Análisis de la hidrodinámica de flujo en pozos de un campo mesozoico de la región sur como fundamento principal para la selección del esquema óptimo de explotación.
Durante la simulación de flujo hidrodinámico del campo S, se analizaron los pozos fluyentes determinando que algunos de ellos no operaban en flujo crítico por ejemplo el S-12 y S-1.
El análisis del perfil de flujo demostró que existía resbalamiento entre fases. Lo cual generaba una caída de presión adicional y propiciaba la preferencia al flujo de gas. Con la implementación del aparejo de 4 1⁄2”, se obtenían 7 kg/cm2 más en la cabeza Pwh. Es importante resaltar que los pozos fluyentes necesitan operar en flujo crítico para alargar su vida fluyente incrementando su producción acumulada. Siendo esta la producción más rentable, conllevando a postergar la implementación de un SAP.
Adicionalmente, para los pozos que operan con BNA se realizó el análisis de estabilidad. Se concluyó que los pozos no operan de forma inestable. Sin embargo, se observó que existía baja eficiencia en su operación. Es decir, por los altos gastos de inyección de gas, los pozos operaban de forma estable. Pero con gastos de inyección de gas excesivos, esto asociado al mal diseño del diámetro del puerto de inyección en este caso realizado. A través de la camisa de circulación, siendo esto una práctica común en los pozos mesozoicos de la región de sur. La solución planteada en este trabajo mostró resultados alentadores para su masificación.
El Campo S se localiza geográficamente en el Estado de Tabasco. Geológicamente pertenece al Área Mesozoica Chiapas-Tabasco. Actualmente, el campo S se encuentra entre los 4 campos con mayor producción de la región sur, con un promedio diario de 16,440 bpd de aceite. El esquema óptimo de explotación es de suma importancia.
Los resultados de la estrategia de explotación para el yacimiento Cretácico.
▪ La válvula de BNC con diámetro de puerto optimo permite la inyección de gas eficiente.
▪ Se logra la estabilidad del pozo con menos volumen de gas, sin llegar a la
sobreinyección, lo cual genera incrementos de producción.
– Se genera versatilidad operativa para implementaciones futuras de Sistemas Artificiales de Producción.
– La estabilidad de pozos permite la entrega de aforos confiables.
– Control adecuado de los gastos de inyección de gas de BNC.
– En pozos que cuenten con programas de estimulación y altas presiones, solicitar mandriles de 10,000 psi, para su optimo desempeño.
– Es imprescindible la optimización de los aparejos de producción, tomando en cuenta la gran cantidad de RMA ́s y perforaciones en campos maduros.
Análisis del perfil dinámico en pozos fluyentes
Como se describió en el estado de pozos, el campo cuenta con 2 pozos con producciones por arriba de 2,500 bpd operando de forma fluyente. Se realizó el análisis del perfil hidrodinámico a fin de evaluar las caídas de presión en el sistema de producción. Esto debido a que el balance de materia identificó un empuje hidráulico y nos da un indicativo que no se debe recurrir a la misma estrategia de explotación que el yacimiento cretácico.
Conclusiones de la estrategia de explotación para el yacimiento Jurásico.
– Operar el pozo en flujo crítico.
– Se reducen las pérdidas de presión por fricción.
– Menor resbalamiento (el gas viaja a menor velocidad).
– Menor enfriamiento en el perfil de temperatura para no promover depósitos de orgánicos (si aplica).
– Gastos por arriba de las estimaciones actuales en función de los resultados de la prueba de presión-producción propuesta en el pozo S-8.
El pronóstico de producción y la evaluación económica de la propuesta de aparejo de 4 1⁄2, es una actividad rentable.
Este análisis permitió definir el esquema óptimo de explotación de los pozos del campo. Es decir, los pozos que explotan el yacimiento Jurásico, presentan problema de resbalamiento de fases por efecto del diámetro del aparejo de producción. Por lo que se optó por realizar la reingeniería para la correcta estimación de este.
Se identificó que el yacimiento cretácico presenta mayores problemas para producir. Por tal motivo, se debe plantear en su etapa de producción la instalación del mandril y válvula de orificio con diámetro optimo. Con la finalidad de evitar sobreinyección de gas en el mismo.
Actualmente, la mayoría de los pozos operando en yacimientos Mesozoicos de la región sur, presentan esta problemática poco aborda desde el punto de vista de la eficiencia de inyección. Toda vez que, al no observar inestabilidad de flujo, se asume que los pozos operan de forma correcta. Sin percatarse que estos pozos pudieran operar de mejor manera y el impacto que presenta el diámetro de orificio de inyección en la hidrodinámica del pozo.
El Ingeniero Iván Velázquez Ramírez de Pemex presentó el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
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