 7 7 4 0 ,4 3 4 4

C 3 0 ,0 3 7 4 0 ,0 1 9 9 4 4 ,0 9 0 0 0 ,8 7 7 4 0 ,0 3 2 2 0 ,4 7 2 9 0 ,0 3 5 4 0 ,0 3 5 5 0 ,2 3 9 7

IC 4 0 ,0 0 8 9 0 ,0 0 9 3 5 8 ,1 2 0 0 0 ,5 4 0 5 0 ,0 1 5 0 0 ,1 1 2 5 0 ,0 0 8 9 0 ,0 0 8 9 -0 ,5 0 9 8

N C 4 0 ,0 1 2 7 0 ,0 1 8 5 5 8 ,1 2 0 0 1 ,0 7 5 2 0 ,0 2 9 9 0 ,1 6 0 6 0 ,0 1 3 4 0 ,0 1 3 3 -0 ,4 3 5 5

IC 5 0 ,0 0 5 3 0 ,0 1 5 7 7 2 ,1 5 0 0 1 ,1 3 2 8 0 ,0 2 5 4 0 ,0 6 7 0 0 ,0 0 6 5 0 ,0 0 6 4 -1 ,2 4 5 6

N C 5 0 ,0 0 4 4 0 ,0 1 6 5 7 2 ,1 5 0 0 1 ,1 9 0 5 0 ,0 2 6 7 0 ,0 5 5 6 0 ,0 0 5 8 0 ,0 0 5 7 -1 ,2 7 2 9

C 6 0 ,0 0 4 4 0 ,0 4 9 0 8 6 ,1 7 0 0 4 ,2 2 2 3 0 ,0 7 9 3 0 ,0 5 5 6 0 ,0 0 9 5 0 ,0 0 9 3 -1 ,7 1 1 6

C 7 + 0 ,0 0 6 5 0 ,8 1 5 7 2 1 3 ,0 0 0 0 1 7 3 ,7 4 4 1 1 ,3 1 9 6 0 ,0 8 2 2 0 ,0 9 8 3 0 ,0 9 4 7 -3 ,7 9 2 2

1 ,0 0S U M A : M i 1 8 4 ,1 1 5 7

D o n d e :F a c to r 1 : 1 ,6 1 7 7 Y i: F ra c c ió n M o la r d e l G a s

X i: F ra c c ió n M o la r d e l L íq u id oR G L se p a ra d o r, P C N /B 4 7 9 7 Z i: F ra c c ió n M o la r d e la c o rr ien te (W e ll S trea m )

M i: P es o M o lec u la rF a c to r 2 : 1 2 ,6 4 3 6 F a c to r 1 : (3 5 0 *D en s L iq ) / M i*X i L b m o l/B l.s ep(# M O L E S D E G A S ) F ra c c ió n M o la r d e la F a s e L íq u id a en la m ezc la (L c )

F a c to r 2 : R G L s ep a ra d o r / 3 7 9 ,4 L b m o l/B l.s epM O L E S T O T A L E S : 1 4 ,2 6 1 4 F ra c c ió n M o la r d e la F a s e G a s eo s a en la m ezc la (V c )

D e n s id a d a d e l l iq : 0 ,8 5 1 4 L o s p o rc e n ta je s d e e rro re s p e rm is ib le s s o n m e n o re s a l 2 % h a s ta e l C 6 ym e n o re s d e l 5 % e n e l C 7 +

R E C O M B IN A C IÓ N M A T E M Á T IC A E N E L P O Z O S L E -7 1 -X

(F a c to r 2 )*Y i % d e E rro rC O M P O N E N T E M i M i*X i (F a c to r 1 )*X i

Tabla N° 8 Recombinación matemática en el pozo SLE-44-X Fuente: PDVSA (2014)

D A T O SD E N S ID A D D E L L IQ U ID O D E L S E P A R A D O R : 0 ,82 56

T A S A D E F LU JO D E G A S D E L S E P A R A D O R , P C N /D : 81 1700 0T A S A D E F LU JO D E C O N D E N S A D O D E L T A N Q U E , B N /D : 95 8

Y i X i Z i Z iG as L iq M atem átic o E xp e rim en ta l

C O 2 0,0 750 0 ,00 47 44 ,0 100 0 ,206 8 0 ,0 080 1 ,67 49 0 ,070 0 0 ,0 701 0 ,131 7

N 2 0,0 032 0 ,00 03 28 ,0 130 0 ,008 4 0 ,0 005 0 ,07 15 0 ,003 0 0 ,0 030 0 ,198 0

C 1 0,7 845 0 ,03 72 16 ,0 400 0 ,596 7 0 ,0 635 17 ,5199 0 ,731 4 0 ,7 326 0 ,159 5

C 2 0,0 769 0 ,01 44 30 ,0 700 0 ,433 0 0 ,0 246 1 ,71 74 0 ,072 5 0 ,0 726 0 ,190 6

C 3 0,0 295 0 ,01 56 44 ,0 900 0 ,687 8 0 ,0 266 0 ,65 88 0 ,028 5 0 ,0 285 -0 ,04 53

IC 4 0,0 071 0 ,00 76 58 ,1 200 0 ,441 7 0 ,0 130 0 ,15 86 0 ,007 1 0 ,0 071 -0 ,50 01

N C 4 0,0 093 0 ,01 45 58 ,1 200 0 ,842 7 0 ,0 248 0 ,20 77 0 ,009 7 0 ,0 097 0 ,316 8

IC 5 0,0 042 0 ,01 32 72 ,1 500 0 ,952 4 0 ,0 225 0 ,09 38 0 ,004 8 0 ,0 048 -0 ,81 51

N C 5 0,0 033 0 ,01 31 72 ,1 500 0 ,945 2 0 ,0 224 0 ,07 37 0 ,004 0 0 ,0 040 0 ,101 6

C 6 0,0 032 0 ,03 65 86 ,1 700 3 ,145 2 0 ,0 623 0 ,07 15 0 ,005 6 0 ,0 055 -1 ,17 76

C 7+ 0,0 038 0 ,84 29 191 ,000 0 160 ,99 39 1 ,4 390 0 ,08 49 0 ,063 4 0 ,0 621 -2 ,07 39

1 ,00S U M A : M i 16 9 ,2 53 9D o n d e :

F a c to r 1 : 1 ,7 072 Y i: F ra cc ió n M o la r d e l G a sX i: F ra cc ió n M o la r d e l L íq u id o

R G L se pa rad o r, P C N /B 8 473 Z i: F ra cc ió n M o la r d e la co rr ien te (W ell S trea m ) M i: P eso M o lecu la r

F a c to r 2 : 22 ,33 26 F a c to r 1 : (3 50 *D ensL iq ) / ( M i*X i Lb m o l/B l.sep(# M O LE S D E G A S ) F ra cc ió n M o la r d e la F ase L íq u id a en la m ezc la (L c )

F a c to r 2 : R G L sep a ra d o r / 37 9 ,4 Lb m o l/B l.sepM O L E S T O T A LE S : 24 ,03 98 F ra cc ió n M o la r d e la F ase G a seo sa en la m ezc la (V c )

D en sid ad a d e l l iq : 0 ,8 256 L o s p o rc en ta jes d e e rro re s p erm is ib les so n m en o res a l 2% h a s ta e l C 6 ym e n o re s d e l 5 % e n e l C 7 +

R E C O M B IN A C IÓ N M A T E M Á T IC A E N E L P O Z O S L E -44 -X

(F a c to r 2 )*Y i % d e E rro rC O M P O N E N T E M i M i*X i (F ac to r 1 )*X i

85

Tabla N° 9 Recombinación matemática en el pozo SLE-42-X.


DATOSDENSIDAD DEL LIQUIDO DEL SEPARADOR: 0,8170

TASA DE FLUJO DE GAS DEL SEPARADOR, PCN/D: S/I

TASA DE FLUJO DE CONDENSADO DEL TANQUE, BN/D: S/I

Yi Xi Zi ZiGas Liq Matemático Experimental

CO2 0,0743 0,0064 44,0100 0,2817 0,0118 2,5459 0,0708 0,0708 -0,0633

N2 0,0016 0,0004 28,0130 0,0112 0,0007 0,0548 0,0015 0,0015 -2,5958

C1 0,8012 0,0246 16,0400 0,3946 0,0452 27,4528 0,7617 0,7616 -0,0108

C2 0,0736 0,0155 30,0700 0,4661 0,0285 2,5219 0,0706 0,0706 -0,0616

C3 0,0262 0,0202 44,0900 0,8906 0,0371 0,8977 0,0259 0,0259 0,0205

IC4 0,0063 0,0119 58,1200 0,6916 0,0219 0,2159 0,0066 0,0066 0,2279

NC4 0,0075 0,0219 58,1200 1,2728 0,0402 0,2570 0,0082 0,0082 -0,3995

IC5 0,0032 0,0269 72,1500 1,9408 0,0494 0,1096 0,0044 0,0044 -0,1363

NC5 0,0023 0,0265 72,1500 1,9120 0,0487 0,0788 0,0035 0,0035 -0,8983

C6 0,0021 0,0639 86,1700 5,5063 0,1174 0,0720 0,0052 0,0052 -0,8607

C7+ 0,0017 0,7818 182,0000 142,2876 1,4362 0,0582 0,0414 0,0415 0,2501

1,00SUMA: Mi 155,6553Donde:

Factor 1: 1,8371 Yi: Fracción Molar del GasXi: Fracción Molar del Líquido

RGL separador, PCN/B 13000 Zi: Fracción Molar de la corriente (W ell Stream) Mi: Peso Molecular

Factor 2: 34,2646 Factor 1: (350*DensLiq) / η Mi*Xi Lbmol/Bl.sep(# MOLES DE GAS) Fracción Molar de la Fase Líquida en la mezcla (Lc)

Factor 2: RGLseparador / 379,4 Lbmol/Bl.sepMOLES TOTALES: 36,1017 Fracción Molar de la Fase Gaseosa en la mezcla (Vc)

Densidada del liq: 0,8170 Los porcentajes de errores permisibles son menores al 2% hasta el C6 ymenores del 5% en el C7+

RECOMBINACIÓN MATEMÁTICA EN EL POZO SLE-42-X

(Factor 2)*Yi % de ErrorCOMPONENTE Mi Mi*Xi (Factor 1)*Xi

Luego de la validación del PVT disponible se obtuvieron los datos a utilizar en el cálculo

de las reservas de gas y condensado del yacimiento OLI-01. En la siguiente tabla se

muestran las variables a utilizar en las estimaciones de reservas mencionadas:

Tabla N°10. Valores PVT para el Cálculo de Reservas de Gas y Condensado.

Fuente: PDVSA (2014). Bgci (BY/PCN) 0,000491

Bgi (PCY/PCN) 0,002755

Rel. Gas. Cond. Iniciales (PCN/BN) 7369

4.3 Modelo Estructural del Yacimiento OLI-01

Para definir el modelo estructural del yacimiento OLI-01, hay que ubicarse en los

eventos ocurridos en la cuenca del Lago de Maracaibo

86

La cuenca petrolífera de Lago de Maracaibo, está situada al noroeste de Venezuela. En

sentido estricto y restringido a territorio venezolano, se extiende sobre toda el área

ocupada por las aguas del lago y los terrenos planos que circundan.

de modo general, pueden delimitarse como sigue: al Oeste-noroeste por el pie de monte

de la Sierra de Perijá; al Oeste-suroeste por la frontera colombiana hasta un punto sobre

el río Guarumito, 12.5 Km. al Oeste de la población La Fría, al sureste por el pie de

monte andino desde el punto mencionado, hasta el río Motatán, ligeramente al Este del

cruce de Agua Viva; al Este-noroeste por la zona de pie de monte occidental de la

Serranía de Trujillo y una línea imaginaria dirigida al Norte hasta encontrar la frontera de

los estados Zulia y Falcón, donde puede observarse un pequeño saliente hacia el Este

de la región de Quirós y en su parte Norte, por la línea geológica de la falla de la Oca.

Figura N° 25. Ubicación de la Cuenca del Lago de Maracaibo. Fuente: PDVSA (2014).

4.3.1 Marco Estructural Regional. La cuenca petrolífera de Maracaibo está enmarcada por tres alineamientos orogénicos

mayores: La Sierra de Perijá al Oeste, Los Andes de Mérida al Sureste y La Serrania de

Trujillo al Este. El marco se completa con el Sistema de la Falla de Oca al Norte. Dentro

de estos elementos tectónicos mayores se desarrolla un amplio sinclionorio que integra

estructuralmente a la Cuenca Petrolífera de Maracaibo, (ver figura 26). Estructuralmente,

es apreciable que dentro del bloque tectónico de Maracaibo, existen dos alineamientos

mayores de fallas bien marcados, de rumbo Noreste - Suroeste, constituidos por las

87

Fallas de Lama – Icotea y Pueblo Viejo. También se destaca el alineamiento del sistema

de Fallas de Mara - La Paz, el Anticlinal de Mene Grande y el Anticlinal de Tarra.

En la parte occidental de la cuenca, correspondiente con los Distritos Mara, Maracaibo,

Urdaneta, Perijá y la parte Norte del Distrito Colón del Estado Zulia, las estructuras

resaltantes se tratan de anticlinales o domos de dirección Norte - Sur. En la parte sur

del distrito Colón se ubican tres anticlinales importantes, los cuales de Oeste a Este son:

El anticlinal de Río de Oro, el domo de Tarra Oeste y el anticlinal de Tarra. Otra región

que resalta por exhibir pliegues anticlinales bien desarrollados, es la alineación de Mene

Grande Motatán, ubicada en la parte Sur - Oriental de la cuenca.

Otro rasgo estructural de relevancia dentro de la cuenca de Maracaibo, se trata del Alto

de Icotea, el cual se destaca por su extensa longitud (+/- 150 Km.) y por su marcado

relieve. En los alineamientos estructurales de Icotea se ubica un sistema de fallas

longitudinales subparalelas a la falla principal de Icotea e igualmente un conjunto de

fallas normales de rumbo Este - Oeste y buzamiento hacia el Norte. La falla de Icotea,

con rumbo promedio Suroeste - Noreste, se trata en realidad de un alineamiento

conformado por un complejo sistema de fallas cuyo movimiento es transcurrente

sinestral, con un plano inclinado y desplazamientos verticales alrededor de los 900 mts.

Es común encontrar en la cresta de la falla de Icotea una cuña, formando un graben

cuyos sedimentos se encuentran significativamente triturados por el intenso fallamiento.

El Sinclinorio central del Lago de Maracaibo es otra de las estructuras de importancia en

la cuenca, el cual es de bajorrelieve y presenta predominio de las fallas sobre las

estructuras plegadas.

En este sinclinorio se destacan algunos alineamientos ya sea por su relieve o por su

potencial comercial, como por ejemplo se tiene el área ocupada por el campo Lama Una

característica común de los alineamientos de La Paz – Mara - El Moján; el alineamiento

de Lama - Falia de Icotea; el de Pueblo Viejo - Ceuta; La estructura Misoa - Mene

Grande y el anticlinorio de Tarra - Los Manueles (área de Casigua), es el severo

fallamiento longitudinal sobre las zonas crestales. Fallas y altostectónicos más o menos

88

paralelos a los anteriores completan el cuadro estructural (estructura de la Concepción-

Sibucara, anticlinal de la Ensenada Falla Urdaneta, altos de Centro y Lamar).

Figura N° 26. Esquema tectónico regional. Fuente: PDVSA (2014).

4.2.2 Marco Estructural Local

Los rasgos estructurales prominentes en Sur del Lago lo constituyen:

a) Las terminaciones de las fallas Lama-Icotea en Bloque B y VLE-400 al sur del Bloque

E de extensión regional, y las depresiones y altos estructurales asociados a dichas fallas

las cuales afectan mayormente los intervalos sedimentarios pre-Oligoceno

b) Suaves plegamientos y fallas de reducido desplazamiento en los intervalos post-

Oligoceno. La ocurrencia de eventos tectónicos de impacto regional, también afectaron

las estructuras preexistentes en orden cronológico los más importantes son:

1) Fallamiento normal de altas inclinaciones y alineamiento de rumbo N-NE, ocurrido

durante o posterior al Paleoceno;

89

2) Movimiento de transcurrencia, ocurrido entre el Oligoceno tardío y Mioceno

Temprano, con desplazamiento de algunos depocentros.

3) Período compresivo de edad Post-Mioceno temprano, que causó el desplazamiento

lateral, rotación e inversión de las estructuras terciarias con respecto a las estructuras

cretáceas.

Estos eventos tectónicos fueron identificados a través del análisis del cubo de fallas y

atributos estructurales realizados sobre los marcadores sísmicos claves; en el Proyecto

de Delineación y Desarrollo del Bloque E llevado a cabo por PDVSA EyP en el año

1.999. En la zona existen fallas normales con buzamientos entre 75° y 80° y saltos de 80

a 100 pies. Con la construcción de las secciones estructurales en dirección SO–NE se

caracterizaron las estructuras presentes en el Bloque E. En la Figura 27.Se muestra la

sección estructural SO-NE 1 construida con los pozos SLE-1, SLE-4, SLE-5, y SLE-7, se

puede evidenciar una estructura tipo Graben a nivel de las secuencias de edad

Cretácico y Oligoceno-Eoceno.

Figura 27. Sección estructural SO-NE 1. Fuente: PDVSA (2014)

En la Figura 28. Se observa otra sección estructural dirección SO-NE entre los pozos

SLE-6X, SLE-1, SLE-71X, SLE-3 y SLE-42X que muestra una estructura de homoclinal

fallado, con buzamiento preferencial hacia el sur en donde los espesores de los pozos

?

SO NE

SLE-1

SLE-4

SLE-5

SLE-7

90

SLE-6X y SLE-3 están influenciados por el levantamiento de los bloques, quedando

expuestos a una erosión más agresiva en comparación con los pozos vecinos.

Figura 28. Sección Estructural SO-NE 2. Fuente: PDVSA (2014).

El área presenta la siguiente estructura geológica: anticlinal asimétrico en los horizontes

Cretácicos hasta el Oligo-Eoceno y un homoclinal (con altos locales) en los horizontes

post-Oligoceno, donde ambas estructuras buzan hacia el Sur. La geometría de los

horizontes se asocia a una gran nariz estructural, cuyo eje tiene la dirección preferencial

SO-NE y altos estructurales, que se encuentran afectados por sistemas de fallas

transcurrentes de orientación NE-SO y NO-SE, entre ellas la terminación de la falla VLE-

400; de acuerdo a esto, la trampa se presume mixta estructural-estratigráfica, lo que

aumenta las expectativas de las acumulaciones de hidrocarburos hacia el noreste en

cuanto a volumen.

S O

S L E -6 X

S L E -1

S L E -71 X

S L E -3

S L E -4 2 X

P R O S P -3 0 7Y A C -O L I 1

Y A C -O L I 4N E

91

Figura 29. Mapa Estructural (Oligoceno). Fuente: PDVSA (2014).

4.4. Establecimiento de los volúmenes originales en sitio de gas y condensado

Para la determinación del GOES Y COES del yacimiento mediante el método

volumétrico se utilizó la herramienta OFM, se realizaron 5 mapas de isopropiedades:

porosidad, saturación de agua, Arena Neta Petrolífera (ANP), GOES Y GCOES para lo

cual se Introdujeron los datos petrofísicos en el programa Microsoft Excel en un cuadro

para convertir en blog y así luego cargarlo en el programa Oil Field Manager.

Figura 30. Datos petrofísicos cargados en OFM.


Para continuar con el cálculo de estas variables se realizó un filtro donde se

seleccionaron los cuatro pozos a los que se le realizo la carga de la petrofísica. Después

92

de lo cual se crearon los mapas de isopropiedades de arena neta petrolífera, porosidad y

saturación de fluidos.

Figura 31. Vista del filtro realizado en OFM para proceder al cálculo de las variables. Fuente: PDVSA (2014).

Posteriormente se elaboraron los mapas con las variables petrofisicas, los mismos se

muestran a continuación.

Figura 32. Mapa de Arena Neta Petrolífera. Fuente: PDVSA (2014).

93

Figura 33. Mapa de porosidad. Fuente: PDVSA (2014).

Figura 34. Mapa de saturación. Fuente: PDVSA (2014).

Luego se introdujo la ecuación para calcular el GOES a través de los mapas ya

realizados con la ayuda de OFM, y seguidamente a esto, se elaboró el mapa del GOES.

94

Cabe destacar que para este cálculo se utilizó el factor volumétrico inicial del gas, el cual

según la información mencionada sobre las propiedades de los fluidos presentes se

ubica en 0,002755 PCY/PCN.

Figura 35. Mapa del GOES. Fuente: PDVSA (2014).

Figura 36. Ventana de ecuación para el cálculo del GOES en OFM.


95

De la misma manera se ingresa la ecuación para efectuar el cálculo el GCOES y así

elaborar el mapa respectivo, en este caso se utilizó el factor volumétrico del

condensado, el cual es de 0,000491 BY/PCN.

Figura 37. Mapa del GCOES. Fuente: PDVSA (2014).

Figura 38. Ventana generada con el valor del GCOES en OFM. Fuente: PDVSA (2014).

96

A continuación se muestra una tabla con el valor del GOCES Y GOES calculado por

OFM:

Tabla 11. Valores de GOES y GCOES por OFM. Fuente: PDVSA (2014).

Calculado por OFM

GCOES 24543600 BLS

GOES 245436000 PCY

4.5 Estimación de las reservas de gas y condensado

Para la estimación de las reservas de gas y condensados presentes en el yacimiento,

recurrimos al cálculo de las reservas por el método volumétrico.

Mediante la fórmula:

Donde,

gas del fracción* GCOES GSOS =

))

(PCD Total Flujo100* (PCD Gas de Flujo Gas del fracción =

Para la determinación del flujo de gas y el total se utilizaron valores reales de prueba de

pozo, tomando la medida del pozo SLE44, según disco obtenido de la misma.

Ec. (20)

Ec. (21)

Ec. (22)

original Gas/Cond. RelaciónGSOS COES =

97

2997MPCDgasSalida de = 95BBPDliquidoSalida de =

Figura N° 39. Disco de prueba del pozo SLE 44. Fuente: PDVSA (2014).

Producción del pozo en Centinela:

Figura N° 40: Pruebas del pozo SLE 44. Fuente: PDVSA (2014).

98

Considerando lo anterior tenemos,

2997533PCD 533PCD PCD

doSustituyen

Liquido Gas total Flujo

=+

+=

2997000

Luego

9998.02997533

==PCD

100* PCD 2997000 Gas del fracción

Con el valor de GCOES obtenido en OFM sustituimos en la siguiente ecuación.

MPCN24538691 0.9998* MPCN24543600 gas del fracción* GCOES GSOS ===

Posteriormente con un valor de Relación del Gas a condiciones originales de 7369

PCN/BN, obtenido a través de los análisis PVT realizados, se tiene lo siguiente:

MBN

BNPCN MPCN24538691

original Gas/Cond. RelaciónGSOS COES 989,3329

7369===

Tomando en cuenta los factores de recobro del libro de reservas para este yacimiento,

los cuales se muestran en la siguiente tabla, se procede a calcular las reservas de gas y

condensado del SLE-OLI-01.

Tabla N° 12. Factores de Recobro según Libro de Reservas Oficial 2013. Fuente: PDVSA (2014).

FACTOR DE RECOBRO CONDENSADO (%) 23,04

FACTOR DE RECOBRO GAS (%) 81,70

Ec. 23

99

MBLSCondensado de Reservas

COESFRcond Condensado de Reservas

18,767=

∗=

MMPCGas de Reservas

GOESFRGas Gas de Reservas

52,200=

∗=

4.6 Escenarios de explotación óptimos

A continuación se presenta para cada pozo del área en estudio, y en base a las reservas

existentes, un escenario de explotación óptimo; partiendo de una revisión exhaustiva de

su comportamiento de producción.

4.6.1.-Comportamiento de producción de los pozos:

4.6.1.1 Pozo SLE 2

El pozo fue perforado en enero de 1990 hasta 14948 pies de profundidad sin problemas,

Perforando hoyo de 8-1/2” la tubería se atascó a 16293’, trabajándola sin éxito,

quedando pescado en el hoyo (mecha, 2 portamechas, 18’ de herramienta back-off y

over shot). Se colocó tapón y se desvió pozo desde 15894’ hasta 17977’ Continuó

perforando hasta PT (18451’) y asentó liner de 4-1/2” con colgador @ 17637' y zapata @

18444'. Se propuso cañonear con TCP el intervalo 17988’ - 18390' selectivo, y sólo se

pudo cañonear el intervalo 18358’-18390’ ya que se presentaron problemas con el

prima-cord y solamente detonaron los cañones en el intervalo 18358'-18390' selectivo, el

pozo produjo 833 BND, 2.4 % AyS, RGP: 7215, GT: 7850 MPC con red. de 3/8”. Ese

mismo año se trató de completar el cañoneo por plataforma y chequeó fondo @ 18184',

por lo que se cañoneo intervalo 17991-18182' sel. (Propuesto 17991'-18358' sel.). El 20

de enero se cambió reductor de 3/8” por 1/2”, el pozo produjo 1274 BNPD, 2.2 % AyS,

5995 MPCD.

Ec. (24)

Ec. (25)

100

En marzo del mismo año se intentó verificar fondo sin éxito, se dejó pez con tope a ±

17584’, trató de pescar sin éxito, quedando las tijeras en el pozo. Se activó el pozo a

producción con 1326 BNPD, 2.4 % AyS, 6850 MPCN, con red 1/2”. En mayo de 1990 se

completó oficialmente con: 1326 BNPD, 7342 PCN/BN, 2.6 % AyS.

Para el 26 de octubre de 1994 el pozo producía 300 BNPD, y es cuando se recuperaron

los dos pescados (ensamblaje de herramientas con cabeza de pesca), pero en el

proceso de pesca quedaron en el pozo 2’ de tijera del 1er pescado a 17630’ (medida de

guaya). Es importante destacar que la válvula de seguridad no se instaló después de

este trabajo. Se activó a producción con resultados poco satisfactorios, 274 BNPD. A

finales de ese año (20/12/94) se bajó con camarita de 2” hasta 17620’, trajo impresión

de tijeras.

En enero de 1995 el pozo se encontraba en producción con 425 BNPD, THP: 1420 lpc,

red. 1/2”. Se realizó Acidificación Matricial, produciendo después del trabajo 750 BNPD,

0.8 % AyS, 9119 PC/BN, THP: 2700 lpc. En febrero del '95 Coiled Tubing realizó

desplazamiento por Nitrógeno. En agosto de 1999 se realizó propuesta para verificar el

origen de la comunicación tubería-anualr (válvula de control / a través de la

empacadura), sin embargo dicho trabajo no se realizó debido a problemas con la

logística para el diseño de la válvula Dummy que se ubicaría en la válvula de control.

Actualmente (ene-2001) el pozo se encuentra comunicado tubería-anular, pez ubicado a

17620' (por encima del colgador) y obstrucción a 18184' (camisa de 4-1/2"), con una

producción de 143 BNPD; 3344 MPCND; 3,0 % AyS, Pcab = 1650 lpcm.

En marzo de 1996 Bajo la producción a 485 BPPD por que se encuentra en conexión de

línea de flujo en pozo.

En julio de 1999 Se realizó inspección al pozo. Se probó sellos primarios y secundarios

con 5000 LPPC, OK, previa verificación de presiones (750 LPPC por ambos espacios).

Presurizó línea de control S/E. En noviembre de ese mismo año Se verificó

comunicación tubería anular, posiblemente por línea de control de la válvula de

seguridad.

101

En febrero del 2002 Se realizó prueba de tubería con unidad coiled tubing,

determinándose comunicación a nivel de la empacadura, durante la prueba el pozo

recibió fluido de control posteriormente se desplazó con N2 S/E. En marzo de ese mismo

año se realizó prueba por anular 3- ½ x 7” bombeo por casing/tubing con 3200 psi

observándose incremento de presión en el anular de 7” comenzó con una presión de

1200 psi hasta llegar a 2000 psi por 40 minutos. Detectándose fuga a nivel de

empacadura permanente.

En el 2007 chequeo fondo a 17602’ y realiza limpieza + solvente. En el 2008, se realiza

un nuevo HUD+SR, detectándose fondo a 17655’ (Restos de cañones).

En la actualidad el pozo se encuentra en cerrado categoría 3, su última prueba de

producción fue en febrero del 2002 arrojo 313 BPPD y 3877 GAST y este pozo ha

acumulado 2 MMBP, 14 MMMPCG y 101 MBA.

Figura N° 41.Histórico de Producción de Gas, Petróleo, Agua del Pozo SLE-2.


102

Basado en el análisis del pozo se recomienda realizar servicio con taladro, recuperar el

pez existente dentro del colgador (tope a 17994’), eliminar obstrucción a 18184‘, corregir

comunicación y realizar cañoneo adicional. (300 BNPD + 3,0 MMPCG).

4.6.1.2 Pozo SLE 6

El pozo SLE-6 fue completado originalmente en el año 1998 como productor del

yacimiento SLE-6-OLI-01, cañoneando el intervalo 18506’-18532’ SEL, Este pozo probo

inicialmente hasta 300 BBPD, 14000 RGP sin problemas de agua, seguidamente las

pruebas se ubicaron en el potencial muy inferior al inicial (200 BNPD), razon por la cual

realizo prueba de presión/producción de la que se obtuvo que el pozo presentaba daño.

Debido a esto cañoneo el intervalo 18410’-18492’ SEL, trabajo que resulto en un

potencial de 500 BBPD sin problemas de agua, sin embargo este declino rápidamente

su producción, para mejorar la producción en el pozo se realizó estimulación matricial sin

éxito pozo continuo probando en el orden de los 300 BBPD.

En el 2005 el pozo se encontró arenado por lo que se realizó limpieza mecánica y

estimulación matricial sin éxito

En el 2005 Se realizó acidificación matricial en 3 etapas en le intervalo 18410’-18532’

sel, se bombeo 52 bls de acondicionador + 80 bls de hot rock ácido + 53 bls de post flujo

+ 30 bls de divergencia y desplazo con 167 bls de gasoil. THP PI/PF 2200/7300 psi, T:

1-1.5 bpm.

En el 2006 encontró nuevamente arenado y se obtuvieron muestras de asfáltenos, razón

por lo cual realizo limpieza mecánica + bombeo de solvente e indujo a producción con

nitrógeno. Desde ese entonces el pozo no se trabajaba y en la actualidad prueba ‘00’, ha

acumulado 761 MBP – 16 MMMPC – 20 MBAP, con una presión estimada de 7000

LPC, según BUILD_UP realizado en el pozo en el año 1998.

103

En el 2007 Con CT 1-1/2 Se realizó bombeo de solvente, se desplazó con 41.2 bls de

gasoil a 18478’, se bombeo 5 bls de solvente y bache de ácido de 5 bls, desplazo con

gasoil trabajo obstrucción sin avance. Bajo con coiled-tubing limpio desde 18391’ hasta

18530’. Utilizando varios baches de solvente y ácido, bajo guaya especial y verifico HUD

@ 18518’, realizo inducción con nitrógeno.

En el 2011 y 2014 se realizaron un Limpiezas Mecánicas, para recuperar potencial del

pozo S/E. En la actualidad el pozo se encuentra categoría 1, su última prueba de

producción fue en enero del 2014 arrojo137 BPPD y 3255 de GAST y este pozo ha

acumulado 404MBP, 11 MMMPCG y 16 MBA.

2001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140

150

300

450

600SLE 6-1

PET_BRUTO PET_NETO

SLE 6-1 SLE-OLI-011 3090000AF

2001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140

600

1200

1800

2400

3000SLE 6-1

PRES_CABEZAL PRES_LINEA PRES_REVEST

SLE 6-1 SLE-OLI-011 3090000AF

2001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140

1500

3000

4500

6000

7500SLE 6-1

GAS_FORM ( M ) GAS_TOTAL ( M )

SLE 6-1 SLE-OLI-011 3090000AF

2001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140

20

40

60

80

100SLE 6-1

AYS_CALC AREN A

SLE 6-1 SLE-OLI-011 3090000AF

Figura N° 42. Histórico de Producción de Gas, Petróleo, Agua del Pozo SLE-6.


Como recomendación se tiene realizar un recañoneo del intervalo abierto con el fin de

obtener un potencial estimado de 200 BNPD y 3 MMPCPD.

104

4.6.1.3 Pozo SLE 7

En enero del 2004 se inició perforación, se cemento revestidor de 20” @ 827’, lanzo

multishot a la prof. 4450’, inclinación de 0.55°, donde se considera dentro del objetivo, se

cemento revestidor de 13 3/8” a la profundidad de 4500’.

En junio de ese mismo año se perfora hasta 18500’ y se cañoneo el intervalo 18436’ –

40’, se bajó con coiled tubing hasta 9262’ e inyecto nitrógeno para inducir a producción

S/E. Continuando con los trabajos se cañoneo los siguientes intervalos: 18116´- 18124´,

18124´- 18134´, 18134´- 18144´, 18180´- 18190´ y 18190´18200. En diciembre del

mismo año se abrió pozo con presión de cabezal estable se correlaciono para posicionar

y detonar cañones, para cada corrida de cañón se realizaron medidas de producción con

reductor fijo de 24/64” y se cañonearon los siguientes intervalos 18217’ – 18240´,

18262´- 18299´ y se recañonearon los intervalos 18116´- 18200´sel.

Finalmente las pruebas de producción, el pozo se evalúo con medidor de 3/8´. Pozo

estable. Corrió GR/CCL y verifico fondo a 18266´, los intervalos. 18281´- 299´ y 18266´-

272´se encuentran obstruidos y no contribuyen a la producción. El pozo quedo abierto a

producción con una tasa promedio de 100 BPD y 2000 MPCND de gas.

En el año 2005 el pozo se encontraba suspendido sin producción. En el 2006, es

reactivado a producción y se le realiza una inducción con N2. Desde entonces se

encuentra activo y promedia una producción de 22 BNPD y 1000 MPCND de gas.

En la actualidad el pozo se encuentra en categoría 1, su última prueba de producción

fue en junio del 2012 arrojo 21 BPPD y 1100 MPCND y este pozo ha acumulado 29

MBP, 3 MMMPCG y 2 MBA.

105

2004 05 06 07 08 09 10 11 120

20

40

60

80

100SLE 7-1

PET_BR U TO PET_N ETO

SLE 7-1 SLE-OLI-011 3090000AF

2004 05 06 07 08 09 10 11 120

750

1500

2250

3000

3750SLE 7-1

PR ES_C ABEZAL PR ES_LIN EA PR ES_R EVEST

SLE 7-1 SLE-OLI-011 3090000AF

2004 05 06 07 08 09 10 11 120

1500

3000

4500

6000SLE 7-1

GAS_FOR M ( M ) GAS_TOTAL ( M )

SLE 7-1 SLE-OLI-011 3090000AF

2004 05 06 07 08 09 10 11 120

20

40

60

80

100SLE 7-1

AYS_C ALC AR EN A

SLE 7-1 SLE-OLI-011 3090000AF

Figura N°43. Histórico de Producción de Gas, Petróleo, Agua del Pozo SLE-7.


En base al análisis del pozo se recomienda realizar un recañoneo del intervalo productor

con el fin de obtener un potencial estimado de 200 BNPD y 2 MMPCPD.

4.6.1.4 Pozo SLE 42

En noviembre de 1973 Fue perforado el pozo SLE-0042 hasta una profundidad de

18126’. Se probó hoyo desnudo el intervalo 17634’-16792’ (oligoceno) probando 840

BNPD, 12054 PNC/BN, 41 °API Y 10% AyS con RED. De 3/8”. Se cemento revestidor

de 7” x 6-5/8” con zapata @ 18107’ cañoneándose el intervalo 17690’-18020’ sel produjo

inicialmente 1100 BNPD, 1935 PCN/BN y 0.5% de AyS.

En 1981 Se detectó filtraciones de superficie, ya para 1983 se cambió la cruz del pozo

Se fijó retonador de cemento @ 16610’ y se detectó revestimiento de producción roto

desde 5987’.

El 11/02/83 se eliminó las filtraciones existentes en el cabezal con unidad hidráulica

(Snubbing Unit). Se cambió la cruz del pozo. El 13/04/83 se inspeccionó el equipo de

106

superficie y no se observaron filtraciones. El 21/12/83 trató de eliminar comunicación

entre la tubería de producción y el anular de 7’’ x 10-3/4’’, sin éxito. Fijó retenedor de

cemento @ 16610’ (tope).

El 17/12/85 trató de recuperar la sección dañada del revestimiento de producción de 7’’,

29.0 Lbs/pie S/E. (revestimiento dañado desde 7140’ hasta 8500’). Cementó el anular de

10-3/4’’ x 7’’ hasta la superficie a través de la sección dañada. Aseguró el pozo con

obturador “DG” @ 6998’ (tope). Dejó pozo suspendido (SD-SS).

El 01/01/87 bajó y cementó revestimiento de producción de 4-1/2’’, P-110, 15.1 Lbs/pie

@ 18039’ (zapata). Bajó tubería de producción de 2-3/8’’, 4.7 Lbs/pie y 2-7/8’’, 8.6

Lbs/pie punta libre y dejó el pozo suspendido.

El 11/05/87, fue cañoneado el intervalo 17690’-17944’ sel. Con TCP. Se fijó obturador

Baker “DB” de 4-1/2’’ @ 16500’ y se bajó tubería de 2-7/8’’, 8.6 Lbs/pie, 22% cromo. El

20/05/87 se abrió a producción

En Diciembre de 1994 se realizó acidificación matricial con resultados positivos. En

Febrero de 1997 se realizó limpieza con solvente. Para enero de 1998 La Producción del

pozo declino bruscamente lo que pareció ser indicio de deposición de asfáltenos. En

Agosto de 1998 cuando el pozo producía 342 BNPD; 21883 RGP; 2,0 %AyS y red. De

½’’, se realiza limpieza de tubería y bombeo de solvente a la formación.

Para junio del 2004 El pozo se encuentra activo con una producción promedio de 228

BBPD / 280 bnpd / 4.6 MMPCG, presentando una condición de alto riesgo debido a la

comunicación tubería-anular @ 16496’ existente en el pozo de producción de fluidos

corrosivos H2S y CO2.

En 2006 Se realizó chequeo de fondo, se bajó cortador de 1-23/27” @ 17683’ WL 18029’

SP, camarita @ 17683’ impresión de arena, localizo punta de tubería @ 16500’ WL y

16527’ SP (HUD @17656).

107

Para Diciembre 2007 realizó Limpieza química + Bombeo de Solvente, para remover los

depósitos orgánicos y esquelas, la cual no dio los resultados esperados, un aspecto

operacional a resaltar en este pozo, es que en el último trabajo de limpieza con coiled

tubing realizado en diciembre de 2007, por la empresa schlumberger, se dejó pez (BHA

de coiled tubing) de aproximadamente 4 pies de longitud y 1-11/16” de diámetro. El

mismo fue dejado durante el proceso de inducción a producción con N2.

En el 2009 realizó HUD encontrando obstrucción @ 17870' teniendo una producción

asociada el 15/07/09 de: 247 BBPD, 200 BNPD, 26208 RGP y 3% AyS. El 24/08/10

repitió HUD encontrando obstrucción @ 17935'. Por lo que se recomendó realizar

Limpieza Química con Unidad de Tubería Continua + Acidificación Matricial. El trabajo

se llevó a cabo entre los meses se Septiembre y Noviembre de 2010 con la Unidad HB-

815 siendo tan extenso por la indisponibilidad de Nitrógeno que existía para la fecha y a

condiciones climáticas en el área (Ver detalle del SISUB en los anexos); durante las

operaciones en el pozo, y una vez culminada la limpieza y estimulación, se realizaron

varios intentos de inducir el pozo con Nitrógeno (Recordemos que en el Campo Sur

Lago no existen facilidades para inyección de Gas Lift y estos pozos fluyen natural),

observándose en los últimos baches retornados: 80% crudo y 20% agua con pH 7 y

1ppm de H2S (Reductor de 3/8" instalado), sin embargo no se logró estabilizar la tasa de

producción del pozo, dejándolo cerrado.

En el 2011 Bajo coiled tubing y bombeo N2 con el fin de inducir el pozo a producción

S/E.En la actualidad el pozo se encuentra cerrado a producción Categoría 3.

108

1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110

250

500

750

1000

1250SLE 42-1

PET_BR U TO PET_N ETO

SLE 42-1 SLE-OLI-013 3090000AF

1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110

750

1500

2250

3000

3750SLE 42-1

PR ES_C ABEZAL PR ES_LIN EA PR ES_R EVEST

SLE 42-1 SLE-OLI-013 3090000AF

1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110

3000

6000

9000

12000

15000SLE 42-1

GAS_FOR M ( M ) GAS_TOTAL ( M )

SLE 42-1 SLE-OLI-013 3090000AF

1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110

20

40

60

80

100SLE 42-1

AYS_C ALC AR EN A

SLE 42-1 SLE-OLI-013 3090000AF



En función de lo revisado en este pozo se propone realizar una apertura de arenas

adicionales con el fin de obtener un potencial estimado de 200 BNPD y 8,0 MMPCPD.

4.6.1.5 Pozo SLE 44

Pozo fue perforado en agosto del 1974, completándose y no se colocó a producción ya

que no existían las condiciones de superficie. En Marzo de 1986, se habían instalado las

facilidades de producción, se abrieron intervalos (17965' -17969', se recañonearon

(17969' -18126') y activó a producción sin éxito. En diciembre del mismo año, se realizó

acidificación, obteniéndose una producción de 1784 BNPD; 6480 PCN/BN; 5% AyS y

con un reductor de 1/2".

En Febrero de 1987 se intentó realizar registro de presión temperatura y se quedó

pescado, dejando el pozo suspendido. En Junio de 1987, se trabajó con cabria al pozo,

109

recuperando pescado, se activó a producción en Julio del mismo año, probando 954

BNPD, 5761 PCN/BN, 3%AyS y con un reductor de 3/8". En febrero de 1988, se le

aumento el reductor a 1/2", obteniéndose un incremento en la producción a 1500 BNPD.

En Diciembre de 1994 la producción se encontraba en 300 BNPD se le realizó un

bombeo con solvente con píldora, obteniéndose una producción de 1500 BNPD.

En Noviembre de 1999, el pozo producía 350 BNPD, cuando se realizó limpieza con

solvente y forzamiento a la formación, el pozo quedo produciendo 630 BBPD, 600 BNPD

y 10460 MPCNPD. En el 2003, el pozo llega a obtener una presión en cabezal de 1300

Lpc y 1500 Lpc y 120 PPm de H2S. Actualmente el pozo se encuentra activo con una

producción de: 124 BNPD, 1,1MMPCNG y 2 % AyS.

En mayo del 2004, se le realiza trabajo de estimulación matricial con unidad de CT,

bombeando gasoil @ 0,2 BPM hasta 17668', donde observo apoyo de 2000 Lbs de

peso, trabajando sobre la obstrucción s/e. Se decide realizar el tratamiento desde Bull

Head, bombeando solvente+divergente+ tratamiento, posterior se bajó la CT para inducir

el pozo llegando hasta 8000' y luego hasta 14056', bombeando N2 @ 700 SCFM y 2031

Lpc de bomba, retornando gasoil+crudo, parando el bombeo por falta de N2. Se bajo de

nuevo la CT de 1 1/2", bombeando a 700 SCFM con presión de bomba de 1205 Lpc y

THP: 250 Lpc a 8000', continuo bajando hasta 14500', observando retornos de

tratamiento y concentraciones de H2S entre 40 y 140 PPM, monitoreando retorno

observando incremento de THP: 750 y 950 Lpc, levanto CT hasta 13438', bombeando

N2 hasta agotarse, sacando CT hasta superficie aumento el THP hasta estabilizarse en

1200 Lpc, retornando 50% de tratamiento y 50% de Condensado. Producción del pozo

despues del tratamiento: 417 BB, 8,3 MMPCG y 10% AyS.

Para Mayo del 2006 entra MAERSK 71 (Pionner), para realizar cambio de tubería de

Producción (3 1/2" * 2 7/8"), donde se le realizó un tubing punch, con la finalidad de

comunicar tubing-casing, para controlar el pozo con un fluido de agua filtrada + 3% de

Kcl ( salmuera de 8,4 LPG) + secuestrador de H2S y luego comenzó todo el trabajo de

sacar la tubería y bajar la nueva tubería especial de 13% y 22% Cromo respectivamente,

donde comenzaron el trabajo desde 04/05/06 y finalizan 01/06/06.

110

Luego entró la gabarra de Halliburtón-815 para realizo, bombeo de solvente frente a la

cara de la formación, finalizando el 14/06/06, dejando el tratamiento el remojo por 12

Hrs, luego se abrió el pozo a producción s/e. Bajo CT, para comenzar a inducir con N2

desde el día Jueves 15/06/06 hasta 17/06/06, se dejó el pozo cerrado se monitoreo las

presiones en THP, alcanzó un máximo de 1355 Psi. Vistió Equipo de CT de nuevo, ya

que el pozo se dejó en producción y cayo la presión, induciéndolo nuevamente, hasta

que el pozo comenzó a responder, observando retornos de fluidos (agua + condensado

con alto porcentaje de CH4 + 120 ppm H2S, dejándolo con reductor de 3/8”

incrementando la presión en THP: 1380 LPC. La prueba que arrojo fue BB: 212, BN: 170

y 5.0 MMPCG.

Para Diciembre 2007 se observó una declinación de producción en el pozo tanto de

líquido como de gas es decir mantenía una producción de 220 BN y 3.3 MMPCG y

declino a los niveles de 100 BN y 1.9 MMPCG, esto fue producto de la formación de

Parafina y Asfalteno dentro de la tubería de producción, por lo que se decidió realizarle

un bombeo de solvente a alta tasa (4 pies de penetración) entró la gabarra Halliburtón-

820, bajó coiled tubing de 1 1/2”con BHA, bombeo baches de 3 bls de gasoil con Coilard

@ 0.6 % a tasa mínima cada 300 pies y realizó pull tess cada 2000 pies hasta llegar @

11300’ MDCT. Realizó casing clean con 10 bls de solvente seguidos de 5 bls de ácido

(9% fórmico + 5% HCL)+ 10 bls de gel, apoyando sobre máximo @ 18113’ MDCT,

aparentemente es el tope del pez, según programa @ 18138’, trabajando con píldoras

reactivas de solventes + ácido con presión desde 4500 psí s/e. Realizó tubing clean y

casing clean con éxito, luego realizó prueba de inyección con 14 bls de solvente,

desplazando con gasoil, espoteo 8 bls de solvente de tratamiento desde 18113’ hasta

17965’. Espero 1 hora por remojo y luego procedió a realizar la prueba de inyección.

Pozo con buena inyectividad, preparó 100 bls de solvente de tratamiento para realizar la

estimulación matricial no reactiva, luego realizó desplazamiento de tubería CT con gasoil

según acuerdo con PDVSA, sacó CT hasta superficie, se esperó 12 hrs de remojo del

tratamiento. Luego de cumplirse las 12 hrs de remojo se bajó la CT para levantar la

producción del pozo, utilizando la cantidad de 4820 gal N2.

111

En el 2011, el pozo se encontraba produciendo con bajo potencial 274 BB + 273 BN +

6,5 MMPCG con 3 % AyS, por lo que realizo limpieza mecánica, siendo esta su última

intervención. Actualmente el pozo produce 100 BNPD, 4% AyS con 3 MMPCNG.

1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140

400

800

1200

1600

2000SLE 44-1

PET_BRUTO PET_NETO

SLE 44-1 SLE-OLI-011 3090000AF

1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140

750

1500

2250

3000

3750SLE 44-1

PRES_CABEZAL PRES_LINEA PRES_REVEST

SLE 44-1 SLE-OLI-011 3090000AF

1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140

3000

6000

9000

12000

15000SLE 44-1

GAS_FORM ( M ) GAS_TOTAL ( M )

SLE 44-1 SLE-OLI-011 3090000AF

1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140

20

40

60

80

100SLE 44-1

AYS_CALC ARENA

SLE 44-1 SLE-OLI-011 3090000AF



Por ultimo en este pozo se recomienda recañonear el intervalo productor con el fin de

obtener un potencial estimado de 200 BNPD y 6,0 MMPCPD.

En la siguiente tabla se muestra un resumen con las oportunidades visualizadas para

cada pozo.

112

Tabla N° 13. Oportunidades visualizadas para cada pozo. Fuente: PDVSA (2014).

Pozo Trabajo Propuesto Comentarios

SLE02 Vestir para Reactivar

Realizar servicio con taladro, recuperar

el pez existente dentro del colgador

(tope a 17994’), eliminar obstrucción a

18184‘, corregir comunicación y realizar

cañoneo adicional. (300 BNPD + 3,0

MMPCG).

SLE06 Recañoneo

Recañoneo del intervalo abierto con el

fin de obtener un potencial estimado de

200 BNPD y 3 MMPCPD.

SLE07 Recañoneo

Recañoneo del intervalo productor con

el fin de obtener un potencial estimado

de 200 BNPD y 2 MMPCPD.

SLE42 AAA + Recañoneo

Apertura de arenas adicionales con el

fin de obtener un potencial estimado de

200 BNPD y 8,0 MMPCPD.

SLE44 Recañoneo

Recañoneo del intervalo productor con

el fin de obtener un potencial estimado

de 200 BNPD y 6,0 MMPCPD.

113

CONCLUSIONES

• En el análisis petrofísico se consideró como base los parámetros cut off del área de

Sur del Lago, y se utilizó el modelo de saturación de agua de Simandoux modificada

empleada para arenas arcillosas. Por otra parte, para el cálculo de permeabilidad, se

recurrió al modelo de Timur.

• Los parámetros petrofísicos fueron estimados partiendo de la información arrojada

por el núcleo del pozo SLE-6X, el cual es el único tomado en el Bloque E, ubicado en la

parte noroeste del área.

• Los parámetros básicos tomados para el área fueron los siguientes: exponente de

saturación n = 1,91, exponente de cementación m = 1,92 y coeficiente de tortuosidad

a=1, el valor de la resistividad del agua (Rw) fue tomado del análisis realizado en el agua

producida por el pozo SLE-61, el mismo fue de 0,45 a 75 °F equivalente a 12000 PPM.

• La sección estratigráfica en dirección SO-NE elaborada con los pozos SLE-6X,

SLE-1, SLE-71X, SLE-3 y SLE-42X muestra la continuidad lateral de los distintos

cuerpos sedimentarios correspondiente a la secuencia del Oligoceno y la ausencia de

otros cuerpos, debido a la acción de otros procesos de regresión que formaron una

discordancia entre las secuencias del Eoceno y Oligoceno.

• El Yacimiento OLI/01 esta definido como una sección de areniscas cuarcíticas de

color gris claro en capas compuestas potentes, con intercalaciones de lutitas laminadas,

micáceas y carbonosas con predominio de estas últimas hacia la parte superior e inferior

del yacimiento.

• La presión inicial del área es de 7.700 Lppc y la presión de rocío se estima en un

rango de 7.235 a 7675 Lppc. La presión actual es de 5.090 Lppc, según los resultados

de un registro de presión estática realizado en el pozo SLE- 71 durante el año 2011.

114

• De las cuatro muestras tomadas en el yacimiento para realizar los análisis PVT, solo

tres fueron consideradas como representativas, por lo que las muestras fueron tomadas

a condiciones originales de producción (SLE-7-1X, SLE-4-4X y SLE-4-2X).

• La muestra del pozo SLE-6 X no se consideró representativa de las condiciones

originales del yacimiento, puesto que la misma se tomó 13 años después que el

yacimiento había iniciado su producción, (tomadas en diciembre de 1998), cuando el

yacimiento había acumulado 20,5.MMBN de condensado y 77,1 MMPCN de gas. La

presión de rocío calculada experimentalmente en este pozo fue de 6700 Lpc.

• Los resultados de los cálculos que se muestran en las siguientes tablas demuestran

que los tres PVT analizados presentan un porcentaje de error menor del 2 % desde el

C1 al C6, y menores del 5 % en el C7+, al calcular los valores de Zi matemáticamente y

compararse con los datos experimentales.

• Los valores de los factores volumétricos para el condensado y el gas son 0,000491

BY/PCN y 0,002755 PCY/PCN respectivamente.

• Para la determinación del GOES Y COES del yacimiento mediante el método

volumétrico se utilizó la herramienta OFM, se realizaron 5 mapas de isopropiedades:

porosidad, saturación de agua, Arena Neta Petrolífera (ANP). Esto nos arrojó como

resultado un Gas Condensado Original en Sitio (GCOES) de 24543600 BLS y un Gas

Original en Sitio (GOES) de 245436000 PCY.

• De acuerdo al libro de reservas oficiales, a diciembre 2013, el yacimiento OLI-01

presentan factor de recobro 23,04 % para el gas condensado y de 81,7 % para el gas de

formación.

• Las reservas de Condensado para el yacimiento OLI-01 fueron estimadas en 767,18

MBLS y las de Gas en 200,52 MMPC.

115

• De acuerdo con las historias de los pozos evaluados se han realizados diversos

tratamientos para la estimulación de la producción entre los cuales tenemos lavados con

solvente/surfactantes, así como también estimulaciones matriciales en una o varias

etapas, el resultado de la aplicación de éstos tratamientos puede estar influenciado por

la presencia de asfaltenos en el crudo.

• Como podemos observar el plan de explotación óptimo para este yacimiento consiste

en recañonear las arenas originales en cuatro pozos, SLE-06, SLE-07 y SLE-42,

adicionalmente al recañoneos y la apertura de arenas nuevas en el pozo SLE-42 y el

servicio con taladro del pozo SLE-02. Estos trabajos involucran limpiezas y

estimulaciones químicas con la finalidad de limpiar el daño presente así como mantener

los canales abiertos que comunican el medio poroso con el hoyo de producción

permitiendo de esta forma la producción de los fluidos del yacimiento.

• Se estima que con las facilidades de superficie instaladas sería suficiente para

manejar el incremento de producción en los pozos, debido a que actualmente la

capacidad instalada está siendo subutilizada.

116

RECOMENDACIONES

• Realizar un seguimiento detallado del comportamiento de producción y declinación

de los pozos en función de las reservas estimadas de Gas Condensado y Gas de

formación.

• Desarrollar una campaña de toma de registros de saturación para afinar las

propiedades petrofísicas de los pozos completados en el yacimiento OLI-01.

• Ejecutar las actividades recomendadas para cada uno de los pozos en función del

incremento de la producción y el drenaje de las reservas en el yacimiento, incluyendo las

limpiezas y las estimulaciones considerando el aspecto de daño a la formación.

• Tomar muestras para análisis físico – químico en los pozos que permitan determinar

un valor actualizado de la resistividad del agua de formación.

• Simular el comportamiento dinámico del yacimiento tomando en cuenta las

recomendaciones realizadas a los pozos.

• Establecer esta metodología de elaboración de Plan de Explotación para otros

yacimientos de Gas y Condensado ubicados en el Sur del Lago de Maracaibo.

117

BIBLIOGRAFIA

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• Magdalena parís de Ferrer (2010) fundamentos de ingeniería de yacimientos http://www.slideshare.net/georgehsterling/fundamentos-de-ingenieria-de-yacimientos-magdalena. • Yacimientos de Gas http://es.scribd.com/doc/26671542/Yacimiento-de-Gas • Ingeniería de Yacimientos 1ra Edición, editorial universidad surcolombiana. http://es.scribd.com/doc/49479020/Libro-Ingenieria-de-Yacimientos

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