El estudio técnico abordó la caracterización de fluidos en el yacimiento, herramienta fundamental para la toma de decisiones oportuna en superficie.
La importancia de entender el comportamiento de los fluidos en la industria petrolera es primordial para que los proyectos sean rentables. A nivel de yacimiento esto se traducirá en utilizar eficientemente la energía natural del mismo para maximizar la extracción de la reserva. Mientras que, a nivel superficial, el adecuado dimensionamiento de las instalaciones y la máxima recuperación de líquidos serán el resultado de este entendimiento. Este artículo se enfoca en los fenómenos sucediendo a nivel de yacimiento (subsuperficial) para mostrar como la caracterización de fluidos permite realizar movimientos operativos oportunos en superficie que promuevan mejorar el desarrollo del campo.
En este trabajo se abundó en la estimación de la presión de saturación al plano de referencia y las implicaciones de no considerarlo en la explotación de un campo. Además, se mostró un método para calcular la Relación Gas-Aceite (RGA) por pozo cuando no hay aforos por periodos prolongados. Conocer estos dos parámetros del fluido a lo largo de la explotación es fundamental operativamente hablando. Ya que permitirá realizar las acciones necesarias a nivel pozo (estrangulamiento/ampliación de pozos, reparaciones mayores para producir intervalos más profundos/someros, comenzar a operar un sistema artificial, etc). Para lograr administrar la propia energía del yacimiento.
Te puede interesar: Desarrollo de modelos de pozo de Aceite y G&C
Como es sabido, la presión de saturación es obtenida en laboratorio a partir de un estudio PVT (Presión-Volumen-Temperatura). Este valor indica la presión a la cual el fluido del yacimiento deja de ser monofásico, es decir exhibe una porción líquida y una gaseosa.
En un yacimiento de aceite bajo saturado sin gradiente composicional la presión de burbuja (Pb) se alcanzará más rápidamente en la cima del yacimiento que en porciones más profundas de la estructura. Debido a que en la cima la presión del yacimiento es menor respecto a las zonas bajas. Ya que no existe una columna de fluidos que este generando una presión hidrostática adicional.
Por lo tanto, la Pb ira presentándose a diferentes tiempos en función de la profundidad por el hecho de que el yacimiento contiene un gradiente de presión hidrostática. Esto se representa en la Figura 1, en la cual se muestra las cimas estructurales de cada uno de los pozos. Igualmente, se indica con el subíndice donde se alcanzó primero la presión de saturación.
Monitoreo de presión de yacimiento
Debido a que el monitoreo de la presión de yacimiento se estima a una profundidad de referencia (plano de referencia). Esta profundidad se encuentra generalmente muy por debajo de la cima del yacimiento. La presión de burbuja que será plasmada en la tendencia de presión deberá estimarse considerando esta presión hidrostática adicional entre la cima y ese plano de referencia. Esto permitirá realmente conocer cuando el yacimiento presenta la primera burbuja de gas libre. Y así detectar oportunamente la aparición del casquete de gas secundario en el yacimiento, con el fin de aprovechar la energía natural del yacimiento.
El parámetro RGA es el indicativo más directo cuando un pozo ha alcanzado la presión de saturación. Si la formación productora presenta las condiciones necesarias para que se presente la segregación gravitacional (grandes espesores y permeabilidades verticales relativamente altas). Los pozos en los altos estructurales tenderán a incrementar su RGA. Mientras que los pozos en los bajos estructurales mostrarán disminución en este parámetro.
CONCLUSIONES
De la Figura 5 correspondiente al campo T se puede concluir que de no haber realizado un cálculo de la Pb al plano de referencia, se estaría esperando que la liberación de gas libre comenzará en abril 2016 (línea azul fuerte, Figura 5).
Sin embargo, al estimar una Pb al plano de referencia (donde la presión de yacimiento es monitoreada) se determinó que en la cima del yacimiento la Pb se alcanzará 1 año 4 meses antes, enero 2015 (línea azul rey, Figura 5).
Si se estima correctamente la aparición de este gas libre en la cima del yacimiento, permitirá tomar acciones oportunas sobre los pozos más altos estructuralmente. Para evitar que el contacto gas-aceite alcance los intervalos productores, ya que, de suceder, el gasto de aceite se vería disminuido en gran medida por la alta producción de gas.
Además, de permanecer este gas en el yacimiento, funcionaría como proveedor de energía natural. Generando un casquete secundario de gas el cual pudiera disminuir la caída de presión del yacimiento y así administrar la energía natural del mismo.
Con base en la similitud de los resultados por pozo entre la RGA estimada respecto a la RGA medida, se determina que el método propuesto es una herramienta práctica y útil para estimar la densidad del gas libre y el parámetro RGA/RGL cuando no se cuenta con aforos.
Finalmente, se cree prudente hacer hincapié de que este método propuesto no busca sustituir la información proveniente de las mediciones. Sin embargo, sí se convierte en una estimación muy valiosa cuando no se cuenta con mediciones periódicas.
Los mayores beneficios de estimar la presión de saturación al plano de referencia y calcular la RGA, aún en ausencia de aforos, son:
Programar a tiempo reparaciones mayores a zonas más bajas estructuralmente para continuar produciendo la ventana de aceite residual.
Estrangulamiento o cierre oportuno de pozos en el alto estructural para promover que el gas libre permanezca en el yacimiento.
Ampliación de pozos del bajo estructural con el objetivo de promover la expansión del casquete de gas secundario y compensar la producción que ya no se obtiene en los altos estructurales. Esto podría incluso lograr un mantenimiento de presión en la ventana de aceite, generando que la saturación de gas no siga incrementando en el yacimiento. De tal forma que la vida productiva de los pozos de la ventana de aceite se prolongaría, maximizando la recuperación de la reserva de aceite.
Comenzar a operar sistemas artificiales en el momento adecuado, ya que los pozos del bajo estructural tenderán a producir únicamente el gas disuelto y dejarán de ser fluyentes con altos gastos de aceite.
El Ingeniero Eder Castañeda Correa de Pemex presentó el trabajo técnico en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
