Desarrollo de modelos de pozo de Aceite y G&C, evaluando variables desde yacimiento, pozo y superficie para obtener aparejo de producción optimo con simulador en estado estable.
A través del uso de un software especializado en PVT, se realizó el estudio a dos muestras representativas de dos campos de la Región Marina. El estudio tuvo como objeto obtener Tablas Hidráulicas con las propiedades que permitan ser utilizadas en el simulador PROSPER®. Para generar un modelo de pozo de Gas & Condensados y Aceite Negro con Sistema Artificial de Producción, generando diversas propuestas y escenarios de producción. Considerando el uso o no de la herramienta Mejorador de Patrón de Flujo tipo Venturi (MPFV®), propiedad del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP).
El desarrollo de éste trabajo, se llevó a cabo en el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP). Se trata de un Centro Público para el desarrollo de investigación de la industria petrolera nacional. En donde utilizando software de simulación, se evaluó la factibilidad de la instalación de una herramienta propia del IMP llamada Mejorador de Patrón de Flujo Venturi (MPFV®). Con el que a través de diferentes propuestas de aparejos de producción se puede predecir el comportamiento de los pozos de Gas & Condensado y Aceite, utilizando y sin utilizar esta herramienta.
Con esto se obtiene una correcta explotación del yacimiento, teniendo una producción continua. Y mejorando el patrón de flujo en la TP, y resolviendo problemas en los yacimientos de gas. Debido al incremento en la producción de agua evitando la carga de líquidos y, en yacimientos de aceite incrementar la vida productiva del mismo.
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Actualmente los pozos productores de dos campos maduros de estudio se encuentran en etapa de declinación de la Región Marina. Los dos prospectos tienen como problemática principal el avance del contacto agua-aceite (CAA). Así como el avance en el contacto gas-aceite (CGA). Lo cual conlleva a que la ventana de explotación disminuya y por consecuencia la reducción de fluidos almacenados en los yacimientos.
Hoy día los yacimientos maduros representan el 73% de todos los campos productores de México. De los cuales generan aproximadamente el 32% de la producción total de nuestro país.
Por lo cual se tiene la necesidad de realizar nuevos estudios y aplicar nuevas tecnologías. Para ayudar, no solo a maximizar la producción de hidrocarburos sino, aumentar la vida productiva de los yacimientos de la Región Marina. Entre las propuestas en este trabajo se consideran:
- Caracterización numérica de PVT y validar el modelo termodinámico para un pozo de aceite negro y para un pozo de gas y condensado. Describiendo las características del fluido, comprobando la veracidad de los datos obtenidos por la compañía que realizó el estudio, utilizando software especializado en PVT’s.
- Generación modelos de pozo, tanto para Aceite negro y Gas y Condensado. A través del análisis nodal generando propuestas de diferentes aparejos de producción, utilizando el software simulación de flujo multifásico para pozos PROSPER®.
- Una vez generados los modelos de pozo, y las diferentes propuestas de aparejos de producción, se realizaron diferentes análisis de sensibilidad. Se utilizó la herramienta Mejorador de Patrón de Flujo tipo Venturi (MPFV®). La cual es desarrollada por el Instituto Mexicano del Petróleo para el mejoramiento de los patrones de flujo en pozos. De igual manera se evalúan los resultados utilizando el Software de flujo multifásico para pozos, PROSPER®.
Conclusiones
Es importante hacer un muestreo representativo de los fluidos del yacimiento, para garantizar buenos resultados en los Análisis PVT.
Para el pozo de gas y condensados, se realizó la validación termodinámica de un PVT composicional (hasta el componente C7+). El análisis muestra que se trata de un Aceite de 40 °API, para el pozo 135 del campo “M”.
Y para el pozo de aceite, se realizó la validación termodinámica un PVT. De igual manera hasta C7+, del pozo 8 del campo “C” de una muestra de aceite negro de 21.9°API.
La validación termodinámica de ambos fluidos, los que se trabajó para desarrollar el presente trabajo, permiten generar las tablas hidráulicas necesarias para realizar el modelado correcto de las condiciones de yacimiento en un modelo de pozo.
Para el pozo de gas y condensados, las diversas propuestas de Aparejos de Producción sin la herramienta incrementan en algunos casos el Qg. Sin embargo, el corte de agua es mayor y el patrón de flujo en TP se mantiene en zona transicional. Al colocar la herramienta a una profundidad ideal, permite incrementar la VSL en esa zona, reducir el %wc @ 3%, y administrar la vida productiva del pozo.
Para el pozo de aceite, las diversas propuestas de AP sin la herramienta, incrementan en algunos casos el Qo. Sin embargo, el corte de agua se incrementa y el patrón de flujo en TP se mantiene en zona transicional. Al colocar la herramienta a una profundidad ideal, permite incrementar la VSL y cambiar la zona de patrón de flujo en la TP a un flujo anular, ideal en pozos de aceite. De igual manera se reduce el %wc @ 2%, y administrar la vida productiva del pozo.
Asimismo, el IMP se ha encargado de crear herramientas de innovación en tecnología para pozos como lo es el MPFV®. Mismo que ha probado que su uso incrementa gradualmente la vida productiva del yacimiento. Mejorando la capacidad de producción de este, reduciendo los elevados cortes de agua. Y así evitar un rápido agotamiento de la formación, aunado a que sus condiciones de operación lo vuelven rentable para pozos de gas y de aceite.
Los Ingenieros Jesús Edoardo Rodríguez Pecina, Octavio Flores Lima y Gerardo Herrera Camilo presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP.)
