Optimización de la completación de pozos SAGD

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
Decanato de Estudios Profesionales
Coordinación de Ingeniería Mecánica
Optimización de la completación de pozos SAGD
Presentado por:
Alberto Andrés Uzcátegui Cortés
Sartenejas, Octubre 2007
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
Decanato de Estudios Profesionales
Coordinación de Ingeniería Mecánica
Optimización de la completación de pozos SAGD
Presentado por:
Alberto Andrés Uzcátegui Cortés
Realizado con la asesoría de:
Tutor Académico: Armando José Blanco Alvarez
Tutor Industrial: Juan Carlos Barrios Hernández
PROYECTO DE GRADO
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
Como Requisito Parcial para Optar al Título de
Ingeniero Mecánico
Sartenejas, Octubre 2007
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
Decanato de Estudios Profesionales
Coordinación de Ingeniería Mecánica
Optimización de la completación de pozos SAGD
Presentado por:
Alberto Andrés Uzcátegui Cortés
Realizado con la asesoría de:
Tutor Académico: Armando José Blanco Alvarez
Tutor Industrial: Juan Carlos Barrios Hernández
RESUMEN
Los métodos térmicos de producción de petróleo pesado y extrapesado han cobrado
auge en los últimos años debido a los elevados precios del crudo. Es por esto que Sincor ha
comenzado a desarrollar el Proyecto EOR en la Faja Petrolífera del Orinoco, para realizar
la producción de petróleo mediante el método SAGD.
El método SAGD consiste en construir dos pozos horizontales, donde uno es
productor de petróleo y el otro es inyector de vapor colocado encima del pozo productor.
Entre los principales factores que afectan este proceso están las propiedades del yacimiento
y sus fluidos, el diseño de la sarta de completación y las condiciones operacionales.
En este proyecto se presenta un estudio para la optimización de la completación de
los pozos SAGD. El trabajo fue realizado con la herramienta de simulación TWBS, un
programa desarrollado en Canadá en el año 2006 por la compañía Petrostudies.
Inicialmente se realiza la optimización de las sartas de completación para los pozos
inyectores de vapor y luego se realiza la optimización para los pozos productores de crudo.
En el proyecto se contempla la optimización de los diámetros de tuberías de producción y
del revestidor del hoyo horizontal, la distribución de la tasa de inyección de vapor, así
como la presión y tasa de inyección de gas metano a usar como sistema de levantamiento
artificial de la producción de crudo.
Los resultados presentan los parámetros hidráulicos obtenidos para las diferentes
configuraciones de completación evaluadas y se indican las configuraciones óptimas en
cada caso.
Sartenejas, Octubre 2007
i
INDICE GENERAL
INTRODUCCION ...........................................................................................................1
CAPITULO 1: DESCRIPCION DEL PROYECTO ......................................................2
1.1 ANTECEDENTES...................................................................................................2
1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA..................................................................4
1.3 OBJETIVOS ............................................................................................................5
1.3.1 Objetivo General ...............................................................................................5
1.3.2 Objetivos Específicos ........................................................................................5
1.4 UBICACIÓN ...........................................................................................................6
1.4.1 Faja Petrolífera del Orinoco ...............................................................................6
1.4.2 Sincor, Sincrudos de Oriente C.A. .....................................................................7
CAPITULO 2: MARCO TEORICO...............................................................................9
2.1 CONCEPTOS BASICOS .........................................................................................9
2.1.1 Petróleo .............................................................................................................9
2.1.2 Yacimiento ........................................................................................................9
2.1.3 Pozo ..................................................................................................................9
2.1.4 Completación del pozo ....................................................................................10
2.1.5 Levantamiento artificial ...................................................................................11
2.1.6 Petróleo pesado y sus métodos de recuperación ...............................................12
2.2 PROCESO SAGD ..................................................................................................13
2.3 COMPLETACIÓN DE POZOS SAGD..................................................................17
2.3.1 Diseño de una sarta de completación ...............................................................17
2.3.1.1 Fundamentos.............................................................................................17
2.3.1.2 Pozos Inyectores .......................................................................................18
2.3.1.3 Pozos Productores.....................................................................................19
2.3.2 Optimización del diseño de una sarta de completación.....................................20
CAPITULO 3: SOFTWARE TWBS.............................................................................22
3.1 THERMAL WELLBORE SIMULATOR...............................................................22
3.2 MODELO NUMERICO.........................................................................................22
3.2.1 Cálculos del perfil de presión...........................................................................23
3.2.2 Cálculos de temperatura...................................................................................23
3.2.3 Cálculos de viscosidad.....................................................................................24
3.2.4 Cálculos de densidad .......................................................................................25
ii
3.2.5 Composición de las fases .................................................................................27
3.2.6 Cálculo de las tasas de inyección y producción ................................................28
3.2.7 Cálculos de flujo entre yacimiento y revestidor................................................29
3.3 ESTRATEGIAS PARA LA SIMULACION ..........................................................30
CAPITULO 4: MODELAJE Y CASOS PARA LA SIMULACIÓN ...........................32
4.1 BASES PARA EL MODELAJE DEL PROCESO SAGD ......................................32
4.1.1 Propiedades termodinámicas............................................................................33
4.1.2 Transferencia de Calor.....................................................................................33
4.1.3 Discretización de la sarta de completación y el yacimiento .............................33
4.2 POZOS INYECTORES..........................................................................................35
4.2.1 Caso 1. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para la
trayectoria A-INY ....................................................................................................37
4.2.1.1 Validación de la Malla ..............................................................................38
4.2.2 Caso 2. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para la
trayectoria B-INY.....................................................................................................39
4.2.2.1 Validación de la malla...............................................................................41
4.2.3 Caso 3. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para la
trayectoria C-INY.....................................................................................................42
4.2.3.1 Validación de la malla...............................................................................44
4.3 POZOS PRODUCTORES......................................................................................45
4.3.1 Caso 1. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor para la
trayectoria A-PROD .................................................................................................48
4.3.1.1 Validación de la malla...............................................................................50
4.3.2 Caso2. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor para la
trayectoria B-PROD .................................................................................................51
4.3.2.1 Validación de la malla...............................................................................53
4.3.3 Caso3. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor para la
trayectoria C-PROD. ................................................................................................54
4.3.3.1 Validación de la malla...............................................................................56
CAPITULO 5: RESULTADOS.....................................................................................58
5.1 POZOS INYECTORES..........................................................................................58
5.1.1 Caso 1. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para la
trayectoria A-INY ....................................................................................................58
iii
5.1.2 Caso 2. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para la
trayectoria B-INY.....................................................................................................65
5.1.3 Caso 3. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para la
trayectoria C-INY.....................................................................................................71
5.2 POZOS PRODUCTORES......................................................................................78
5.2.1 Caso 1. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor para la
trayectoria A-PROD .................................................................................................78
5.2.2 Caso 2. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor para la
trayectoria B-PROD .................................................................................................81
5.2.3 Caso 3. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor para la
trayectoria C-PROD .................................................................................................85
5.3 ANALISIS DE RESULTADOS .............................................................................88
5.3.1 Pozos inyectores ..............................................................................................88
5.3.1.1 Caso 1. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para
la trayectoria A-INY.............................................................................................91
5.3.1.2 Caso 2. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para
la trayectoria B-INY .............................................................................................92
5.3.1.3 Caso 3. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para
la trayectoria C-INY .............................................................................................93
5.3.2 Pozos productores............................................................................................94
5.3.2.1 Caso 1. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor
para la trayectoria A-PROD..................................................................................95
5.3.2.2 Caso 2. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor
para la trayectoria B-PROD ..................................................................................96
5.3.2.3 Caso 3. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor
para la trayectoria C-PROD ..................................................................................97
CONCLUSIONES .........................................................................................................98
RECOMENDACIONES ..............................................................................................100
REFERENCIAS...........................................................................................................101
NOMENCLATURA ....................................................................................................102
ANEXOS ......................................................................................................................103
iv
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1 Ubicación geográfica del área de la Faja del Orinoco e identificación de las
cuatro zonas de explotación: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo. ..................................7
Figura 1.2 Muestra de crudo extrapesado (izquierda) y de crudo sintético “Zuata Sweet”
producidos por Sincor. .......................................................................................................8
Figura 2.1 Diversas formas de perforación del estrato productor. (A) Vertical. (B)
Direccional (C) Inclinado.................................................................................................10
Figura 2.2 Otras formas de perforación de pozos. (D) Plataforma donde se pueden perforar
varios pozos. (E) Pozos perforados de forma vertical. ......................................................10
Figura 2.3 Esquema de pozos del proceso de SAGD. El pozo inyector de vapor se ubica
por encima del pozo productor de crudo...........................................................................14
Figura 2.4 Diseño conceptual del proceso de SAGD. .......................................................15
Figura 4.1 Discretización de la sarta de completación para un pozo productor mostrando
las tuberías concéntricas para la inyección de gas (sistema de levantamiento artificial).....34
Figura 4.2 Sarta de completación doble paralela para un pozo inyector. ...........................35
Figura 4.3 Sarta de completación doble concéntrica para un pozo inyector.......................35
Figura 4.4 Trayectoria de Pozo Inyector de Vapor A-INY................................................37
Figura 4.5 Validación de la malla para la trayectoria A-INY. ...........................................39
Figura 4.6 Trayectoria de Pozo Inyector de Vapor B-INY. ...............................................40
Figura 4.7 Validación de la malla para la trayectoria B-INY.............................................42
Figura 4.8 Trayectoria de Pozo Inyector de Vapor C-INY. ...............................................43
Figura 4.9 Validación de la malla para la trayectoria C-INY.............................................45
Figura 4.10 Sarta de completación doble paralela para un pozo productor con tamaño
pequeño de revestidor intermedio y revestidor ranurado...................................................46
Figura 4.11 Sarta de completación doble paralela para un pozo productor con tamaño
grande de revestidor intermedio y revestidor ranurado. ....................................................46
Figura 4.12 Trayectoria de Pozo Productor de Crudo A-PROD. .......................................49
Figura 4.13 Validación de la malla para la trayectoria A-PROD. ......................................51
Figura 4.14 Trayectoria de Pozo Productor de Crudo B-PROD. .......................................52
Figura 4.15 Validación de la malla para la trayectoria B-PROD. ......................................54
Figura 4.16 Trayectoria de Pozo Productor de Crudo C-PROD. .......................................55
Figura 4.17 Validación de la malla para la trayectoria C-PROD. ......................................57
v
Figura 5.1 Perfil de presión de vapor a lo largo del revestidor ranurado para la trayectoria
A-INY (500m TVD; 500m HZ). ......................................................................................59
Figura 5.2 Variación de la calidad del vapor dentro del revestidor ranurado para la
trayectoria A-INY (500m TVD; 500m HZ). .....................................................................59
Figura 5.3 Perfil de presión para la configuración DP- 4½" x 4½". Trayectoria A-INY. ...60
Figura 5.4 Perfil de presión para la configuración DP- 5" x 4½". Trayectoria A-INY. ......60
Figura 5.5 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración
DP- 4½"x 4½". Trayectoria A-INY. .................................................................................61
Figura 5.6 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración
DP- 5"x 4½". Trayectoria A-INY.....................................................................................61
Figura 5.7 Perfil de presión en el revestidor ranurado para la configuración DP- 4½"x 4½"
utilizando tasa de flujo en condición de operación “normal”. Trayectoria A-INY. ............62
Figura 5.8 Variación de la calidad el vapor en el revestidor ranurado para la configuración
DP- 4½"x 4½" utilizando la tasa de vapor en condición de operación “normal”. Trayectoria
A-INY. ............................................................................................................................63
Figura 5.9 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP4½"x 4½" utilizando tasa de flujo normal. Trayectoria A-INY. ........................................63
Figura 5.10 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP4½"x4½" con una distribución de flujo ST x LT 35% - 65%. Trayectoria A-INY.............64
Figura 5.11 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP4½"x4½" con una distribución de flujo ST x LT 65% - 35%. Trayectoria A-INY.............64
Figura 5.12 Perfil de presión de vapor a lo largo del revestidor ranurado para la trayectoria
B-INY (400m TVD; 1000m HZ)......................................................................................65
Figura 5.13 Variación de la calidad del vapor dentro del revestidor ranurado para la
trayectoria B-INY (400m TVD; 1000m HZ). ...................................................................66
Figura 5.14 Perfil de presión para la configuración DP- 4½" x 4½". Trayectoria B-INY...67
Figura 5.15 Perfil de presión para la configuración DP- 5" x 4½". Trayectoria B-INY. ....67
Figura 5.16 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración
DP- 4½"x 4½". Trayectoria B-INY. .................................................................................68
Figura 5.17 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración
DP- 5"x 4½". Trayectoria B-INY. ....................................................................................68
Figura 5.18 Perfil de presión en el revestidor ranurado para la configuración DP- 4½"x 4½"
utilizando tasa de flujo en condición de operación “normal”. Trayectoria B-INY. ............69
vi
Figura 5.19 Variación de la calidad el vapor en el revestidor ranurado para la configuración
DP- 4½"x 4½" utilizando la tasa de vapor en condición de operación “normal”. Trayectoria
B-INY..............................................................................................................................69
Figura 5.20 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP4½"x 4½" utilizando tasa de flujo normal. Trayectoria B-INY. ........................................70
Figura 5.21 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP4½"x4½" con una distribución de flujo ST x LT 35% - 65%. Trayectoria B-INY. ............70
Figura 5.22 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP4½"x4½" con una distribución de flujo ST x LT 65% - 35%. Trayectoria B-INY. ............71
Figura 5.23 Perfil de presión de vapor a lo largo del revestidor ranurado para la trayectoria
C-INY (400m TVD; 500m HZ)........................................................................................72
Figura 5.24 Variación de la calidad del vapor dentro del revestidor ranurado para la
trayectoria A-INY (500m TVD; 500m HZ). .....................................................................72
Figura 5.25 Perfil de presión para la configuración DP- 4½" x 4½". Trayectoria C-INY...73
Figura 5.26 Perfil de presión para la configuración DP- 4" x 4". Trayectoria C-INY. .......73
Figura 5.27 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración
DP- 4½"x 4½". Trayectoria C-INY. .................................................................................74
Figura 5.28 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración
DP- 4"x 4". Trayectoria C-INY. .......................................................................................74
Figura 5.29 Perfil de presión en el revestidor ranurado para la configuración DP- 4½"x 4½"
utilizando tasa de flujo en condición de operación “normal”. Trayectoria C-INY. ............75
Figura 5.30 Variación de la calidad el vapor en el revestidor ranurado para la configuración
DP- 4½"x 4½" utilizando la tasa de vapor en condición de operación “normal”. Trayectoria
C-INY..............................................................................................................................76
Figura 5.31 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP4½"x 4½" utilizando tasa de flujo normal. Trayectoria C-INY. ........................................76
Figura 5.32 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP4½"x4½" con una distribución de flujo ST x LT 35% - 65%. Trayectoria C-INY. ............77
Figura 5.33 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP4½"x4½" con una distribución de flujo ST x LT 65% - 35%. Trayectoria C-INY. ............77
Figura 5.34 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de
gas. Trayectoria A-PROD. ...............................................................................................79
Figura 5.35 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de
gas. Trayectoria A-PROD. Impacto de la tubería concéntrica de 1¼”. ..............................80
vii
Figura 5.36 Perfil de producción para la configuración DP- 3½" x 3½". CT 1¼” x 1”. Tasa
de gas inyectado 5000 m3/d. Trayectoria A-PROD. ..........................................................81
Figura 5.37 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de
gas. Trayectoria B-PROD.................................................................................................82
Figura 5.38 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de
gas. Trayectoria B-PROD. Impacto de la tubería concéntrica de 1¼”. ..............................83
Figura 5.39 Perfil de producción para la configuración DP- 4½" x 4½". CT 1¼” x 1”.
Tasa de gas inyectado 5000 m3/d. Trayectoria B-PROD. ................................................84
Figura 5.40 Presión dentro del revestidor ranurado para la configuración DP- 4½" x 4½".
CT 1¼” x 1”. Tasa de gas inyectado 5000 m3/d. Trayectoria A-PROD...........................85
Figura 5.41 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de
gas. Trayectoria C-PROD.................................................................................................86
Figura 5.42 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de
gas. Trayectoria C-PROD. Impacto de la tubería concéntrica de 1¼”. ..............................87
Figura 5.43 Perfil de producción para la configuración DP- 4½" x 4½". CT 1¼” x 1”.
Tasa de gas inyectado 5000 m3/d. Trayectoria C-PROD. ................................................88
viii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 4.1 Valores de rugosidad a utilizar para las tuberías de los pozos inyectores de vapor.
........................................................................................................................................36
Tabla 4.2 Condiciones de yacimiento a utilizar en los pozos inyectores con trayectoria AINY..................................................................................................................................37
Tabla 4.3 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos inyectores de
vapor con trayectoria A-INY............................................................................................38
Tabla 4.4 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos
inyectores de vapor con trayectoria A-INY. .....................................................................38
Tabla 4.5 Variaciones de la distribución de inyección a evaluar en la simulación de los
pozos inyectores de vapor con trayectoria A-INY.............................................................38
Tabla 4.6 Mallas empleadas para la validación en la simulación de los pozos inyectores de
vapor con trayectoria A-INY............................................................................................39
Tabla 4.7 Condiciones de yacimiento utilizados en los pozos de trayectoria B-INY. ........40
Tabla 4.8 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos inyectores de
vapor con trayectoria B-INY. ...........................................................................................40
Tabla 4.9 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos
inyectores de vapor con trayectoria B-INY.......................................................................41
Tabla 4.10 Variaciones de la distribución de inyección a evaluar en la simulación de los
pozos inyectores de vapor con trayectoria B-INY.............................................................41
Tabla 4.11 Mallas empleadas para la validación en el Caso 2 de los pozos inyectores. .....41
Tabla 4.12 Condiciones de yacimiento a utilizar en los pozos inyectores con trayectoria CINY..................................................................................................................................43
Tabla 4.13 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos inyectores
de vapor con trayectoria C-INY. ......................................................................................43
Tabla 4.14 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos
inyectores de vapor con trayectoria C-INY.......................................................................44
Tabla 4.15 Variaciones de la distribución de inyección a evaluar en la simulación de los
pozos inyectores de vapor con trayectoria C-INY.............................................................44
Tabla 4.16 Mallas empleadas para la validación en el Caso 3 de los pozos inyectores. .....44
Tabla 4.17 Valores de rugosidad a utilizar para las tuberías de los pozos productores de
crudo................................................................................................................................48
ix
Tabla 4.18 Condiciones de yacimiento a utilizar en los pozos productores con trayectoria
A-PROD. .........................................................................................................................49
Tabla 4.19 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos productores
de crudo con trayectoria A-PROD....................................................................................49
Tabla 4.20 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos
productores de crudo con trayectoria A-PROD.................................................................50
Tabla 4.21 Mallas empleadas para la validación en el Caso 1 de los pozos productores. ...50
Tabla 4.22 Condiciones de yacimiento a utilizar en los pozos productores con trayectoria
B-PROD. .........................................................................................................................52
Tabla 4.23 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos productores
de crudo con trayectoria B-PROD. ...................................................................................52
Tabla 4.24 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos
productores de crudo con trayectoria B-PROD. ................................................................53
Tabla 4.25 Mallas empleadas para la validación en el Caso 2 de los pozos productores. ...53
Tabla 4.26 Condiciones de yacimiento a utilizar en los pozos productores con trayectoria
C-PROD. .........................................................................................................................55
Tabla 4.27 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos productores
de crudo con trayectoria C-PROD. ...................................................................................55
Tabla 4.28 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos
productores de crudo con trayectoria C-PROD. ................................................................56
Tabla 4.29 Mallas empleadas para la validación en el Caso 3 de los pozos productores. ...56
1
INTRODUCCION
La empresa Sincor desarrolla actualmente un proyecto de producción de petróleo
extra pesado en la faja petrolífera del Orinoco mediante el uso de los métodos térmicos de
producción con inyección de vapor SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage, por sus
siglas en inglés) y HASD (Horizontal Alternate Steam Drive, por sus siglas en inglés). La
elección y el adecuado diseño de la completación tienen gran impacto en el desempeño
productivo, confiabilidad y costo de una operación petrolera con el método SAGD.
Este proyecto esta dirigido a optimizar el diseño de pozos SAGD inyectores de
vapor y productores de crudo del Proyecto EOR de SINCOR. Para ello se utilizará como
herramienta principal el simulador “Thermal Wellbore Simulator” v1.0 2006 (TWBS)
desarrollado por Petrostudies.
Dentro de este proyecto se incluye un capitulo dedicado al manejo del programa
TWBS. El trabajo se compone de dos partes principales debido a que el programa simula
los pozos inyectores vapor y productores de crudo por separado.
En la primera parte, inicialmente se presenta un estudio teórico acerca del proceso
SAGD y de los criterios de diseño y optimización para sartas de completación de pozos de
este estilo
Luego se realiza la optimización de las sartas de completación de pozos inyectores
de vapor para tres casos distintos estudiando principalmente la tasa de flujo y presión del
vapor inyectado, diámetro de las tuberías, perfiles de presión entre fondo y superficie, entre
otros.
Seguidamente se incluye el estudio de optimización para la completación de pozos
productores correspondientes a cada uno de los casos estudiados anteriormente, evaluando
parámetros como: diámetros de tuberías de producción, tasas de inyección de gas para el
levantamiento artificial, presión de producción, entre otros.
Para terminar, se presentan las conclusiones y recomendaciones acerca del
proyecto.
2
CAPITULO 1: DESCRIPCION DEL PROYECTO
A continuación se realiza una descripción del proyecto, donde se presentan los
antecedentes del proceso de SAGD y del estudio realizado, el planteamiento del problema,
los objetivos del proyecto y la ubicación geográfica del mismo.
1.1 ANTECEDENTES
La teoría de recuperación de petróleos pesados usando el método SAGD con pozos
horizontales fue una idea concebida por el Dr. Roger Butler, un ingeniero de la compañía
Imperial Oil (Canadá) alrededor de los años 1969. Pero no fue sino hasta 1975 cuando la
compañía Imperial Oil pudo comenzar a desarrollar este nuevo concepto de producción de
crudo. Fue en 1980 cuando en proyecto piloto en Cold Lake (Canadá), se evaluó este
concepto convirtiéndose en uno de los primeros pozos productores horizontales en la
industria usando pozos verticales para la inyección de vapor. Luego de esto fue establecido
mediante estudios que para esta época el proceso era totalmente ineficiente [12].
Todo esto originó que se examinara el concepto de dos pozos horizontales (uno
inyector y el otro productor) en las arenas de Athabasca (Canadá) en 1992, obteniendo en
poco tiempo un flujo de producción de alrededor de 2000 BLPD a partir de tres pares de
pozos, mostrando así la viabilidad técnica del método de drenaje gravitacional asistido por
vapor [12].
Actualmente el método de SAGD es económicamente factible debido a los altos
precios del petróleo, lo que hace que este método y otros no convencionales, sean
aplicados debido al incremento considerable de la tasa recuperación del crudo. Cabe
destacar que la generación de vapor requiere altos costos de inversión y producción lo cual
define la viabilidad económica de un proyecto SAGD. Otro aspecto de interés es el alto
consumo de agua para generar vapor, lo cual incide en el manejo de fuentes hidrológicas
de la zona en la cual se ejecutará el proyecto SAGD [12].
A partir del desarrollo de este método, se han comenzado a diseñar simuladores que
meditante el concepto desarrollado por el Dr. Roger Butler, sean capaces de representar los
complejos fenómenos de flujo multifásico que se presentan en el proceso de SAGD. Tal es
3
el caso de los simuladores Qflow de Fractical Solutions y TWBS de Petrostudies que son
capaces de representar los aspectos térmicos e hidráulicos del proceso de SAGD dentro de
los pozos inyectores de vapor y productores de crudo. Estas herramientas contribuyen de
manera importante al mundo petrolero, ya que son capaces de estudiar la factibilidad de
utilizar este método en determinada zona y optimizar el dimensionamiento de los pozos
para producir los máximos beneficios económicos.
Actualmente en Sincor se esta desarrollando el Proyecto EOR, el cual contempla la
utilización del método SAGD como uno de los métodos de producción para unas
determinadas zonas en la Faja Petrolífera del Orinoco. La empresa TOTAL (Francia)
realizó un estudio conceptual del proyecto en el año 2006 con el objetivo de evaluar el
potencial del proyecto
[10]
. En el area de completación de pozos se realizaron diversas
simulaciones con el simulador PROSPER de la compañía IPM, para determinar los casos
bases a estudiar a futuro en el desarrollo del proyecto.
La principal limitación de los cálculos realizados, radicaba en que las simulaciones
realizadas no consideraban el efecto del vapor en los pozos productores, mejor conocido
como “steam lift”. Este es un efecto ventajoso ya que debido a la pérdida de presión
producida a lo largo del pozo productor, el agua líquida pasa nuevamente a fase gaseosa
disminuyendo la densidad del fluido y aliviando el peso de la columna del mismo o
contrapresión. Esto traerá como efecto positivo, una reducción en la cantidad de energía
requerida en el fondo del pozo para movilizar todo el fluido desde el yacimiento hasta la
superficie.
Uno de los objetivos de este trabajo, tal como se indica en la sección 1.4.2 será la
optimización de las sartas de completación preseleccionadas en el estudio conceptual
realizado por TOTAL
[10]
. Para este estudio se utilizará el programa TWBS, el cual es un
simulador donde se acoplan cálculos de flujo de entre yacimiento y las tuberías y dentro de
estas. El simulador TWBS si considera el efecto del vapor, por lo que esta herramienta
permitirá evaluar el efecto del “steam lift”.
4
1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
En la actualidad, la empresa Sincor esta desarrollando un nuevo proyecto
denominado Proyecto EOR (Enhance Oil Recovery, por sus siglas en inglés) en el Area de
Junín de la Faja Petrolífera del Orinoco. Este proyecto esta enfocado a la producción de
petróleo utilizando métodos de recuperación térmica debido a que los crudos encontrados
en esta zona son extrapesados 8,8 ºAPI. Específicamente el proyecto esta enfocado en dos
métodos: el método de HASD y el método SAGD.
Como dicho proyecto se encuentra en la fase de desarrollo, es necesario realizar
una gran cantidad de estudios teóricos, revisión de experiencias de campo y simulaciones
numéricas de los fenómenos y procesos presentados en todas las áreas del mismo para
lograr que los métodos de producción utilizados sean lo más eficientes posibles y en
consecuencia una mejora del proyecto económicamente.
Enfocando el proyecto desde el punto de vista del modelaje numérico y el uso de
simuladores para representar los procesos que se encuentran en el área petrolera, diversas
compañías han desarrollado programas y simuladores para la representación de diversos
procesos. La gran mayoría de los programas desarrollados, están dirigidos a la simulación
de yacimientos, siendo este el aspecto más importante cuando se va realizar un estudio
petrolero. Existen también otra gran cantidad que estudian el flujo de los diversos
componentes en la producción del crudo dentro de tuberías.
En los últimos años han comenzado a desarrollarse nuevos simuladores que
representan el acoplamiento entre el yacimiento y las tuberías por donde se produce el
fluido desde el yacimiento (sarta de completación del pozo). Estos programas solucionan
problemas muy complejos desde el punto de vista numérico ya que realizan cálculos de
flujo multifásico y transferencia de calor, de fluidos que van desde el yacimiento al interior
de las tuberías y desde aquí hacia la superficie.
Es importante mencionar que al realizar la revisión bibliográfica, se encontraron
muy pocos estudios de simulaciones realizados, del mismo tipo que este proyecto,
principalmente por lo novedoso del tema de estudio. Los programas capaces de simular el
proceso SAGD que se presenta en este estudio están limitados a solo dos: TWBS y Qflow,
5
lo cual le otorga una gran importancia al trabajo realizado por la significativa contribución
que éste aportará.
El principal objetivo de estos programas es optimizar el proceso de producción del
petróleo, principalmente optimizando el dimensionamiento de las tuberías utilizadas a
pesar de que la completación de un pozo representa la unión de muchos estudios que,
aunque realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la obtención del
petróleo.
Es por eso que se realizará la optimización de la completación de los pozos
(inyectores y productores) de tipo SAGD a partir del estudio conceptual realizado por la
empresa TOTAL
[10]
, usando como herramienta de trabajo el simulador TWBS de la
compañía Petrostudies.
1.3 OBJETIVOS
1.3.1 Objetivo General
Realizar la optimización de la completación de los pozos SAGD, mediante el uso
del programa TWBS. El alcance de la optimización de la completación incluye la selección
del tamaño de la tubería de revestimiento o revestidor del hoyo productor, de las tuberías
de producción/inyección, y de las tuberías de inyección de gas del sistema de
levantamiento. Para ello será necesario definir los criterios a seguir para seleccionar la
completación óptima de los pozos.
1.3.2 Objetivos Específicos
·
Optimizar el tamaño de las tuberías de la sarta de completación de los pozos
inyectores de vapor del método SAGD.
·
Optimizar el tamaño de las tuberías de la sarta de completación de los pozos
productores de crudo del método SAGD.
·
Evaluar el efecto de “steam lift” producido por la presencia del vapor en las
simulaciones de los pozos productores de crudo.
6
·
Optimizar la tasa de gas de inyección para el levantamiento artificial en los pozos
productores de crudo del método SAGD.
1.4 UBICACIÓN
1.4.1 Faja Petrolífera del Orinoco
La Faja Petrolífera del Orinoco es el territorio que ocupa la franja meridional de la
Cuenca Oriental de Venezuela, al sur de los Estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y
Delta Amacuro, paralela al curso del río Orinoco. Abarca una extensión de 600 Km. de
este a oeste y 70 Km. de norte a sur, con un área aproximada de 55.314 Km2 y donde solo
son explotados unos 11.593 Km2 en la actualidad. Se estima que la faja tiene un POES
(Petróleo original en el sitio) de 1360 MMMBLS con 40 MMMBLS probados de reserva.
El primer pozo perforado en la Faja fue el “Canoa-1”, en el año de 1936, el cual resultó
seco. El campo fue descubierto el 14 de Noviembre de 1938 por el pozo “Zuata-1”.
Posteriormente la faja estuvo en inactividad hasta la campaña exploratoria de Petróleos de
Venezuela S.A., durante el periodo 1978-1983, lo anterior debido a que el nivel
tecnológico desarrollado hasta el momento hacía que la producción de la Faja no fuese un
negocio rentable. Nuevos desarrollos y técnicas de producción hicieron posible la
explotación de la faja mediante pozos horizontales y multilaterales, reduciendo
significativamente los costos de producción.
En el año 2007, la Faja Petrolífera del Orinoco fue dividida en cuatro zonas de
exploración y producción denominadas: Boyacá (antes Machete), Junín (antes Zuata)
donde operan las Asociaciones Estratégicas Sincor y Petrozuata, Ayacucho (anteriormente
Hamaca) donde opera la Asociación Estratégica Ameriven y Carabobo (antes Cerro
Negro) donde se encuentra la Asociación Estratégica (Cerro Negro). La Figura 1.1 muestra
la ubicación de estas zonas de explotación.
7
Figura 1.1 Ubicación geográfica del área de la Faja del Orinoco e identificación de las cuatro zonas de
explotación: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo.
1.4.2 Sincor, Sincrudos de Oriente C.A.
Sincor, Sincrudos de Oriente C.A., es una asociación estratégica basada en la
Autorización del Congreso de Venezuela y en el Convenio de Asociación del 20 de
Noviembre de 1997 entre los Accionistas TOTAL de Francia (47%), PDVSA de
Venezuela (38%) y STATOIL de Noruega (15%). El objetivo es la producción de 200
MBPD de petróleo extrapesado de 8,8 °API proveniente de la zona Junín de la Faja
Petrolífera del Orinoco, por un periodo de 35 años a partir de la producción comercial
iniciada en 2001. El crudo es transportado hacia el “Mejorador” en el Complejo Industrial
Petroquímico y Petrolero “General de División Antonio José de Sucre” ubicado en la
población costera de Jose al norte del Estado Anzoátegui, luego de que es diluido con nafta
de 41 °API. Se transportan 280 MBPD de 17 °API aproximadamente. La tubería de
bombeo entre Junín y Jose es compartida con Petrozuata, el sistema consta de dos tuberías
de 200 Km. cada una, usadas para enviar el crudo diluido y retornar el diluyente desde el
“Mejorador” hasta la zona de producción.
El crudo que llega al “Mejorador” es tratado en unidades de destilación
atmosférica y de vacío, coquificación retardada, hidrotratadora e hidrocraqueo para
producir al final 180 MBPD de petróleo sintético de 32 °API, llamado Zuata Sweet como
se muestra en la Figura 1.2, con menos de 0,1% de azufre y 3 ppm de metales, listo para su
comercialización en el exterior. Además se tienen otros productos secundarios que son:
8
900 TONPD de azufre y 6000 TONPD de “coque”, que también están destinados al
mercado de exportación.
Figura 1.2 Muestra de crudo extrapesado (izquierda) y de crudo sintético “Zuata Sweet” producidos por
Sincor.
La ubicación geográfica del area destinada a ser explotada por Sincor esta
ubicada específicamente en el área de San Diego, al sur del Estado Anzoátegui, en el
bloque de Junín de la Faja Petrolífera del Orinoco, la cual tiene una extensión total de 500
Km2 aproximadamente.
9
CAPITULO 2: MARCO TEORICO
2.1 CONCEPTOS BASICOS
2.1.1 Petróleo
Mezcla líquida de muchas sustancias, principalmente compuestas de hidrógeno y
carbono (hidrocarburos). El petróleo crudo varía en apariencia desde incoloro hasta
completamente negro, posee un olor aromático como el de la gasolina (depende de la
concertación de los compuestos) y una gravedad específica entre 0,78 y 1,00
(correspondiente a 50° API y 10° API, respectivamente)
[1]
. De acuerdo a su gravedad se
clasifican en:
·
Crudo Liviano > 30° API.
·
Crudo Medio 22-30° API.
·
Crudo Pesado < 22° API.
2.1.2 Yacimiento
Acumulación de petróleo y/o gas en una roca porosa. Un yacimiento petrolero
normalmente contiene petróleo, gas y agua; los cuales se encuentran dentro del yacimiento
en secciones distintas debido a sus gravedades variantes. El gas siendo el más ligero esta
por encima, el petróleo la parte intermedia y el agua la parte inferior [1].
2.1.3 Pozo
Hoyo que ha sido perforado desde la superficie hasta el lugar del yacimiento para
realizar la recuperación de los fluidos que se encuentren dentro del mismo. Pueden ser
perforados de forma vertical, con direccionamiento (inclinados) o totalmente horizontales;
dependiendo de los parámetros del yacimiento como se muestra en la Figura 2.1 y Figura
2.2.
10
Figura 2.1 Diversas formas de perforación del estrato productor. (A) Vertical. (B) Direccional (C)
Inclinado (Barberii, E., 1998).
Figura 2.2 Otras formas de perforación de pozos. (D) Plataforma donde se pueden perforar varios pozos. (E)
Pozos perforados de forma vertical (Barberii, E., 1998).
2.1.4 Completación del pozo
Luego de perforar el hoyo se introducen o corren las tuberías de revestimiento y se
procede a inyectar cemento en el espacio anular entre el hoyo y el revestidor en cada
sección del pozo, para luego introducir las tuberías de producción que servirán para llevar
el crudo desde el yacimiento hasta la superficie. El diseño de la completación juega un
factor muy importante a la hora de la recuperación del crudo en donde influyen una gran
cantidad de factores [1]. La sarta de completación puede ser de diversos tipos:
·
Completación sencilla: Este tipo de completación es la clásica y consta de una sola
tubería para la producción, la cual se encuentra dentro de un revestidor ranurado
que es por donde ingresa el crudo proveniente del yacimiento. Existen diversas
modalidades de producción con este tipo de completación debido a que el fluido es
producto de un solo yacimiento pero puede fluir únicamente por la tubería de
11
producción o a su vez puede ir por esta y además, por la sección anular entre esta
tubería y el revestidor [1].
·
Completación doble: Existen varios tipos de terminaciones dobles. Una esta
orientada a la producción de dos yacimientos distintos mediante un mismo pozo y
para este tipo de completación es posible usar la opción descrita en el punto
anterior donde el fluido es producido por una tubería y por el espacio anular entre
esta y el revestidor, cada uno de estos flujos provenientes de distintos yacimientos.
Por otra parte también se denomina completación doble cuando se usan dos
tuberías dentro del revestidor ya sea para producir uno o dos yacimientos por el
mismo pozo [1].
2.1.5 Levantamiento artificial
Dependiendo de las condiciones del yacimiento (generalmente la presión), es posible
que el pozo sea eruptivo y que dicha presión sea capaz de levantar la columna de fluido y
traerla a la superficie sin ninguna ayuda. En el caso de no verificarse las condiciones
requeridas por la situación anterior, se debe usar algún método de levantamiento artificial
para producir el crudo [1]. Entre esos métodos tenemos:
·
Bombeo mecánico: Este bombeo se realiza para yacimientos que tienen cierta
presión para que el petróleo tenga cierto nivel en el pozo y lo que se hace
mediante un balancín es succionar el petróleo y desplazarlo hacia la superficie.
·
Bombeo hidráulico: En este tipo de producción se inyecta un fluido presurizado
por una tubería hacia una bomba de subsuelo donde esta cambia esta energía a
energía de presión para entregársela al fluido a producir.
·
Bombeo con bombas BCP: Las bombas de Cavidad Progresiva son máquinas
rotativas de desplazamiento positivo, compuestas por un rotor metálico, un
estator cuyo material es elastómero generalmente, un sistema motor y un
sistema de acoples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a través de
cavidades sucesivas e independientes que se desplazan el fluido desde la
succión hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del
estator.
12
·
Levantamiento artificial por gas: Mediante este método, se inyecta por una
tubería un flujo de gas continuo o intermitente, con el objetivo de reducir la
densidad de la columna hidrostática de fluido haciendo así que el pozo fluya
más fácilmente, ya que el diferencial de presión necesario entre el yacimiento y
superficie para la producción será menor.
2.1.6 Petróleo pesado y sus métodos de recuperación
Actualmente, la mayoría de los recursos petroleros existentes en el mundo
(alrededor de un 70 %) están compuestos por hidrocarburos pesados y extrapesados (muy
viscosos y de densidades API bajas). La producción de estos tipos de crudo debido a sus
características es muy difícil y costosa, pero a causa del agotamiento de los yacimientos
convencionales y el alto precio del petróleo en el mercado, se han comenzado a desarrollar
técnicas y procesos para mejorar y disminuir los costos de la producción e incrementar el
porcentaje de recuperación de dichos crudos [6].
Existen diferentes métodos para la recuperación de petróleo. Estos métodos se
dividen en dos grupos principales dependiendo de la temperatura a la cual se encuentre el
fluido. Esto se debe a que la viscosidad del petróleo posee una gran dependencia respecto a
la temperatura del mismo. Los métodos de producción en frío, son aplicados cuando la
temperatura a la que se encuentre el yacimiento hace que la viscosidad del crudo que está
en el mismo sea lo suficientemente baja para que fluya por si solo. Cuando es necesario
disminuir la viscosidad del fluido para que este pueda ser producido hablamos de los
métodos de recuperación en caliente [6].
Es posible realizar la producción en frió de petróleos pesados, pero es necesario realizar
una inyección de diluyentes para lograr la disminución de la viscosidad y a su vez, utilizar
algún método de levantamiento artificial (bombas electro-sumergibles BES o bombas de
cavidades progresivas BCP) para poder movilizar el crudo hacia la superficie. Estos
métodos presentan una gran desventaja: el porcentaje de recuperación se encuentra entre 6
% y 12 % [6].
Los métodos de recuperación en caliente han entrado en escena en los últimos años
para poder lograr la producción de los crudos pesados y extrapesados. Al igual que todos
13
los métodos de producción de petróleo, tienen ventajas y desventajas. Los métodos
térmicos de recuperación del petróleo incrementan considerablemente el porcentaje de
recuperación del mismo (EOR, siglas en inglés), pero a su vez, incrementan la inversión y
los costos de producción con respecto a los métodos de producción en frío [6].
Entre los métodos térmicos de recuperación se encuentran:
·
La extracción de petróleo asistida con vapor (VAPEX).
·
La estimulación cíclica por vapor de agua o inyección intermitente de vapor (CSS).
·
El desplazamiento por vapor de agua.
·
El método de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD).
·
Inyección continua de vapor de forma alterna entre pozos horizontales (HASD).
Todos estos métodos utilizan vapor de agua para lograr el calentamiento del
yacimiento y así la disminución de la viscosidad del crudo. Esta es otra de las limitaciones
de este tipo de métodos debido a que necesitan ser tratadas grandes cantidades de agua
para poder ser aplicados [6].
2.2 PROCESO SAGD
El proceso denominado SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage, en español,
Escurrimiento Asistido por Vapor y Gravedad), es un método térmico usado para la
recuperación de crudos pesados, aunque inicialmente, se originó para la recuperación de
bitumen debido a que la aplicación de los métodos convencionales sería totalmente
ineficiente ante la gran viscosidad que tienen estos compuestos.
14
Figura 2.3 Esquema de pozos del proceso de SAGD. El pozo inyector de vapor se ubica por encima del pozo
[10]
productor de crudo
.
El proceso consta de dos pozos horizontales, uno por encima del otro tal como se
muestra en la Figura 2.3. El pozo superior, se denomina pozo inyector de vapor, mientras
que el inferior se llama pozo productor. Generalmente la separación vertical entre los
pozos varía de 5 a 10 metros. Los pozos son perforados horizontalmente para incrementar
el área del reservorio que esta en contacto con el pozo productor y poder incrementar la
tasa de recuperación del crudo. Lo anterior es debido a que el espesor de los yacimientos
tiene un tamaño que origina que la producción mediante un pozo vertical no sea lo más
óptimo debido a que esta distancia es muy pequeña para que la producción de crudo
mediante un pozo vertical sea económicamente viable.
Mediante el pozo superior, se produce la inyección de vapor al reservorio para
formar la denominada “cámara de vapor”. Lo anterior, es debido a que la viscosidad del
crudo es altamente dependiente de la temperatura, es decir, una vez que se comienza a
inyectar vapor a una determinada temperatura, la viscosidad del crudo comienza a
disminuir hasta un punto que el mismo, por efecto de la gravedad, comienza a fluir hacia el
15
pozo productor y se da la formación de dicha cámara. Esto se puede apreciar en la Figura
2.4.
Figura 2.4 Diseño conceptual del proceso de SAGD.
Una vez que el vapor transfiere su energía al crudo mediante una transferencia de
calor por conducción, este se condensa formando agua la cual drena junto con el crudo
hacia el pozo productor, para posteriormente ser llevado a la superficie sin ninguna ayuda
o por algún método de levantamiento artificial de ser necesario. La estrategia adoptada en
SAGD para la producción, es mantener la presión del yacimiento en un valor constante,
debido a que una disminución de la presión podría generar el cambio de fase del agua
liquida a vapor perdiendo en este proceso energía calórica que ocasionará un enfriamiento
en la mezcla de crudo y agua, lo que aumentará la viscosidad del crudo.
En
el proceso de SAGD influyen muchos factores, algunos de estos pueden
controlarse o modificarse, mientras que otros no. El factor más importante en dicho
proceso es la calidad del yacimiento. En el grupo de factores que son invariables se
encuentran las propiedades del yacimiento: tamaño, profundidad, permeabilidad,
viscosidad del crudo, zonas de gas o agua que se encuentren por encima o por debajo del
mismo. Estos parámetros afectan directamente al proceso por lo que deben realizarse un
estudio de los mismos para poder evaluar la efectividad que pueda tener el método de
recuperación de crudo SAGD [7].
16
Las condiciones de operación de dicho proceso, son el otro grupo de factores de
gran influencia para el SAGD. Entre estas factores están: la presión de inyección del vapor,
la tasa de vapor a inyectar, la distancia entre el pozo inyector y el pozo productor, la
presión mínima de producción, la tasa de flujo a producir, el espaciamiento que habrá entre
los pares de pozos horizontales, entre otras
[7]
. Estos factores (los cuales pueden ser
modificados) van llevados de la mano con las propiedades del reservorio y la decisión de
ajustarlos dependerá de dichas propiedades.
Una de las claves para maximizar la eficiencia del proceso de SAGD, es la fase de
inicialización. Para poder dar comienzo a la producción de crudo, debe aparecer la
comunicación hidro-térmica a lo largo de los dos pozos, la cual se considera uno de los
factores más importantes en dicho proceso. Dicha comunicación se logra con una
distribución del vapor lo más uniforme posible, para formar la llamada “cámara de vapor”
de la misma manera
[11]
. Dependiendo de la viscosidad que posea el crudo inicialmente en
el yacimiento y el gradiente geotérmico existente, es posible que se necesite inyectar vapor
tanto en el pozo inyector como en el productor para poder establecer dicha “comunicación”
entre los mismos o también puede ser posible que esta inyección de vapor no sea necesaria
[7]
.
Dicha inyección de vapor al reservorio se deberá realizar durante determinado
tiempo, para poder lograr las condiciones óptimas (comunicación hidro-térmica,
viscosidad) y de esta forma dar inicio a la producción. Esta fase es muy importante en el
proceso de SAGD y es llamada fase de Precalentamiento. El tiempo de duración de la
misma depende principalmente de la distancia existente entre los pozos y de la
permeabilidad del yacimiento. A medida que se incremente la distancia entre los pozos, el
tiempo de esta fase aumentará para que se pueda producir dicha comunicación hidrotérmica [7].
Otro factor muy importante y de gran influencia es el control de la producción de
vapor, mejor conocido como “trapa de control de vapor”
[7]
. Dicho parámetro esta
relacionado con la cantidad de fluido que se encuentra por encima del pozo productor
drenando hacia este. La importancia de este factor es debida a que si el nivel del fluido esta
muy por encima del pozo productor la temperatura del fluido que ingresará dentro del pozo
será baja por lo que la tasa de producción disminuirá y hará el proceso ineficiente ya que
17
no se estará aprovechando de la mejor manera la inyección del vapor. De forma contraria,
si dicho nivel esta muy cercano al pozo productor, puede comenzar a producirse vapor que
ocasionará a su vez la producción de arena, por lo que el revestidor sufrirá daños.
Por lo anterior, existe una condición óptima para la producción que está
directamente relacionada con el valor del parámetro sub-cool. El anterior es el diferencial
de temperatura existente entre la temperatura de saturación a la presión de la cámara de
vapor y la temperatura actual a la que se encuentre el fluido que esta ingresando dentro del
pozo para la producción. Mediante este parámetro se relacionan los pozos inyectores y
productores para operar a la condición de mejor eficiencia. El valor óptimo para este
parámetro se encuentra entre 10 °C y 20 °C. Si este valor está entre 0 °C - 5 °C estará
entrando vapor dentro del revestidor ranurado lo que generará un daño en el mismo porque
puede originar la producción de arena y además de esto se inyecta una cantidad de vapor
innecesaria. Cuando dicho valor se encuentra por encima de los 30 °C – 35 °C
posiblemente el desarrollo de la cámara de vapor se retarde y en algunos casos cuando el
valor es más alto se detenga generando una inundación de la misma.
La gran ventaja del proceso SAGD es que el factor de recuperación estimado para
este método oscila entre 50 % y 70 %, siendo considerablemente mayor que la de los
métodos de producción en frío [6].
2.3 COMPLETACIÓN DE POZOS SAGD
2.3.1 Diseño de una sarta de completación
2.3.1.1 Fundamentos
El objetivo principal del diseño de una sarta de completación de pozos SAGD, es
lograr el desarrollo de la cámara de vapor y obtener un perfil de producción, de la manera
más uniforme posible a lo largo de toda la sección horizontal de los pozos. Si alcanzamos
estos objetivos, el proceso incrementará su eficiencia de forma considerable.
18
Existen diversos factores que influyen para lograr un diseño óptimo: presión y
temperatura del yacimiento, tamaño y características del yacimiento, separación vertical
entre los pozos, capacidad de las instalaciones de superficies, tasas máximas de inyección
y producción,
propiedades de los materiales para realizar la completación (tuberías,
válvulas, etc.), entre otros.
Dicha uniformidad está directamente relacionada con la presión existente dentro de
los revestidores de los pozos (inyectores o productores). Si la caída de presión a lo largo
del interior del revestidor de un pozo inyector es elevada, se producirá una mayor
inyección de vapor hacia el yacimiento por los sectores del revestidor donde se encuentre
la mayor presión generando el desarrollo no uniforme de la cámara de vapor, además de la
disminución de la calidad del vapor donde la caída de presión sea más elevada. Para el
caso de que el diferencial de presión sea elevado en un pozo productor, más flujo drenará
por la zona donde haya una menor presión, lo cual pudiese ocasionar que en ese lugar
comience a ingresar vapor al pozo productor y tenga como efecto una disminución en la
tasa de producción de crudo y en la eficiencia del proceso.
Basado en lo anterior, uno de los objetivos que se tiene al diseñar una sarta de
completación de este tipo, es obtener una pérdida de presión en el fluido a lo largo del
revestidor menor a 50 KPa [10].
Otro de los objetivos importantes al momento de realizar un diseño, es la reducción
de las perdidas de energía en el fluido a lo largo de toda la completación (desde superficie
a yacimiento o viceversa) del pozo para obtener la mayor eficiencia posible en el proceso.
2.3.1.2 Pozos Inyectores
La función principal de los pozos inyectores es la creación y desarrollo uniforme de
la cámara de vapor. Para que esto ocurra, es muy importante que la inyección de vapor sea
de forma constante a lo largo del revestidor [10].
En consecuencia, la completación de los pozos inyectores es diseñada generalmente
de tipo dual, es decir, la inyección de vapor se distribuye por dos tuberías para lograr el
objetivo principal, ya sea variando la ubicación de los puntos de inyección y/o el
19
porcentaje de vapor que se inyectará por cada tubería
[10]
. Esta completación puede
configurarse de dos maneras: paralela o concéntrica.
Esta sarta debe diseñarse para inyectar hacia el yacimiento un flujo máximo de
vapor, teniendo en cuenta las restricciones de las instalaciones de superficie (presión
máxima y flujo máximo de inyección). Las dimensiones de las tuberías deben calcularse
para obtener las menores pérdidas de energía posible. Esto es hecho con el objetivo de que
la disminución de la calidad del vapor a inyectar sea la menor posible. La ubicación de los
puntos de descarga de las tuberías, es decir, los puntos de inyección, se realiza
generalmente colocándolos a una distancia cercana de donde comienza y termina el
revestidor para la tubería corta y la tubería larga respectivamente. Lo anterior se hace para
disminuir la caída de presión e inyectar una tasa de vapor lo más uniforme a lo largo del
revestidor.
2.3.1.3 Pozos Productores
La sarta de completación de un pozo productor esta diseñada para movilizar desde
el yacimiento hacia superficie una tasa máxima de flujo estimada, minimizando las
pérdidas de energía y cumpliendo con la limitación de la presión mínima a la que se pueda
producir en cabezal. Al igual que en los pozos inyectores, la caída de presión dentro del
revestidor deberá ser menor a los 50 KPa con la finalidad de obtener un perfil de
producción uniforme [10].
El diseño de la sarta de completación de un pozo productor puede ser de tipo
sencilla o dual, por lo que es necesario estudiar cual es la opción más óptima para el caso
que se tenga, siendo el factor más influyente para este punto la longitud del revestidor [10].
Uno de los factores a revisar cuando se realizan los estudios del proceso de SAGD,
es la verificación de la posibilidad que el pozo produzca sin ninguna ayuda (pozos
eruptivos) o si es necesario algún método de levantamiento artificial. De ser necesario el
levantamiento artificial, se debe determinar el método a utilizar dependiendo de los
requerimientos del sistema.
20
Para calcular este requerimiento se puede utilizar la ecuación del gradiente de
elevación. Con dicha ecuación se puede definir que sistema o sistemas de elevación
artificial deberían ser evaluados en el diseño.
G=
( BHP - THP)
× 10
Zv
(Ecuación 2.1) [10]
donde:
BHP : Presión de fondo en condiciones de flujo [bar].
THP : Presión de cabezal requerida para producir el flujo [bar].
Zv : Profundidad vertical del pozo [m].
El criterio que permite escoger el método de levantamiento artificial se presenta a
continuación:
Si G < 0,3 se necesita utilizar una bomba.
Si 0.3 < G < 0,5 se necesita inyectar una gran cantidad de gas para el levantamiento.
Si 0.5 < G < 1 se necesita inyectar una baja cantidad de gas para el levantamiento.
2.3.2 Optimización del diseño de una sarta de completación
Muchos de los parámetros que se diseñan en una sarta de completación son
dependientes entre si, por lo que una vez que se ha definido un primer diseño base
mediante un estudio conceptual del proceso, es necesario realizar sensibilidades en
distintos parámetros para optimizar al máximo el diseño del proceso de SAGD y obtener la
mayor eficiencia posible en cada situación.
La importancia de realizar esta cantidad de sensibilidades en diversos parámetros se
encuentra en poder verificar cual es el impacto que tienen en el diseño para poder
cuantificar su importancia y definir cuales serán los que se estudiarán con mayor énfasis en
las simulaciones que se realicen.
Por lo general todos estos parámetros a estudiar están siempre limitados por un
valor máximo, mínimo o ambos dependiendo de cual sea el caso. Esto facilita un poco la
21
tarea de optimizar el diseño de la completación debido a que disminuye el número de casos
a estudiar, ya que a la hora de realizar la optimización de los tamaños de las tuberías, es
muy importante considerar una gran gama de casos para poder determinar cual es la opción
óptima desde diversos puntos de vista: energética, económica y operacional.
Además de diseñar para una tasa de flujo máximo (inyección o producción),
también se debe considerar que las propiedades del yacimiento pueden ser distintas de las
que sean estimadas inicialmente, por lo que al realizar el diseño se debe tener muy en
cuenta que este es un factor de gran influencia. En consecuencia, no se debe realizar el
diseño para la situación más óptima debido a que cualquier variación en los parámetros de
yacimiento podría hacer que el diseño y optimización realizados quedasen totalmente
ineficientes.
Otro factor muy importante a considerar, es la manera de la cual se operará el pozo.
Es posible que en determinados momentos en la vida del pozo se tenga que inyectar más o
menos vapor para un pozo inyector o de igual forma, se tenga que producir más o menos
crudo por alguna de las tuberías de un pozo productor, todo esto debido a un desarrollo no
uniforme de la cámara de vapor. Por todo esto, se hace necesario verificar como afectaría a
los resultados de las simulaciones de un proceso SAGD, un modo de operación de este tipo
para la optimización del diseño.
22
CAPITULO 3: SOFTWARE TWBS
3.1 THERMAL WELLBORE SIMULATOR
El programa TWBS (Thermal Wellbore Simulator) permite la simulación del
proceso de SAGD. El mismo, es un modelo numérico para simular las condiciones de flujo
dentro de las tuberías de un pozo SAGD (inyector o productor), en estado estacionario.
Esta diseñado para trabajar en el sistema operativo de Windows Microsoft.
TWBS trabaja utilizando el método de diferencias finitas, realizando una
discretización a lo largo de toda la trayectoria de la sarta de completación del pozo. Esto se
logra mediante la partición de dicha trayectoria en segmentos finitos, mediante un número
n de segmentos ingresado por el usuario.
3.2 MODELO NUMERICO
El modelo fijará el balance de energía y los balances molares de los componentes
en cada segmento, para luego calcular los valores de presión, temperatura, saturación y
composición de las fases, en cada segmento. El software emplea el método de Newton
Raphson. La solución del modelo numérico implicará la generación de una matriz
jacobiana, para que mediante la matriz inversa de la misma, se calculen las incógnitas,
realizando un proceso iterativo en donde los valores calculados se van actualizando, hasta
que se cumplan las tolerancias establecidas para todos los segmentos. La solución obtenida
no es una solución secuencial que va de un segmento al siguiente, sino, una solución
simultánea para todos los segmentos [8].
Para lograr la convergencia del modelo, se deben ingresar los siguientes
parámetros: “component equation factor”, “energy equation factor” y “pseudocompressibility”. Sin embargo, como los valores adecuados para lograr la solución (si es
posible encontrar una) no son conocidos, se suministra al software un rango de valores a
cada uno de dichos parámetros, para que el programa realice todas las combinaciones
posibles que fueron dadas, hasta encontrar la solución [8].
23
El software calculará para cada segmento un valor de temperatura, presión,
composición de sus fases, saturación de agua, saturación de crudo y saturación de gas, los
cuales dependerán tanto del largo del segmento como del diámetro del mismo [8].
3.2.1 Cálculos del perfil de presión
Para calcular el gradiente de presión y la tasa de flujo entre cada segmento y el que
le sigue de cada una de las tuberías se utiliza la correlación de flujo multifásico de Begg’s
and Brill. La misma, puede usarse para cualquier situación de flujo: vertical, horizontal o
inclinado. Cabe destacar que esta correlación supone el flujo de todas las fases presentes en
una sola dirección, es decir, no es posible simular que una fase liquida del fluido se
encuentre en contra-corriente con la fase gaseosa para un mismo segmento.
3.2.2 Cálculos de temperatura
Para los cálculos de temperatura a lo largo del pozo, se determina la transferencia
de calor entre las tuberías concéntricas y de los revestidores con el reservorio,
considerando, solo la transferencia por conducción. Al programa se le deberá ingresar para
cada segmento, un coeficiente global de transferencia de calor U0, el cual incluirá el
espesor de la tubería, el aislamiento de la misma y cualquier otra contribución existente. La
ecuación [] es usada para el cálculo de la transferencia de calor:
Q = U 0 A0 DT
(Ecuación 3.1)
donde:
Q : Flujo de calor por unidad de tiempo [W ] .
é W ù
U 0 : Coeficiente global de transferencia de calor ê 2
.
ë m .°K úû
A0 : Area de transferencia de calor correspondiente al diámetro externo de la tubería y la
[ ]
longitud del segmento m 2 .
DT : Diferencia de temperatura existente entre el segmento interior de la tubería y su
correspondiente en el reservorio, o el segmento interior de la tubería y su correspondiente
en el espacio anular de la tubería concéntrica [° K ] .
24
3.2.3 Cálculos de viscosidad
La viscosidad de los componentes para cada fase, puede ser determinada de dos
formas dependiendo cuales datos se ingresen. Al programa se le puede introducir una tabla
con los valores de viscosidad contra temperatura o el cálculo puede realizarse mediante
una correlación por lo que habrá que suministrar los 3 coeficientes de la misma (Ai, Bi,
Ci)[8].
Para la fase liquida, se usara la siguiente ecuación:
m = m 1x1 m 2x 2 ..... m nx n
(Ecuación 3.2) [8]
donde:
m : Viscosidad de la fase liquida [cp ] .
m i : Viscosidad de cada uno de los componentes en la fase [cp ] .
xi : Fracción molar de cada uno de los componentes en la fase [adimensional].
Para cada uno de los componentes, la viscosidad m i se determina mediante la tabla
ingresada o usando la correlación siguiente:
m i = Ai e
Bi
T - Ci
(Ecuación 3.3) [8]
donde:
Ai : Primer coeficiente de la correlación [cp ] .
Bi : Segundo coeficiente de la correlación [° K ] .
C i : Tercer coeficiente de la correlación. [° K ] .
T : Temperatura en el segmento correspondiente [° K ] .
Para la fase gaseosa, se realizan los siguientes cálculos:
25
m = m1 x1 + m 2 x 2 + ... + m n x n
(Ecuación 3.4) [8]
donde:
m : Viscosidad de la fase gaseosa [cp ] .
m i : Viscosidad de cada uno de los componentes en la fase [cp ] .
xi : Fracción molar de cada uno de los componentes en la fase [adimensional].
Para cada componente se procede de igual forma que para la fase liquida, utilizando
la tabla o mediante la siguiente correlación:
m i = Ai (T + C i )
Bi
(Ecuación 3.5) [8]
donde:
Ai : Primer coeficiente de la correlación [cp / ° K ]
Bi : Segundo coeficiente de la correlación [adimensional].
C i : Tercer coeficiente de la correlación. [° K ] .
T : Temperatura en el segmento correspondiente [° K ] .
3.2.4 Cálculos de densidad
Para la fase líquida (agua y crudo) la densidad es calculada mediante la ley de
Amagat[8] de suma de volúmenes:
V = x1V1 + x 2V2 + ... + x nVn
(Ecuación 3.6) [8]
Donde:
[
]
V : Volumen específico de la fase líquida m 3 / gmol .
26
[
]
Vi : Volumen especifico de cada uno de los componentes de la fase m 3 / gmol .
xi : Fracción molar de cada uno de los componentes en la fase [adimensional].
El volumen específico para cada componente viene dado por:
Vi = Vi ° [1 + Ct (T - T0 )][1 - Cp (P - P0 )]
(Ecuación 3.7) [8]
donde:
Vi 0 : Volumen especifico para cada componente a la temperatura T0 y presión
[
]
P0 m 3 / gmol .
Ct : Coeficiente de expansión térmica [1 / ° K ] .
Cp : Coeficiente de compresibilidad [1 / Kpa ] .
T : Temperatura actual [° K ] .
P : Presión actual [Kpa ] .
La densidad para fase líquida se calcula entonces:
r=
1
V
(Ecuación 3.8)
donde:
[
]
V : Volumen específico de la fase líquida [m
r : Densidad de la fase líquida gmol / m 3 .
3
]
/ gmol .
La densidad en fase gaseosa se obtiene usando la ecuación de estado:
r=
P
zRT
(Ecuación 3.9)
donde:
[
]
r : Densidad de la fase gaseosa gmol / m 3 .
P : Presión [Kpa ] .
27
T : Temperatura [° K ] .
é
ù
KJ
R : Constante universal de los gases ê
ú.
ë Kgmol .°K û
z : Factor de compresibilidad de la fase [adimensional].
El factor de compresibilidad de los gases se calcula de la forma siguiente:
n
z = å xi z i
(Ecuación 3.10) [8]
i =1
donde:
xi : Fracción molar de cada uno de los componentes en la fase [adimensional].
z i : Factor de compresibilidad de cada uno de los componentes en la fase [adimensional].
3.2.5 Composición de las fases
Las constantes de equilibrio K, corresponden a la concentración de un componente
que se encuentre en dos fases, dichos valores son dependientes de la presión y temperatura.
Si un componente se encuentra en una sola fase, el valor de estas constantes es 1 para
cualquier valor de presión y temperatura dado [8].
Si un componente se puede encontrar en dos fases, es necesario suministrar los
valores de dichas constantes. Esto puede realizarse mediante una tabla de presión y
temperatura, donde para cada valor de los anteriores se debe colocar una constante de
equilibrio. De igual forma pueden darse los coeficientes de la siguiente correlación:
-K
4
é
K2
2 ù T -K5
+ K3 .P + K7 .P ú.e
K = êK1 +
P
K
ë
û
6
donde:
K : Constante de equilibrio [adimensional].
(Ecuación 3.11) [8]
28
K 1 : Primer coeficiente [adimensional].
K 2 : Segundo coeficiente [Kpa ] .
K 3 : Tercer coeficiente [1 / Kpa ] .
K 4 : Cuarto coeficiente [° K ] .
K 5 : Quinto coeficiente [° K ] .
K 6 : Sexto coeficiente [Kpa ] .
[
]
K 7 : Séptimo coeficiente 1 / Kpa 2 .
P : Presión [Kpa ] .
T : Temperatura [° K ] .
3.2.6 Cálculo de las tasas de inyección y producción
Para los pozos inyectores o cuando se inyecta gas para el levantamiento artificial, la
tasa de flujo que calcula el programa puede estar limitada por una tasa de flujo máxima, o
por una presión de inyección máxima. Cualquiera que se alcance primero determinará los
valores de presión y flujo que se inyectarán [8]. La ecuación utilizada es la siguiente:
Q = WI (Pinj - P )
(Ecuación 3.12) [8]
donde:
[
]
Q : Tasa de flujo inyectada m 3 / d .
é m3 ù
WI : Coeficiente de flujo puntual ê
ú.
ë d .Kpa û
Pinj : Presión máxima de inyección [Kpa ] .
P : Presión [Kpa ] .
De igual manera, para los pozos productores la tasa de flujo está limitada por la
presión mínima de producción. El programa calculará, dependiendo de cual sea el caso, la
presión dentro del revestidor si la tasa de flujo es dada o la tasa de flujo si la presión de
yacimiento es un dato. Estos cálculos se realizan mediante la ecuación:
29
Q = WI
Krp
(P - Pprod )
mp
(Ecuación 3.13) [8]
donde:
[
]
Q : Tasa de flujo inyectada m 3 / d .
é m3 ù
WI : Coeficiente de flujo puntual ê
ú.
ë d .Kpa û
Krp : Permeabilidad relativa de la fase
mp : Viscosidad de la fase
P : Presión [Kpa ] .
Pprod : Presión mínima de producción [Kpa ] .
3.2.7 Cálculos de flujo entre yacimiento y revestidor
El flujo entre el yacimiento y los segmentos del revestidor, dependerá de la
transmisibilidad entre dichos segmentos y la diferencia de presión de estos. Dicha
transmisibilidad será calculada usando la permeabilidad del reservorio y la ecuación de
flujo radial [8]. El flujo será calculado usando las siguientes ecuaciones:
(
r0 = 0.14 D x2 + D y2
)
0.5
(Ecuación 3.14) [8]
Donde:
r0 : Radio de drenaje [m] .
D x : Dimensión del reservorio en el eje x [m] .
D y : Dimensión del reservorio en el eje [m] .
Una vez obtenido el valor del radio del drenaje, se procederá a calcular dicha
conexión de flujo mediante la fórmula de Peaceman para el índice de productividad (PI).
Además, la tasa de flujo será prorrateada usando el parámetro: fracción de perforación de
las tuberías (Perforation fraction) [8].
30
PI =
2 p kh
æ r ö
ln çç 0 ÷÷ + S
è rw ø
(Ecuación 3.15) [8]
donde:
é cp.m 2 ù
k : Permeabilidad del yacimiento ê
ú.
ë d .Kpa û
h : Longitud del segmento [m] .
r0 : Radio de drenaje [m] .
rw : Radio de la tubería [m] .
S: Daño de la formación [adimensional].
3.3 ESTRATEGIAS PARA LA SIMULACION
Debido a que el simulador es usado para la resolución de complicados problemas
de flujo (con sistemas de ecuaciones bastante complejos), es posible que al simular una
sarta de completación con determinadas características, la simulación no logre la
convergencia o la situación a estudiar no sea fisicamente posible
[8]
. Para evitar dichas
inestabilidades y complejidades, se debe adoptar una determinada estrategia (generalmente
para los pozos productores) para simplificar el problema lo mayor posible e ir paso a paso
para lograr obtener el resultado correcto o verificar si la simulación es fisicamente posible.
Para realizar las simplificaciones mencionadas anteriormente, el software permite
el ingreso de una variable denominada “factor de elevación”, la cual varía desde 0 (la
trayectoria del pozo es totalmente plana) hasta 1 (la trayectoria del pozo es la ingresada en
los datos) [8].
Para una primera corrida, se recomienda usar un factor de elevación de 0
(trayectoria totalmente plana) y un coeficiente global de transferencia de calor de 0
respectivamente. Si el escenario es un pozo inyector, es preferible inyectar agua caliente y
luego inyectar el vapor con su determinada calidad. En el caso de un pozo productor, se
recomienda producir agua inicialmente y en la siguiente corrida simular la producción de
31
agua y crudo. A partir de la realización de la simulación inicial se procede a incrementar el
factor de elevación desde 0 y llevarlo hasta 1, tantos pasos como se quieran [8].
Dicha estrategia es adoptada debido a que el software tiene una opción que permite
iniciar la siguiente simulación partiendo de los resultados de la corrida anterior, logrando
así que la convergencia de la nueva corrida pueda producirse en menor tiempo. Esta opción
resulta de mucha utilidad ya que dichos resultados pueden ser revisados para verificar si la
situación es fisicamente posible, a medida que se va incrementando el factor de elevación.
Luego de ya tener los resultados de una corrida con la trayectoria del pozo ingresada en los
datos, se puede ingresar al software las demás variables que fueron simplificadas al
comienzo, tales como: el coeficiente global de transferencia de calor, la calidad del vapor
para el caso de un pozo inyector o la temperatura correspondiente de inyección del gas
para el caso de un pozo productor con levantamiento artificial [8].
32
CAPITULO 4: MODELAJE Y CASOS PARA LA SIMULACIÓN
4.1 BASES PARA EL MODELAJE DEL PROCESO SAGD
Como fue explicado anteriormente, el proceso SAGD depende de muchos factores
que generalmente son independientes, por lo que es necesario establecer cuales serán
variables y cuales permanecerán fijos con el fin de optimizar el tiempo del estudio.
Un elemento muy útil para determinar el número de casos a estudiar inicialmente,
es la realización de una matriz de simulaciones colocando todos los escenarios posibles
con las configuraciones de completación a estudiar, variando para cada una de estas
configuraciones los factores donde se piensa realizar sensibilidades para poder lograr la
optimización del sistema. Las matrices utilizadas en este trabajo se muestran en el Anexo
1.
En el área seleccionada para los pozos del Proyecto EOR Sincor, existen tres tipos
de escenarios que se diferencian principalmente por la profundidad del yacimiento donde
se construirán los pozos y por la longitud que tendrá la sección horizontal de los mismos.
Esta variación de la profundidad origina una variación en la presión y temperatura del
yacimiento, factores que tienen gran influencia en el diseño de la completación. Es
necesario definir una matriz de simulaciones separadamente para los pozos inyectores y
productores ya que el programa TWBS realiza la simulación de cada pozo de manera
independiente. En cuanto al tamaño de yacimiento, se supondrá como un parámetro, es
decir, el mismo tamaño para todas las simulaciones.
Para cada escenario se estudiarán configuraciones diferentes para la completación
de los pozos debido a que las tasas de inyección y producción de flujo variarán con el
escenario, y esto afectará directamente los tamaños de las tuberías de producción y
revestimiento del hoyo horizontal requeridos para completar el pozo.
En cuanto a la trayectoria de los pozos, se asignará la correspondiente al tipo de
pozo sea inyector o productor, dependiendo de la profundidad de los pozos. Esto implica la
evaluación de seis trayectorias distintas.
33
Los factores correspondientes a las instalaciones de superficies, tales como
presiones de cabezal, tasa y presión de gas de levantamiento, tasa y presión de vapor,
permanecerán fijos y no se hará ninguna sensibilidad en los mismos.
4.1.1 Propiedades termodinámicas
Las propiedades termodinámicas de los fluidos hidrocarburos a utilizar en las
simulaciones, fueron obtenidas del estudio PVT (presión, volumen y temperatura)
desarrollado por la compañía TOTAL (Francia) en la etapa de diseño conceptual. Dicho
estudio se basa en un sistema tipo “Black-Oil” conformado por tres componentes: agua,
crudo muerto (sin gas disuelto) y gas en solución.
4.1.2 Transferencia de Calor
El simulador TWBS requiere como dato el coeficiente global de transferencia de
calor U 0 , para realizar los cálculos térmicos. Luego de revisar los valores usados en el
estudio conceptual del proyecto, publicaciones y otros estudios realizados, se decidió fijar
este factor y usar un solo valor conservador, es decir alta tasa de transmisión, para todas las
tuberías usadas en la completación de los pozos considerando un valor representativo para
los diferentes tamaños de tuberías y las diferentes condiciones de flujo. El valor a usar en
todas las simulaciones será U 0 = 15
W
.
m2 ° K
4.1.3 Discretización de la sarta de completación y el yacimiento
Las simulaciones del programa TWBS se basan en un modelo construido con
mallas de dos dimensiones. Para realizar la discretización de la completación, es necesario
introducir primero la trayectoria del pozo, para luego indicar el número de segmentos y su
longitud correspondiente, tal que se cubra la longitud total del pozo. Es posible utilizar
segmentos de longitud diferente a lo largo de una misma trayectoria.
34
La validación de las mallas utilizadas para cada caso, se realizará estudiando
diversos tipos de segmentos para cada uno de los casos y se presenta a continuación
cuando se describen también todos los casos estudiados para las simulaciones.
Para la discretización de todas las sartas de completación simuladas se utilizará la
recomendada por el suplidor del programa TWBS, es decir, 10 metros para los segmentos
de la sección horizontal, zona en la cual se inyecta vapor o se produce el fluido del
yacimiento. Con respecto a los segmentos de las secciones verticales e inclinadas del pozo
se usará 20 metros por segmento, principalmente para disminuir el tiempo de las corridas.
En la Figura 4.1, se puede apreciar la discretización de una completación con dos
tuberías paralelas en pozo productor. Adicionalmente se muestran las dos tuberías
concéntricas dentro de cada tubería de producción, las cuales se utilizan para inyectar el
gas como sistema de levantamiento artificial. La trayectoria mostrada a continuación tiene
400 m de profundidad y 1000 m de sección horizontal.
Figura 4.1 Discretización de la sarta de completación para un pozo productor mostrando las tuberías
concéntricas para la inyección de gas (sistema de levantamiento artificial).
El yacimiento es modelado y discretizado de la misma forma que la sarta de
completación (tienen la misma trayectoria y segmentos del pozo), pero la sección
transversal de los segmentos no es circular sino rectangular, por lo cual es necesario
ingresar esas dimensiones Dx x Dy . Para todas las simulaciones este parámetro tendrá un
valor fijo el cual será 150 m (ancho) x 25 m (altura).
35
4.2 POZOS INYECTORES
Se estudiarán solo completaciones dobles en los pozos inyectores. Este tipo de
completación permite mayor flexibilidad operacional para distribuir el vapor a lo largo de
la sección horizontal del pozo con el fin de propiciar la formación uniforme de la cámara
de vapor a lo largo de la sección horizontal o para evitar entrada del vapor al pozo
productor.
Los dos tipos de configuraciones dobles se ilustran a continuación: completación
doble con tuberías paralelas (Figura 4.2) y completación doble con tuberías concéntricas
(Figura 4.3). Para cada una de estas se estudiarán tres casos distintos variando los
diámetros de las dos tuberías (corta y larga) que se encuentran dentro del revestidor.
Basado en los antecedentes, no se contemplará una variación del tamaño de dicho
revestidor.
Figura 4.2 Sarta de completación doble paralela para un pozo inyector.
Figura 4.3 Sarta de completación doble concéntrica para un pozo inyector.
36
Las condiciones de presión y temperatura de yacimiento a utilizar en cada uno de
los casos serán las más críticas dentro del rango de valores que se tenían. En el caso de los
pozos inyectores se utilizará el mayor valor del intervalo de presión de yacimiento en cada
escenario. Esto permitirá verificar la factibilidad de inyectar el flujo total de vapor sin
sobrepasar la presión máxima permitida de inyección.
Adicionalmente, en cada uno de los casos se realizarán las simulaciones para las
condiciones de operación normal y máxima de inyección de flujo, permitiendo la variación
de presión en cada tubería.
Para la configuración de las tuberías, estas siempre se ubicaron de la siguiente
forma:
·
Revestidor intermedio: desde el cabezal del pozo hasta el inicio de la sección
horizontal.
·
Revestidor ranurado: desde el inicio hasta el final de la sección horizontal.
·
Tubería corta: desde el cabezal del pozo hasta 50 m antes del inicio de la sección
horizontal.
·
Tubería larga: desde el cabezal del pozo hasta 1 / 3 de la longitud sección horizontal
antes del final de la misma.
Se utilizará acero como material de las tuberías utilizando su valor de rugosidad,
con excepción del revestidor del hoyo para el cual se usará una mayor rugosidad, para
tomar en cuenta el efecto de sus ranuras en las pérdidas de presión por fricción. El área
abierta para el flujo del revestidor ranurado será de un 3 % del área total del revestidor. Los
valores de rugosidad a usar se indican en la Tabla 4.1:
Tabla 4.1 Valores de rugosidad a utilizar para las tuberías de los pozos inyectores de vapor.
Tubería
Rugosidad (m)
Revestidor ranurado
0,005
Todas las otras tuberías
0,00005
En cuanto a los parámetros definidos por las instalaciones de superficie, la presión
máxima de inyección de vapor será de 5200 KPa.
37
4.2.1 Caso 1. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para la
trayectoria A-INY
Los pozos a perforar con la trayectoria A-INY tendrán aproximadamente una
profundidad un poco mayor a los 500 m y una sección horizontal de 500 m, la cual se
muestra en la Figura 4.4.
Trayectoria A-INY - Pozo inyector
Sección Vertical (m)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
0
Profundidad Vertical (m)
100
200
300
400
500
600
Figura 4.4 Trayectoria de Pozo Inyector de Vapor A-INY.
Los parámetros del yacimiento a utilizar se muestran en la Tabla 4.2.
Tabla 4.2 Condiciones de yacimiento a utilizar en los pozos inyectores con trayectoria A-INY.
Pyacimiento (Kpa)
T yacimiento (°C)
Permeabilidad (Darcy)
4700
260,1
30
Las tasas de vapor a usar en las simulaciones de los pozos, se indican en la Tabla
4.3 y están expresadas en barriles equivalentes de agua. La tasa de vapor se distribuyó en
igual proporción, es decir 50 % en la tubería corta y 50% en la tubería larga, con una
calidad de 95 % a nivel de superficie.
38
Tabla 4.3 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos inyectores de vapor con
trayectoria A-INY.
Condición
Tasa de vapor
de diseño
inyectado (Bbl/d)
Normal
1800
Máxima
3300
La Tabla 4.4 describe las diferentes alternativas de completación a evaluar para un
pozo inyector de vapor usando la trayectoria A-INY.
Tabla 4.4 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos inyectores de vapor con
trayectoria A-INY.
Sarta de completación Revestidor intermedio x Revestidor ranurado
Tubería corta x Tubería larga
4½" x 5"
Doble Paralela
11¾" x 8⅝"
4½" x 4½"
5" x 4½"
8⅝" x 5"
Doble Concéntrica
11¾" x 8⅝"
8⅝" x 5½"
7" x 4½"
Para cada configuración se evaluará la sensibilidad de variar el porcentaje de tasa
de inyección de vapor por cada tubería. Los casos a estudiar se presentan en la Tabla 4.5.
Tabla 4.5 Variaciones de la distribución de inyección a evaluar en la simulación de los pozos inyectores de
vapor con trayectoria A-INY.
Porcentaje de inyección de flujo
(Tubería corta - Tubería larga)
35 % - 65 %
65 % - 35 %
4.2.1.1 Validación de la Malla
Para validar la malla utilizada en este caso, se realizaron cuatro simulaciones
variando la longitud de los segmentos para verificar el impacto de este parámetro del
programa TWBS sobre el resultado de las simulaciones. La Tabla 4.6 presenta en orden
ascendente los valores de longitud de los segmentos usados en el Revestidor Intermedio (I)
y en el Revestidor Ranurado (R).
39
Tabla 4.6 Mallas empleadas para la validación en la simulación de los pozos inyectores de vapor con
trayectoria A-INY.
Numero de
Tamaño del
Numero de
Longitud del
Malla
segmentos
segmento
segmentos
segmento
Revestidor R
Revestidor R (m)
Revestidor I
Revestidor I (m)
1(*)
20
40
10
50
2
24,24
33
11,9
42
3
32
25
16,12
31
4
40
20
20
25
(*) Longitudes recomendadas por el suplidor del programa TWBS.
En la Figura 4.5 se muestran los resultados en donde se aprecia que al cambiar el
tamaño de las mallas, no se observan variaciones significativas en el perfil de presión por
lo cual la malla queda validada.
Trayectoria A-INY. Validación de la malla
5100
5050
ST - Malla 1
LT - Malla 1
5000
Revestidor R - Malla 1
ST - Malla 2
Presión (Kpa)
4950
LT - Malla 2
Revestidor R - Malla 2
4900
ST - Malla 3
LT - Malla 3
4850
Revestidor R - Malla 3
ST - Malla 4
4800
LT - Malla 4
Revestidor R - Malla 4
4750
4700
4650
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
Profundidad Medida (m)
Figura 4.5 Validación de la malla para la trayectoria A-INY.
4.2.2 Caso 2. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para la
trayectoria B-INY
Los pozos a estudiar para el segundo caso usarán la trayectoria B-INY, estos
tendrán aproximadamente una profundidad un poco mayor a los 400 m y una sección
horizontal de 1000 m, la cual se muestra a continuación en la Figura 4.6.
40
Trayectoria B-INY - Pozo inyector
Sección vertical (m)
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
0
50
Profundidad Vertical (m)
100
150
200
250
300
350
400
450
Figura 4.6 Trayectoria de Pozo Inyector de Vapor B-INY.
Los parámetros del yacimiento a utilizar se muestran en la Tabla 4.7:
Tabla 4.7 Condiciones de yacimiento utilizados en los pozos de trayectoria B-INY.
Pyacimiento (Kpa)
T yacimiento (°C)
Permeabilidad (Darcy)
3800
247,3
30
Las tasas de vapor a usar en las simulaciones de los pozos, se indican en la Tabla
4.8 y están expresadas en barriles equivalentes de agua. La tasa de vapor se distribuyó en
igual proporción, es decir 50 % en la tubería corta y 50% en la tubería larga, con una
calidad de 95 % a nivel de superficie.
Tabla 4.8 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos inyectores de vapor con
trayectoria B-INY.
Condición
Tasa de vapor
de diseño
inyectado (Bbl/d)
Normal
3000
Máxima
5500
41
La Tabla 4.9 describe las diferentes alternativas de completación a evaluar para un
pozo inyector de vapor usando la trayectoria B-INY.
Tabla 4.9 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos inyectores de vapor con
trayectoria B-INY.
Sarta de completación Revestidor intermedio x Revestidor ranurado
Tubería corta x Tubería larga
4½" x 5"
Doble Paralela
11¾" x 8⅝"
4½" x 4½"
5" x 4½"
8⅝" x 5"
Doble Concéntrica
11¾" x 8⅝"
8⅝" x 5½"
7" x 4½"
Para cada configuración se evaluará la sensibilidad de variar el porcentaje de tasa
de inyección de vapor por cada tubería. Los casos a estudiar se presentan en la Tabla 4.10.
Tabla 4.10 Variaciones de la distribución de inyección a evaluar en la simulación de los pozos inyectores de
vapor con trayectoria B-INY.
Porcentaje de inyección de flujo
(Tubería corta - Tubería larga)
35 % - 65 %
65 % - 35 %
4.2.2.1 Validación de la malla
Para validar la malla utilizada en este caso, se realizaron cuatro simulaciones
variando la longitud de los segmentos para verificar el impacto de este parámetro del
programa TWBS sobre el resultado de las simulaciones. La Tabla 4.11 presenta en orden
ascendente los valores de longitud de los segmentos usados en el Revestidor Intermedio (I)
y en el Revestidor Ranurado (R).
Tabla 4.11 Mallas empleadas para la validación en el Caso 2 de los pozos inyectores.
Numero de
Tamaño del
Numero de
Tamaño del
Malla
segmentos
segmento
segmentos
segmento
Revestidor R
Revestidor R (m)
Revestidor I
Revestidor I (m)
1(*)
20
35
10
100
2
24,14
29
12,05
83
3
31,82
22
16,13
62
4
41,18
17
20
50
(*) Longitudes recomendadas por el suplidor del programa TWBS.
42
En la Figura 4.7 se muestra la presión a lo largo de toda la distancia medida para
cada una de las tuberías. Se puede apreciar que casi todas las curvas se sobreponen con una
excepción la cual se puede considerar despreciable. Esto significa que se esta
representando el mismo fenómeno físico y con esto la malla queda validada.
Trayectoria B-INY. Validación de la malla
5300
5200
5100
ST - Malla 1
5000
LT - Malla 1
4900
Revestidor R - Malla 1
Presión (Kpa)
4800
ST - Malla 2
4700
LT - Malla 2
4600
Revestidor R - Malla 2
4500
ST - Malla 3
4400
LT - Malla 3
4300
Revestidor R - Malla 3
4200
ST - Malla 4
4100
LT - Malla 4
4000
Revestidor R - Malla 4
3900
3800
3700
0
100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700
Profundidad Medida (m)
Figura 4.7 Validación de la malla para la trayectoria B-INY.
4.2.3 Caso 3. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para la
trayectoria C-INY
Los escenarios simulados para los pozos perforados con la trayectoria C-INY
tienen una profundidad aproximadamente un poco menor a los 450 m y una sección
horizontal de 500 m, la cual se muestra en la Figura 4.8.
43
Trayectoria C-INY - Pozo inyector
Sección vertical (m)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
0
50
Profundidad vertical (m)
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Figura 4.8 Trayectoria de Pozo Inyector de Vapor C-INY.
Los parámetros del yacimiento a utilizar se muestran en la Tabla 4.12:
Tabla 4.12 Condiciones de yacimiento a utilizar en los pozos inyectores con trayectoria C-INY.
Pyacimiento (Kpa)
T yacimiento (°C)
Permeabilidad (Darcy)
3800
247,3
30
Las tasas de vapor a usar en las simulaciones de los pozos, se indican en la Tabla
4.13 y están expresadas en barriles equivalentes de agua. La tasa de vapor se distribuyó en
igual proporción, es decir 50 % en la tubería corta y 50% en la tubería larga, con una
calidad de 95 % a nivel de superficie
Tabla 4.13 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos inyectores de vapor con
trayectoria C-INY.
Condición
Tasa de vapor
de diseño
inyectado (Bbl/d)
Normal
2000
Máxima
3667
44
La Tabla 4.14 describe las diferentes alternativas de completación a evaluar para un
pozo inyector de vapor usando la trayectoria C-INY.
Tabla 4.14 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos inyectores de vapor con
trayectoria C-INY.
Sarta de completación Revestidor intermedio x Revestidor ranurado
Tubería corta x Tubería larga
4½" x 5"
Doble Paralela
11¾" x 8⅝"
4½" x 4½"
5" x 4½"
8⅝" x 5"
Doble Concéntrica
11¾" x 8⅝"
8⅝" x 5½"
7" x 4½"
Para cada configuración se evaluará la sensibilidad de variar el porcentaje de tasa
de inyección de vapor por cada tubería. Los casos a estudiar se presentan en la Tabla 4.15.
Tabla 4.15 Variaciones de la distribución de inyección a evaluar en la simulación de los pozos inyectores de
vapor con trayectoria C-INY
Porcentaje de inyección de flujo
(Tubería corta - Tubería larga)
35 % - 65 %
65 % - 35 %
4.2.3.1 Validación de la malla
Para validar la malla utilizada en este caso, se realizaron cuatro simulaciones
variando la longitud de los segmentos para verificar el impacto de este parámetro del
programa TWBS sobre el resultado de las simulaciones. La Tabla 4.16 presenta en orden
ascendente los valores de longitud de los segmentos usados en el Revestidor Intermedio (I)
y en el Revestidor Ranurado (R).
Tabla 4.16 Mallas empleadas para la validación en el Caso 3 de los pozos inyectores.
Numero de
Tamaño del
Numero de
Tamaño del
Malla
segmentos
segmento
segmentos
segmento
Revestidor R
Revestidor R (m)
Revestidor I
Revestidor I (m)
1
20
35
10
50
2
24,14
29
11,9
42
3
31,82
22
16,13
31
4
41,18
17
20
25
(*) Longitudes recomendadas por el suplidor del programa TWBS.
45
Las tendencias de las curvas mostradas en la Figura 4.9 son muy similares,
sobreponiéndose unas con otras. Por lo que para este caso, también se encontró que la
malla a utilizar en las simulaciones de este caso estaba validada.
Trayectoria C-INY. Validación de la malla
4800
4700
ST - Malla 1
4600
LT - Malla 1
4500
Revestidor R - Malla 1
ST - Malla 2
Presión (Kpa)
4400
LT - Malla 2
4300
Revestidor R - Malla 2
ST - Malla 3
4200
LT - Malla 3
Revestidor R - Malla 3
4100
ST - Malla 4
4000
LT - Malla 4
Revestidor R - Malla 4
3900
3800
3700
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
Profundidad Medida (m)
Figura 4.9 Validación de la malla para la trayectoria C-INY.
4.3 POZOS PRODUCTORES
En la simulación de pozos productores, las simulaciones a realizar serán
completaciones del tipo doble con tuberías paralelas. Para cada una de las trayectorias se
estudiarán diversas configuraciones de tuberías e inyecciones de gas para el levantamiento
artificial, principalmente debido a que las tasas de flujo se manejan en cada caso tendrán
valores distintos. Adicionalmente, en esta parte del estudio se contemplará la variación del
tamaño de los revestidores. Se usarán dos tipos de configuraciones de tamaño dependiendo
del caso como se muestra en la Figura 4.10 y Figura 4.11.
46
Figura 4.10 Sarta de completación doble paralela para un pozo productor con tamaño pequeño de revestidor
intermedio y revestidor ranurado.
Figura 4.11 Sarta de completación doble paralela para un pozo productor con tamaño grande de revestidor
intermedio y revestidor ranurado.
La separación vertical a utilizar entre las secciones horizontales de los pozos
inyectores y productores será de 5 m en todos los casos.
El valor presión de yacimiento a utilizar en las simulaciones de pozos productores
será el menor valor del intervalo esperado para cada caso. Esta condición representa la
condición más crítica de producción debido a que se tiene menor energía para movilizar el
fluido hasta la superficie.
La Relación Gas-Petróleo (GOR en inglés. “Gas-Oil Ratio”) a utilizar en todas las
m3
simulaciones de los pozos productores será GOR = 12 3 , lo que implica que cuando el
m
47
flujo total llega al cabezal del pozo, por cada metro cúbico producido de petróleo se
liberaron 12 metros cúbicos de gas que se encontraban dentro del crudo. Esta cantidad de
gas es independiente de la cantidad de gas inyectada para el levantamiento artificial.
En cada una de las configuraciones se realizarán sensibilidades en las tasas de gas
inyectadas, para poder realizar la optimización del diámetro de las tuberías y de la cantidad
de gas requerido para el levantamiento artificial.
La ubicación de las tuberías se realizará de la siguiente forma:
·
Revestidor intermedio: desde el cabezal del pozo hasta el inicio de la sección
horizontal.
·
Revestidor ranurado: desde el inicio hasta el final de la sección horizontal.
·
Tubería corta: desde el cabezal del pozo hasta 50 m antes del inicio de la sección
horizontal.
·
Tubería larga: desde el cabezal del pozo hasta 1 / 3 de la longitud sección horizontal
antes del final de la misma.
·
Tuberías para la inyección de gas: se ubicaron de forma concéntrica dentro de cada
tubería (corta y larga) desde el cabezal del pozo hasta aproximadamente 30 m antes
del fin de la tubería corta.
·
Tubería para el monitoreo: Esta tubería va por fuera de las tuberías de producción y
se colocará desde el cabezal del pozo hasta el fin de la tubería larga. (no se
representa en las figuras porque no hay ningún fluido dentro de ella). El tamaño de
esta tubería será de 1⅔”.
Para todos los casos, las simulaciones se realizarán inicialmente utilizando
diámetros de 1” para las tuberías de inyección de gas, en ambas tuberías. Para las
configuraciones seleccionadas en cada caso se realizarán simulaciones para estudiar el
impacto del aumento del diámetro de 1” a 1¼” de la tubería de inyección de gas que estará
dentro de la tubería corta. El aumento del diámetro es debido a que dentro de esta tubería
de inyección de gas va incluida una tubería para el monitoreo de la presión en el pozo
(bubble tube).
48
Al igual que los pozos inyectores se utilizará acero como material y los valores de
rugosidad de las tuberías utilizados serán similares. El área abierta para el flujo del
revestidor ranurado será de un 3 % del área total del revestidor. Los valores de rugosidad a
usar se indican en la Tabla 4.17.
Tabla 4.17 Valores de rugosidad a utilizar para las tuberías de los pozos productores de crudo.
Tubería
Rugosidad (m)
Revestidor ranurado
0,005
Todas las otras tuberías
0,00005
La presión máxima de inyección de gas será de 7000 KPa y la presión mínima para
la producción a utilizar será 1400 KPa debido a que el separador de flujo trabajará a una
presión de 1100 KPa.
4.3.1 Caso 1. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor para la
trayectoria A-PROD
Para el primer caso de los pozos productores, se muestra a continuación en la
Figura 4.12 la trayectoria con la que se perforarán estos pozos. La profundidad para este
caso es un poco mayor a 500 m y la sección horizontal del mismo es de 500 m. Esto se
aprecia en la Figura 4.12.
49
Trayectoria A-PROD - Pozo productor
Sección Vertical (m)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0
Profundidad Vertical (m)
100
200
300
400
500
600
Figura 4.12 Trayectoria de Pozo Productor de Crudo A-PROD.
Los parámetros del yacimiento a utilizar se muestran en la Tabla 4.18.
Tabla 4.18 Condiciones de yacimiento a utilizar en los pozos productores con trayectoria A-PROD.
Pyacimiento (Kpa)
T yacimiento (°C)
Permeabilidad (Darcy)
3700
231
30
Las tasas de producción a usar en las simulaciones de los pozos productores, se
indican en la Tabla 4.19. Las tasas de producción de agua y crudo se distribuyeron en igual
proporción, es decir 50 % en la tubería corta y 50% en la tubería larga
Tabla 4.19 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos productores de crudo con
trayectoria A-PROD.
Condición de diseño
Tasa de crudo (Bbl/d)
Tasa de agua (Bbl/d)
Máxima
1100
3300
50
La Tabla 4.20 describe las diferentes alternativas de completación a evaluar para un
pozo productor de crudo usando la trayectoria A-PROD.
Tabla 4.20 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos productores de crudo
con trayectoria A-PROD.
Sarta de completación Revestidor intermedio x Revestidor ranurado
Tubería corta x Tubería larga
Doble Paralela
9⅝" x 7"
3½" x 3½"
4" x 3½"
4.3.1.1 Validación de la malla
Para validar la malla utilizada en este caso de los pozos productores, se realizaron
cuatro simulaciones variando la longitud de los segmentos para verificar el impacto de este
parámetro del programa TWBS sobre el resultado de las simulaciones. La Tabla 4.21
presenta en orden ascendente los valores de longitud de los segmentos usados en el
Revestidor Intermedio (I) y en el Revestidor Ranurado (R).
Tabla 4.21 Mallas empleadas para la validación en el Caso 1 de los pozos productores.
Numero de
Tamaño del
Numero de
Tamaño del
Malla
segmentos
segmento
segmentos
segmento
Revestidor R
Revestidor R (m)
Revestidor I
Revestidor I (m)
1(*)
20
41
10
50
2
24,41
34
11,9
42
3
31,92
26
16,13
31
4
40
20
20
25
(*) Longitudes recomendadas por el suplidor del programa TWBS.
En los resultados obtenidos se muestra el perfil de presión a lo largo del revestidor
ranurado y ambas tuberías de producción. Se puede apreciar que para el revestidor
ranurado todas las curvas están sobrepuestas mientras que en las dos tuberías existen
ciertas diferencias de los valores en el cabezal del pozo (Profundidad medida igual a cero)
las cuales se podrían despreciar ya que estas diferencias son menores al 3 %.
La validación de la malla se observa en la Figura 4.13 presentada a continuación.
51
Trayectoria A-PROD. Validación de la malla
3500
ST - Malla 1
LT - Malla 1
Revestidor R - Malla 1
ST - Malla 2
Presión (Kpa)
3000
LT - Malla 2
Revestidor R - Malla 2
ST - Malla 3
LT - Malla 3
2500
Revestidor R - Malla 3
ST - Malla 4
LT - Malla 4
Revestidor R - Malla 4
2000
1500
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000 1100 1200 1300 1400
Profundidad Medida (m)
Figura 4.13 Validación de la malla para la trayectoria A-PROD.
4.3.2 Caso2. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor para la
trayectoria B-PROD
La trayectoria B-PROD mostrada en Figura 4.14 fue utilizada para la realización de
las simulaciones con las distintas opciones de completación de pozos para el caso número
dos.
52
Trayectoria B-PROD - Pozo productor
Sección vertical (m)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
0
50
Profundidad Vertical (m)
100
150
200
250
300
350
400
450
Figura 4.14 Trayectoria de Pozo Productor de Crudo B-PROD.
Los parámetros del yacimiento a utilizar se muestran en la Tabla 4.22.
Tabla 4.22 Condiciones de yacimiento a utilizar en los pozos productores con trayectoria B-PROD.
Pyacimiento (Kpa)
T yacimiento (°C)
Permeabilidad (Darcy)
2900
217
30
Las tasas de producción a usar en las simulaciones de los pozos productores, se
indican en la Tabla 4.23. Las tasas de producción de agua y crudo se distribuyeron en igual
proporción, es decir 50 % en la tubería corta y 50% en la tubería larga
Tabla 4.23 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos productores de crudo con
trayectoria B-PROD.
Condición de diseño
Tasa de crudo (Bbl/d)
Tasa de agua (Bbl/d)
Máxima
2200
5500
La Tabla 4.24 describe las diferentes alternativas de completación a evaluar
para un pozo productor de crudo usando la trayectoria B-PROD.
53
Tabla 4.24 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos productores de crudo
con trayectoria B-PROD.
Sarta de completación Revestidor intermedio x Revestidor ranurado
Tubería corta x Tubería larga
Doble Paralela
9⅝" x 7"
3½" x 3½"
Doble Paralela
11¾" x 8⅝"
4" x 4"
Doble Paralela
11¾" x 8⅝"
4½" x 4½"
4.3.2.1 Validación de la malla
Para validar la malla utilizada en este caso de los pozos productores, se realizaron
cuatro simulaciones variando la longitud de los segmentos para verificar el impacto de este
parámetro del programa TWBS sobre el resultado de las simulaciones. La Tabla 4.25
presenta en orden ascendente los valores de longitud de los segmentos usados en el
Revestidor Intermedio (I) y en el Revestidor Ranurado (R).
Tabla 4.25 Mallas empleadas para la validación en el Caso 2 de los pozos productores.
Numero de
Tamaño del
Numero de
Tamaño del
Malla
segmentos
segmento
segmentos
segmento
Revestidor R
Revestidor R (m)
Revestidor I
Revestidor I (m)
1(*)
20
35
10
1000
2
24,14
29
12,05
83
3
31,82
22
16,13
62
4
41,18
20
20
50
(*) Longitudes recomendadas por el suplidor del programa TWBS.
Los resultados de las cuatro mallas usadas son muy similares, en forma y magnitud
y se aprecian en la Figura 4.15. Las curvas presentan el mismo comportamiento y por lo
tanto, representan el mismo fenómeno físico.
54
Trayectoria B-PROD. Validación de la malla
Presión (Kpa)
3000
2900
2800
2700
2600
2500
2400
ST - Malla 1
2300
2200
ST - Malla 2
LT - Malla 1
Revestidor R - Malla 1
LT - Malla 2
2100
2000
1900
Revestidor R - Malla 2
ST - Malla 3
1800
1700
LT - Malla 3
1600
1500
1400
ST - Malla 4
Revestidor R - Malla 3
LT - Malla 4
Revestidor R - Malla 4
1300
1200
1100
1000
0
100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700
Profundidad Medida (m)
Figura 4.15 Validación de la malla para la trayectoria B-PROD.
4.3.3 Caso 3. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor para la
trayectoria C-PROD.
Para el caso 3, la profundidad de los pozos productores era aproximadamente de
450 m y la sección horizontal del pozo de 500 m. La trayectoria C-PROD es mostrada en
la Figura 4.16.
55
Trayectoria C-PROD - Pozo Productor
Sección vertical (m)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
0
50
Profundidad vertical (m)
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Figura 4.16 Trayectoria de Pozo Productor de Crudo C-PROD.
Los parámetros del yacimiento a utilizar se muestran en la Tabla 4.26.
Tabla 4.26 Condiciones de yacimiento a utilizar en los pozos productores con trayectoria C-PROD.
Pyacimiento (Kpa)
T yacimiento (°C)
Permeabilidad (Darcy)
2900
217
30
Las tasas de producción a usar en las simulaciones de los pozos productores, se
indican en la Tabla 4.27. Las tasas de producción de agua y crudo se distribuyeron en igual
proporción, es decir 50 % en la tubería corta y 50% en la tubería larga
Tabla 4.27 Valores de las tasas de flujo a utilizar en la simulación de los pozos productores de crudo con
trayectoria C-PROD.
Condición de diseño
Tasa de crudo (Bbl/d)
Tasa de agua (Bbl/d)
Máxima
1467
3667
56
La Tabla 4.28 describe las diferentes alternativas de completación a evaluar para un
pozo productor de crudo usando la trayectoria C-PROD.
Tabla 4.28 Configuraciones de completación a evaluar en la simulación de los pozos productores de crudo
con trayectoria C-PROD.
Sarta de completación Revestidor intermedio x Revestidor ranurado
Tubería corta x Tubería larga
Doble Paralela
9⅝" x 7"
3½" x 3½"
Doble Paralela
11¾" x 8⅝"
4" x 4"
Doble Paralela
11¾" x 8⅝"
4½" x 4½"
4.3.3.1 Validación de la malla
Para validar la malla utilizada en este caso de los pozos productores, se realizaron
cuatro simulaciones variando la longitud de los segmentos para verificar el impacto de este
parámetro del programa TWBS sobre el resultado de las simulaciones. La Tabla 4.29
presenta en orden ascendente los valores de longitud de los segmentos usados en el
Revestidor Intermedio (I) y en el Revestidor Ranurado (R).
Tabla 4.29 Mallas empleadas para la validación en el Caso 3 de los pozos productores.
Numero de
Tamaño del
Numero de
Tamaño del
Malla
segmentos
segmento
segmentos
segmento
Revestidor R
Revestidor R (m)
Revestidor I
Revestidor I (m)
1(*)
20
37
10
50
2
23,87
31
11,9
42
3
31,82
22
16,13
62
4
41,18
17
20
25
(*) Longitudes recomendadas por el suplidor del programa TWBS.
Los resultados del perfil de presión dentro de cada uno de las tuberías mostradas en
la Figura 4.17, muestran que para todas las mallas utilizadas la simulación arrojo
resultados de igual forma y tendencia por lo que la malla queda validada.
57
Trayectoria C-PROD. Validación de la malla
3000
2900
2800
ST - Malla 1
2700
LT - Malla 1
Presión (Kpa)
2600
Revestidor R - Malla 1
2500
ST - Malla 2
2400
LT - Malla 2
2300
Revestidor R - Malla 2
ST - Malla 3
2200
LT - Malla 3
2100
Revestidor R - Malla 3
2000
ST - Malla 4
1900
LT - Malla 4
1800
Revestidor R - Malla 4
1700
1600
1500
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
Profundidad Medida (m)
Figura 4.17 Validación de la malla para la trayectoria C-PROD.
1200
58
CAPITULO 5: RESULTADOS
A continuación se presentan los resultados obtenidos en las simulaciones realizadas
con el programa TWBS. Inicialmente se presentan los resultados para los pozos inyectores
de vapor y posteriormente los resultados para los pozos productores. Una vez presentados
estos casos, se realiza un estudio más a fondo para determinar cual es el caso óptimo desde
el punto de vista hidráulico. En la sección 5.3 se presentan los análisis de los resultados
obtenidos.
5.1 POZOS INYECTORES
El objetivo principal de la sarta de completación de un pozo inyector es obtener las
condiciones de flujo de vapor dentro del revestidor ranurado tal que permitan la formación
uniforme y controlada de la cámara de vapor en el yacimiento alrededor del pozo. Es
importante tener la posibilidad de regular deliberadamente la cantidad de vapor inyectado
en por lo menos dos puntos a lo largo de la sección horizontal con el objetivo de adaptarse
a las posibles variaciones de inyectividad dentro del yacimiento debidas a
heterogeneidades en sus propiedades, tales como permeabilidad, cantidad de arcilla, nivel
de daño a la formación, entre otros. Mediante una simulación sistemática es posible
descartar algunas opciones de completación que no cumplan con estos requerimientos
básicos, para luego estudiar en detalle los perfiles de presión y la calidad del vapor a lo
largo del pozo, así como la presión de inyección a nivel de cabezal necesaria según la tasa
de flujo de vapor requerida. Las simulaciones se realizan primero con la tasa máxima de
vapor y luego se verifican los parámetros hidráulicos con la tasa de operación “normal”,
considerando 50% del total de vapor en cada tubería de inyección. Finalmente, se evalúan
los parámetros hidráulicos considerando variaciones en la proporción de vapor inyectado.
5.1.1 Caso 1. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para la
trayectoria A-INY
La Figura 5.1 muestra el perfil de presión dentro del revestidor ranurado (sección
horizontal del pozo) para todas las configuraciones de tuberías seleccionadas. Se puede
apreciar que todas las configuraciones presentan una variación de aproximadamente 25
KPa entre el inicio y el final de la sección horizontal del pozo. Solo los casos Dual Paralela
59
DP- 4½" x 4½", Dual Paralela DP- 5" x 4½" y Dual Concéntrica DC- 7" x 4½", presentan
un perfil de presión ligeramente más uniforme que el resto de las configuraciones.
Pozo Inyector / Trayectoria A-INY
Presión de Yacimiento 4700 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3300 BEWPD
Presión a lo largo del Revestidor Ranurado (8⅝")
4750
4745
4740
Presión (Kpa)
4735
DP-4½" x 4½"
4730
DP-4½" x 5"
4725
DP-5" x 4½"
DC-7" x 4½"
4720
DC-8⅝" x 5"
4715
DC-8⅝" x 5½"
4710
4705
4700
800
850
900
950
1000
1050
1100
1150
1200
1250
1300
Sección Horizontal (m)
Figura 5.1 Perfil de presión de vapor a lo largo del revestidor ranurado para la trayectoria A-INY (500m
TVD; 500m HZ).
La calidad del flujo de vapor que fluye a lo largo del revestidor ranurado del pozo
se presenta en la Figura 5.2.
Pozo Inyector / Trayectoria A-INY
Presión de Yacimie nto 4700 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3300 BEWPD
Calidad del vapor a lo largo del Revestidor Ranurado (8⅝")
100
Calidad del Vapor (%)
95
90
DP-4½" x 4½"
DP-4½" x 5"
85
DP-5" x 4½"
DC-7" x 4½"
DC-8⅝" x 5"
80
DC-8⅝" x 5½"
75
70
800
850
900
950
1000
1050
1100
1150
1200
1250
1300
Sección Horizontal (m)
Figura 5.2 Variación de la calidad del vapor dentro del revestidor ranurado para la trayectoria A-INY (500m
TVD; 500m HZ).
60
Al observar la gráfica anterior se determinó que los casos DP- 4½" x 4½" y DP- 5"
x 4½" fueron los mejores para esta trayectoria por presentar menor caída de presión y
calidad de vapor más uniforme a lo largo del revestidor. La Figura 5.3 y la Figura 5.4
muestran el perfil de presión a lo largo de todo el pozo para estas dos configuraciones de
tubería.
Pozo Inyector / Trayectoria A-INY
Presión de Yacimiento 4700 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3300 BEWPD
Revestidor I x Revestidor R (11¾" x 8⅝") - STxLT 4½"x4½"
5200
5100
Presión (Kpa)
5000
ST 4½"
4900
LT 4½"
Revestidor R 8⅝"
4800
4700
4600
0
200
400
600
800
1000
1200
Profundidad Medida (m)
Figura 5.3 Perfil de presión para la configuración DP- 4½" x 4½". Trayectoria A-INY.
Pozo Inyector / Trayectoria A-INY
Presión de Yacimiento 4700 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3300 BEWPD
Revestidor I x Revestidor R (11¾" x 8⅝") - STxLT 5"x4½"
5200
5100
Presión (Kpa)
5000
ST 5"
4900
LT 4½"
Revestidor R 8⅝"
4800
4700
4600
0
200
400
600
800
1000
1200
Profundidad Medida (m)
Figura 5.4 Perfil de presión para la configuración DP- 5" x 4½". Trayectoria A-INY.
61
La Figura 5.5 y Figura 5.6 presentan la variación en la tasa de inyección de vapor
hacia el yacimiento a lo largo de la sección horizontal para las dos configuraciones
preseleccionadas.
250
Pozo Inyector / Trayectoria A-INY
Presión de Yacimiento 4700 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3300 BEWPD
Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 4½"x4½"
Tasa de flujo (BEWPD)
200
150
Agua líquida
Vapor Seco
100
50
81
0
83
0
85
0
87
0
89
0
91
0
93
0
95
0
97
0
99
0
10
10
10
30
10
50
10
70
10
90
11
10
11
30
11
50
11
70
11
90
12
10
12
30
12
50
12
70
12
90
0
Sección Horizontal (m)
Figura 5.5 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x 4½".
Trayectoria A-INY.
250
Pozo Inyector / Trayectoria A-INY
Presión de Yacimiento 4700 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3300 BEWPD
Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 5"x4½"
Tasa de flujo (BEWPD)
200
150
Agua líquida
Vapor seco
100
50
81
0
83
0
85
0
87
0
89
0
91
0
93
0
95
0
97
0
99
0
10
10
10
30
10
50
10
70
10
90
11
10
11
30
11
50
11
70
11
90
12
10
12
30
12
50
12
70
12
90
0
Sección Horizontal (m)
Figura 5.6 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 5"x 4½".
Trayectoria A-INY.
62
Al observar estos resultados, se puede ver que los dos casos son muy similares y
que ninguno de los dos sobrepasa la presión máxima de inyección (5200 KPa). Los perfiles
de inyección de vapor hacia el yacimiento son casi iguales, producto de que para ambos
casos la tubería que se encuentra dentro del revestidor ranurado en la sección horizontal,
tiene el mismo diámetro (4½"). Como los resultados para ambos casos son tan similares la
configuración DP- 4½"x 4½" se convierte en la mejor opción porque utiliza una tubería
corta de menor diámetro. A continuación se presentan los resultados para esta última
configuración (DP- 4½"x 4½") cuando se inyecta una tasa menor de vapor, tal como la tasa
de flujo en condición de operación “normal”.
Pozo Inyector / Trayectoria A-INY
Presión de Yacimiento 4700 Kpa - Tasa de vapor inyectada 1800 BEWPD
Presión a lo largo del Revestidor Ranurado (8⅝")
4750
4745
4740
Presión (Kpa)
4735
4730
4725
DP-4½" x 4½"
4720
4715
4710
4705
4700
800
850
900
950
1000
1050
1100
1150
1200
1250
1300
Sección Horizontal (m)
Figura 5.7 Perfil de presión en el revestidor ranurado para la configuración DP- 4½"x 4½" utilizando tasa de
flujo en condición de operación “normal”. Trayectoria A-INY.
63
Pozo Inyector / Trayectoria A-INY
Presión de Yacimiento 4700 Kpa - Tasa de vapor inyectada 1800 BEWPD
Calidad del vapor a lo largo del Revestidor Ranurado (8⅝")
100
Calidad del Vapor (%)
95
90
85
DP-4½" x 4½"
80
75
70
800
850
900
950
1000
1050
1100
1150
1200
1250
1300
Sección Horizontal (m)
Figura 5.8 Variación de la calidad el vapor en el revestidor ranurado para la configuración DP- 4½"x 4½"
utilizando la tasa de vapor en condición de operación “normal”. Trayectoria A-INY.
250
Pozo Inyector / Trayectoria A-INY
Presión de Yacimiento 4700 Kpa - Tasa de vapor inyectada 1800 BEWPD
Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 4½"x4½"
Tasa de Flujo (BEWPD)
200
150
Agua líquida
Vapor seco
100
50
81
0
83
0
85
0
87
0
89
0
91
0
93
0
95
0
97
0
99
0
10
10
10
30
10
50
10
70
10
90
11
10
11
30
11
50
11
70
11
90
12
10
12
30
12
50
12
70
12
90
0
Sección Horizontal (m)
Figura 5.9 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x 4½"
utilizando tasa de flujo normal. Trayectoria A-INY.
Todos los resultados presentados anteriormente corresponden a una distribución de
50% de flujo por cada tubería. A continuación se presentan los resultados considerando
variaciones en el porcentaje de flujo inyectado en cada tubería para la tasa máxima de
64
vapor. Para el caso DP- 4½" x 4½" se presenta en la Figura 5.10 y Figura 5.11 la variación
en las tasas de vapor y agua inyectados al yacimiento utilizado una proporción de 35% en
la tubería corta (ST) y 65% en la tubería larga (LT) y viceversa, respectivamente.
Pozo Inyector / Trayectoria A-INY
Presión de Yacimiento 4700 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3300 BEWPD
Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 4½"x4½".
Distribucion de flujo - ST x LT 35% - 65%
250
Tasa de Flujo (BEWPD)
200
150
Agua líquida
Vapor Seco
100
50
97
0
99
0
10
10
10
30
10
50
10
70
10
90
11
10
11
30
11
50
11
70
11
90
12
10
12
30
12
50
12
70
12
90
93
0
95
0
91
0
83
0
85
0
87
0
89
0
81
0
0
Sección Horizontal (m )
Figura 5.10 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x4½" con
una distribución de flujo ST x LT 35% - 65%. Trayectoria A-INY.
Pozo Inyector / Trayectoria A-INY
Presión de Yacimie nto 4700 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3300 BEWPD
Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 4½"x4½".
Distribucion de flujo - ST x LT 65% - 35%
250
Tasa de Flujo (BEWPD)
200
150
Agua
Vapor s eco
100
50
93
0
95
0
97
0
99
0
10
10
10
30
10
50
10
70
10
90
11
10
11
30
11
50
11
70
11
90
12
10
12
30
12
50
12
70
12
90
85
0
87
0
89
0
91
0
81
0
83
0
0
Sección Horizontal (m)
Figura 5.11 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x4½" con
una distribución de flujo ST x LT 65% - 35%. Trayectoria A-INY.
65
5.1.2 Caso 2. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para la
trayectoria B-INY
Al igual que el caso anterior, inicialmente se descartaron los casos que tenían un
diferencial de presión mayor que 50 KPa, ya que esto representará una gran diferencia en
la distribución del vapor inyectado a lo largo de la sección horizontal del yacimiento. La
Figura 5.12 muestra las pérdidas de presión a lo largo de la sección horizontal, las cuales
resultan en la mayoría de los casos mayores que 50 KPa, debido a la mayor longitud de la
sección horizontal en la trayectoria B-INY (1000 m).
Pozo Inyector / Trayectoria B-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 5500 BEWPD
Presión a lo largo del Revestidor Ranurado (8⅝")
3900
3890
3880
Presión (Kpa)
3870
DP-4½" x 4½"
3860
DP-4½" x 5"
3850
DP-5" x 4½"
DC-7" x 4½"
3840
DC-8⅝" x 5"
3830
DC-8⅝" x 5½"
3820
3810
3800
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
Sección Horizontal (m)
Figura 5.12 Perfil de presión de vapor a lo largo del revestidor ranurado para la trayectoria B-INY (400m
TVD; 1000m HZ).
Las configuraciones DP- 4½"x 4½", DP- 5"x 4½" y DC- 7"x 4½" resultaron ser de
nuevo las mejores configuraciones. Sin embargo, al observar en la Figura 5.13 la variación
en la calidad del vapor dentro del revestidor ranurado, se elimina la opción DC- 7"x 4½"
debido a la diferencia de la calidad entre los flujos que van por la tubería corta y por la
tubería larga.
66
Pozo Inyector / Trayectoria B-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 5500 BEWPD
Calidad del vapor a lo largo del Revestidor Ranurado (8⅝")
100
99
98
97
Calidad del Vapor (%)
96
95
DP-4½" x 4½"
94
DP-4½" x 5"
93
DP-5" x 4½"
92
DC-7" x 4½"
91
DC-8⅝" x 5"
90
DC-8⅝" x 5½"
89
88
87
86
85
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
Sección Horizontal (m)
Figura 5.13 Variación de la calidad del vapor dentro del revestidor ranurado para la trayectoria B-INY (400m
TVD; 1000m HZ).
Para estos dos casos preseleccionados, DP- 4½"x 4½" y DP- 5"x 4½", se muestran
a continuación los perfiles de presión a lo largo de todo el pozo con el objetivo de verificar
que la presión de inyección de vapor en cabezal esta por debajo de la presión máxima
permisible (5200 KPa). Los resultados que se presentan en la Figura 5.14 y Figura 5.15
muestran que para la tubería larga (LT) se requieren valores de presión de inyección
superiores a la presión permisible. Esto traerá como consecuencia la imposibilidad de
inyectar el 50 % del flujo total (5500 BEWPD) por la tubería larga, por lo que para poder
determinar el caso óptimo será necesario determinar la diferencia existente entre la
verdadera tasa de vapor inyectada por la tubería larga en la simulación y el 50 % del flujo
de inyección determinado para este caso (2750 BEWPD).
Para ambas configuraciones, se obtuvo aproximadamente una tasa de inyección de
vapor de 2500 BEWPD por la tubería larga (LT). Es decir, la diferencia existente entre la
tasa total de flujo estimada para la tubería larga y la tasa de inyección determinada en los
resultados fue de 250 BEWPD aproximadamente para las configuraciones DP- 4½"x 4½" y
DP- 5"x 4½".
67
Pozo Inyector / Trayectoria B-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 5500 BEWPD
Revestidor I x Revestidor R (11¾" x 8⅝") - STxLT 4½"x4½"
5200
5100
5000
4900
4800
Presión (Kpa)
4700
4600
4500
ST 4½"
4400
LT 4½"
4300
Revestidor R 8⅝"
4200
4100
4000
3900
3800
3700
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700
Profundidad Medida (m)
Figura 5.14 Perfil de presión para la configuración DP- 4½" x 4½". Trayectoria B-INY.
Pozo Inyector / Trayectoria B-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 5500 BEWPD
Revestidor I x Revestidor R (11¾" x 8⅝") - STxLT 5"x 4½"
5200
5100
5000
4900
4800
Presión (Kpa)
4700
4600
4500
ST 5"
4400
LT 4½"
4300
Revestidor R 8⅝"
4200
4100
4000
3900
3800
3700
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700
Profundidad Medida (m)
Figura 5.15 Perfil de presión para la configuración DP- 5" x 4½". Trayectoria B-INY.
Adicionalmente en la Figura 5.16 y Figura 5.17 se presenta la variación en las tasas
de vapor y agua inyectados al yacimiento para ambas configuraciones DP- 4½"x 4½" y
DP- 5"x 4½". Los perfiles de inyección de vapor al yacimiento resultaron muy similares
para ambas configuraciones producto de que las presiones del fluido dentro del revestidor
eran prácticamente iguales para los dos casos.
68
450
Pozo Inyector / Trayectoria B-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 5500 BEWPD
Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 4½"x4½"
400
Tasa de flujo (BEWPD)
350
300
250
Agua Líquida
200
Vapor seco
150
100
50
71
0
75
0
79
0
83
0
87
0
91
0
95
0
99
0
10
30
10
70
11
10
11
50
11
90
12
30
12
70
13
10
13
50
13
90
14
30
14
70
15
10
15
50
15
90
16
30
16
70
0
Sección Horizontal (m)
Figura 5.16 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x 4½".
Trayectoria B-INY.
450
Pozo Inyector / Trayectoria B-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 5500 BEWPD
Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 5"x4½"
400
Tasa de flujo (BEWPD)
350
300
250
Agua líquida
200
Vapor seco
150
100
50
71
0
75
0
79
0
83
0
87
0
91
0
95
0
99
0
10
30
10
70
11
10
11
50
11
90
12
30
12
70
13
10
13
50
13
90
14
30
14
70
15
10
15
50
15
90
16
30
16
70
0
Sección Horizontal (m)
Figura 5.17 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 5"x 4½".
Trayectoria B-INY.
A continuación se muestran en la Figura 5.18, Figura 5.19 y Figura 5.20 los
resultados obtenidos con la tasa “normal” de vapor de 3000 BEWPD para la configuración
DP- 4½"x4½" y 50% de inyección de vapor en cada tubería. Esta configuración resultó
como mejor opción de completación para el la trayectoria B-INY.
69
Pozo Inyector / Trayectoria B-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3000 BEWPD
Presión a lo largo del Revestidor Ranurado (8⅝")
3850
3845
3840
Presión (Kpa)
3835
3830
3825
DP-4½" x 4½"
3820
3815
3810
3805
3800
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
Sección Horizontal (m)
Figura 5.18 Perfil de presión en el revestidor ranurado para la configuración DP- 4½"x 4½" utilizando tasa
de flujo en condición de operación “normal”. Trayectoria B-INY.
Pozo Inyector / Trayectoria B-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3000 BEWPD
Calidad del vapor a lo largo del Revestidor Ranurado (8⅝")
100
Calidad del Vapor (%)
95
90
85
DP-4½" x 4½"
80
75
70
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
Sección Horizontal (m)
Figura 5.19 Variación de la calidad el vapor en el revestidor ranurado para la configuración DP- 4½"x 4½"
utilizando la tasa de vapor en condición de operación “normal”. Trayectoria B-INY.
70
450
Pozo Inyector / Trayectoria B-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3000 BEWPD
Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 4½"x4½"
400
Tasa de flujo (BEWPD)
350
300
250
Agua líquida
200
Vapor seco
150
100
50
71
0
75
0
79
0
83
0
87
0
91
0
95
0
99
0
10
30
10
70
11
10
11
50
11
90
12
30
12
70
13
10
13
50
13
90
14
30
14
70
15
10
15
50
15
90
16
30
16
70
0
Sección Horizontal (m)
Figura 5.20 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x 4½"
utilizando tasa de flujo normal. Trayectoria B-INY.
A continuación se presentan los resultados al variar las tasas de vapor inyectado por
la tubería corta y por la tubería larga con la tasa máxima de vapor, para la trayectoria BINY.
Pozo Inyector / Trayectoria B-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 5500 BEWPD
Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 4½"x4½"
Distribucion de flujo - ST x LT 35% - 65%
500
450
Tasa de Flujo (BEWPD)
400
350
300
Agua líquida
250
Vapor seco
200
150
100
50
71
0
75
0
79
0
83
0
87
0
91
0
95
0
99
0
10
30
10
70
11
10
11
50
11
90
12
30
12
70
13
10
13
50
13
90
14
30
14
70
15
10
15
50
15
90
16
30
16
70
0
Sección Horizontal (m)
Figura 5.21 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x4½" con
una distribución de flujo ST x LT 35% - 65%. Trayectoria B-INY.
71
Pozo Inyector / Trayectoria B-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 5500 BEWPD
Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 4½"x4½"
Distribucion de flujo - ST x LT 65% - 35%
500
450
Tasa de Flujo (BEWPD)
400
350
300
Agua líquida
250
Vapor seco
200
150
100
50
99
0
10
30
10
70
11
10
11
50
11
90
12
30
12
70
13
10
13
50
13
90
14
30
14
70
15
10
15
50
15
90
16
30
16
70
79
0
83
0
87
0
91
0
95
0
71
0
75
0
0
Sección Horizontal (m )
Figura 5.22 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x4½" con
una distribución de flujo ST x LT 65% - 35%. Trayectoria B-INY.
En la Figura 5.21 se observa que la inyección de vapor y agua en el yacimiento es
más uniforme para los pozos de trayectoria B-INY cuando se inyecta 35% del vapor en la
tubería corta y 65% del flujo de vapor en la tubería larga, respecto a las proporciones
mostradas en la Figura 5.16 y Figura 5.22.
5.1.3 Caso 3. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para la
trayectoria C-INY
Para este caso se estudió una configuración extra donde se redujo el diámetro de las
tuberías a una configuración DP- 4" x 4", considerando que en este caso la presión del
yacimiento es igual que en el Caso 2 pero los pozos tienen una sección horizontal menor y
se requiere inyectar menor flujo de vapor. Se encontró que la tasa de flujo máxima puede
ser inyectada en este caso utilizando tuberías de menor diámetro sin sobrepasar la presión
máxima permisible de inyección de vapor que se tiene en el cabezal del pozo (5200 KPa).
Esto representa una optimización particular para este caso.
En la Figura 5.23 se muestran los perfiles de presión dentro del revestidor ranurado
a lo largo de la sección horizontal para las siete configuraciones de tuberías estudiadas.
72
Pozo Inyector / Trayectoria C-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3667 BEWPD
Presión a lo largo del Revestidor Ranurado (8⅝")
3850
3845
3840
3835
Presión (Kpa)
DP-4½" x 4½"
3830
DP-4½" x 5"
DP-5" x 4½"
3825
DP-4" x 4"
3820
DC-7" x 4½"
DC-8⅝" x 5"
3815
DC-8⅝" x 5½"
3810
3805
3800
700
750
800
850
900
950
1000
1050
1100
1150
1200
Sección Horizontal (m)
Figura 5.23 Perfil de presión de vapor a lo largo del revestidor ranurado para la trayectoria C-INY (400m
TVD; 500m HZ).
Para la gráfica de la calidad del vapor (Figura 5.24) dentro del revestidor ranurado
se obtuvo una tendencia similar a la observada en los Casos 1 y 2 descritos anteriormente,
es decir, un perfil mucho más estable para las configuraciones dobles paralelas (DP) que en
las configuraciones de tuberías dobles concéntricas (DC).
Pozo Inyector / Trayectoria C-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3667 BEWPD
Calidad del vapor a lo largo del Revestidor Ranurado (8⅝")
100
Calidad del Vapor (%)
95
90
DP-4½" x 4½"
DP-4½" x 5"
DP-5" x 4½"
85
DP-4" x 4"
DC-7" x 4½"
80
DC-8⅝" x 5"
DC-8⅝" x 5½"
75
70
700
750
800
850
900
950
1000
1050
1100
1150
1200
Sección Horizontal (m)
Figura 5.24 Variación de la calidad del vapor dentro del revestidor ranurado para la trayectoria A-INY (500m
TVD; 500m HZ).
73
En consecuencia las dos opciones a estudiar en este caso fueron DP- 4½" x 4½" y
DP- 4" x 4". Las Figura 5.25 y Figura 5.26 presentan el perfil de presión de vapor a lo
largo de todo el pozo para estas configuraciones. En ambos casos las presiones de
inyección de vapor requeridas en el cabezal del pozo son menores que la máxima presión
de inyección permisible (5200 KPa).
Pozo Inyector / Trayectoria C-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3667 BEWPD
Revestidor I x Revestidor R (11¾" x 8⅝") - STxLT 4½"x4½"
5200
5100
5000
4900
4800
Presión (Kpa)
4700
4600
4500
ST 4½"
4400
LT 4½"
4300
Revestidor R 8⅝"
4200
4100
4000
3900
3800
3700
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
Profundidad Medida (m)
Figura 5.25 Perfil de presión para la configuración DP- 4½" x 4½". Trayectoria C-INY.
Pozo Inyector / Trayectoria C-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3667 BEWPD
Revestidor I x Revestidor R (11¾" x 8⅝") - STxLT 4"x4"
5200
5100
5000
4900
4800
Presión (Kpa)
4700
4600
4500
ST 4"
4400
LT 4"
4300
Revestidor R 8⅝"
4200
4100
4000
3900
3800
3700
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
Profundidad Medida (m)
Figura 5.26 Perfil de presión para la configuración DP- 4" x 4". Trayectoria C-INY.
74
Los perfiles de inyección de vapor y agua hacia el yacimiento para ambos casos se
muestran en la Figura 5.27 y Figura 5.28 para las configuraciones DP- 4 ½”x 4½” y DP 4”
x 4”, respectivamente.
250
Pozo Inyector / Trayectoria C-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3667 BEWPD
Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 4½"x4½"
Tasa de flujo (BEWPD)
200
150
Agua líquida
Vapor seco
100
50
71
0
73
0
75
0
77
0
79
0
81
0
83
0
85
0
87
0
89
0
91
0
93
0
95
0
97
0
99
0
10
10
10
30
10
50
10
70
10
90
11
10
11
30
11
50
11
70
11
90
0
Sección Horizontal (m)
Figura 5.27 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x 4½".
Trayectoria C-INY.
250
Pozo Inyector / Trayectoria C-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3667 BEWPD
Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 4"x4"
Tasa de flujo (BEWPD)
200
150
Agua líquida
Vapor seco
100
50
71
0
73
0
75
0
77
0
79
0
81
0
83
0
85
0
87
0
89
0
91
0
93
0
95
0
97
0
99
0
10
10
10
30
10
50
10
70
10
90
11
10
11
30
11
50
11
70
11
90
0
Sección Horizontal (m)
Figura 5.28 Variación en el vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4"x 4".
Trayectoria C-INY.
75
Para este caso, la configuración DP- 4" x 4" presentó un perfil de inyección de
vapor más uniforme que la configuración DP- 4½" x 4½", implicando así una mejor
distribución del vapor a lo largo de la sección horizontal del pozo y propiciando la
formación uniforme de la cámara de vapor.
Las Figura 5.29, Figura 5.30 y Figura 5.31, muestran los resultados obtenidos para
la configuración seleccionada DP- 4½" x 4½" cuando se inyecta la tasa de vapor
correspondiente a la condición de operación “normal”.
Pozo Inyector / Trayectoria C-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 2000 BEWPD
Presión a lo largo del Revestidor Ranurado (8⅝")
3850
3845
3840
Presión (Kpa)
3835
3830
3825
DP-4½" x 4½"
3820
3815
3810
3805
3800
700
750
800
850
900
950
1000
1050
1100
1150
1200
Sección Horizontal (m)
Figura 5.29 Perfil de presión en el revestidor ranurado para la configuración DP- 4½"x 4½" utilizando tasa de
flujo en condición de operación “normal”. Trayectoria C-INY.
76
Pozo Inyector / Trayectoria C-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 2000 BEWPD
Calidad del vapor a lo largo del Revestidor Ranurado (8⅝")
100
Calidad del vapor (%)
95
90
85
DP-4½" x 4½"
80
75
70
700
750
800
850
900
950
1000
1050
1100
1150
1200
Sección Horizontal (m)
Figura 5.30 Variación de la calidad el vapor en el revestidor ranurado para la configuración DP- 4½"x 4½"
utilizando la tasa de vapor en condición de operación “normal”. Trayectoria C-INY.
250
Pozo Inyector / Trayectoria C-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 2000 BEWPD
Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 4½"x4½"
Tasa de flujo (BEWPD)
200
150
Agua líquida
Vapor seco
100
50
71
0
73
0
75
0
77
0
79
0
81
0
83
0
85
0
87
0
89
0
91
0
93
0
95
0
97
0
99
0
10
10
10
30
10
50
10
70
10
90
11
10
11
30
11
50
11
70
11
90
0
Sección Horizontal (m)
Figura 5.31 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x 4½"
utilizando tasa de flujo normal. Trayectoria C-INY.
Adicionalmente, en la Figura 5.32 y Figura 5.33 se muestran los resultados
obtenidos cuando se varía el porcentaje de inyección de flujo en la configuración DP- 4½"
x 4½". Al comparar estas figuras con la Figura 5.27, se observa que el perfil más uniforme
77
de inyección de vapor al yacimiento se obtendría al inyectar 35% del flujo de vapor por la
tubería corta y 65% del flujo por la tubería larga.
300
Pozo Inyector / Trayectoria C-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3667 BEWPD
Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 4½"x4½"
Distribucion de flujo - ST x LT 35% - 65%
Tasa de Flujo (BEWPD)
250
200
Agua líquida
150
Vapor seco
100
50
83
0
85
0
87
0
89
0
91
0
93
0
95
0
97
0
99
0
10
10
10
30
10
50
10
70
10
90
11
10
11
30
11
50
11
70
11
90
73
0
75
0
77
0
79
0
81
0
71
0
0
Sección Horizontal (m )
Figura 5.32 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x4½" con
una distribución de flujo ST x LT 35% - 65%. Trayectoria C-INY.
300
Pozo Inyector / Trayectoria C-INY
Presión de Yacimiento 3800 Kpa - Tasa de vapor inyectada 3667 BEWPD
Perfil de Inyección. Revestidor R 8⅝" - STxLT 4½"x4½"
Distribucion de flujo - ST x LT 65% - 35%
Tasa de Flujo (BEWPD)
250
200
Agua líquida
150
Vapor seco
100
50
71
0
73
0
75
0
77
0
79
0
81
0
83
0
85
0
87
0
89
0
91
0
93
0
95
0
97
0
99
0
10
10
10
30
10
50
10
70
10
90
11
10
11
30
11
50
11
70
11
90
0
Sección Horizontal (m )
Figura 5.33 Variación del vapor y agua inyectados al yacimiento para la configuración DP- 4½"x4½" con
una distribución de flujo ST x LT 65% - 35%. Trayectoria C-INY.
78
5.2 POZOS PRODUCTORES
Al igual que los pozos inyectores, el principal objetivo del diseño de una sarta de
completación para los pozos productores es lograr la producción de una tasa de flujo
determinada de la manera más uniforme posible a lo largo de la sección horizontal para
evitar que el vapor de la cámara suprayacente, entre al pozo productor. Para los pozos
productores el criterio principal para la selección de la configuración óptima es que el pozo
tenga capacidad de producir la tasa de flujo esperada con una presión de cabezal mayor o
igual que 1400 KPa (Presión de cabezal mínima).
Una vez encontrados los casos que tengan una presión de cabezal mayor que la
presión mínima permisible, se estudian otras variables tales como la tasa de gas de
levantamiento requerida, el perfil de presión y el índice de productividad del pozo a lo
largo de la sección horizontal.
Adicionalmente, se requiere verificar que la presión en las tuberías de producción
sean lo más similares posible a nivel del cabezal cuando se produce un 50% de la tasa
esperada de flujo por cada tubería.
Las simulaciones se realizan considerando que la tasa total de gas de levantamiento
es inyectada en partes iguales en cada una de las dos tuberías de producción.
5.2.1 Caso 1. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor para la
trayectoria A-PROD
En el Caso 1, se presentaron las condiciones más favorables para la producción de
crudo entre los tres casos estudiados. La trayectoria A-PROD era la que tenía mayor
profundidad tenia (aproximadamente 500 m) y en consecuencia, la presión de yacimiento
era 3700 Kpa
La Figura 5.34 presenta la presión en cabezal para las dos configuraciones de
completación con tuberías Dobles Paralelas (DP- 4"x3½" y DP-3½"x3½") estudiadas para
este caso. Cada barra presenta por separado la presión de cabezal tanto para la tubería corta
79
(ST) como para la tubería larga (LT). Esta gráfica permite comparar la presión de cabezal
obtenida para cada configuración y su variación al incrementar la tasa del gas de
levantamiento artificial.
Pozo Productor / Trayectoria A-PROD
Presión de Yacimiento 3700 Kpa - Tasa total de flujo producido 4400 Bbl/d
Presión de cabezal variando la tasa de gas inyectado
2400
2200
Presión de Cabezal (Kpa)
2000
1800
1600
1400
Tasa de gas inyectado 14000 m^3/d
1200
Tasa de gas inyectado 10000 m^3/d
1000
Tasa de gas inyectado 5000 m^3/d
Tasa de gas inyectado 1000 m^3/d
800
600
400
200
0
ST/ 4"x3½"
LT/ 4"x3½"
ST/ 3½"x3½"
LT/ 3½"x3½"
Tipo de completacion
Figura 5.34 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de gas. Trayectoria APROD.
Se puede apreciar en la Figura 5.34 que se obtienen presiones de cabezal mayores
con una tubería corta de 4” que con una tubería corta de 3½". Al comparar estos resultados
se puede decir que la utilización de tuberías de 4” estaría sobredimensionado para este
caso. Es por esto que el arreglo de revestidores 11¾" x 8⅝", no se estudio para este caso ya
que las presiones de cabezal serian demasiado elevadas con respecto a la mínima presión
permisible de cabezal (1400 KPa).
Los resultados mostrados en la Figura 5.34 se obtuvieron para tuberías de 1” de
diámetro para el gas de levantamiento artificial. Estas tuberías son concéntricas a las
tuberías de producción, tal como se ilustró en la Figura 5.41. En la Figura 5.35 se presenta
el efecto sobre la presión de cabezal al incrementar a 1¼” el diámetro de esta tubería
concéntrica dentro de la tubería de producción corta.
80
Pozo Productor / Trayectoria A-PROD
Presión de Yacimiento 3700 Kpa - Tasa total de flujo producido 4400 Bbl/d
Presión de cabezal variando la tasa de gas inyectado
Presión de Cabezal (Kpa)
Tasa de gas inyectado 14000 m^3/d
2400
Tasa de gas inyectado 10000 m^3/d
2200
Tasa de gas inyectado 5000 m^3/d
2000
Tasa de gas inyectado 1000 m^3/d
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
ST/ 4"x3½"
CT 1¼"
LT/ 4"x3½"
CT 1"
ST/ 3½"x3½"
CT 1¼"
LT/ 3½"x3½"
CT 1"
ST/ 3½"x3½"
CT 1"
LT/ 3½"x3½"
CT 1"
Tipo de Completación
Figura 5.35 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de gas. Trayectoria APROD. Impacto de la tubería concéntrica de 1¼”.
Podemos observar en la Figura 5.35 que al incrementar el diámetro de la tubería de
inyección de gas disminuye la presión de cabezal. El mayor efecto se observa para la
tubería corta de la sarta 3½" x 3½" con tuberías de gas de 1¼” x 1” (tercera barra en la
grafica de izquierda a derecha). En esta condición el pozo no es capaz de producir cuando
se incrementa la tasa de gas a 14000 m3/d.
La sarta de completación que arroja los mejores resultados para la trayectoria APROD, es la completación con revestidores 9⅝" x 7", tubería corta y tubería larga de 3½" x
3½" y unas tuberías concéntricas de inyección de gas para el levantamiento artificial de
1¼” x 1”. Para esta configuración se muestra el perfil de producción en la Figura 5.36 a lo
largo de la sección horizontal, utilizando 5000 m3/d como tasa de gas inyectado.
81
Pozo Productor / Trayectoria A-PROD
Presión de Yacimiento 3700 Kpa - Tasa total de flujo producido 4400 Bbl/d
Completación - Revestidor R 7". STxLT 3½"x3½". CT 1¼”x1”.
Perfil de Producción
140
Tasa de Flujo (Bbl/d)
120
100
80
Agua
Petróleo
60
40
20
84
0
86
0
88
0
90
0
92
0
94
0
96
0
98
0
10
00
10
20
10
40
10
60
10
80
11
00
11
20
11
40
11
60
11
80
12
00
12
20
12
40
12
60
12
80
13
00
13
20
0
Sección Horizontal (m)
Figura 5.36 Perfil de producción para la configuración DP- 3½" x 3½". CT 1¼” x 1”. Tasa de gas inyectado
5000 m3/d. Trayectoria A-PROD.
En la Figura 5.36 se observa que la cantidad de flujo que entra al revestidor
ranurado proveniente del yacimiento (tanto petróleo como agua) es uniforme en la zona
central de la sección horizontal con incrementos hacia los extremos.
5.2.2 Caso 2. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor para la
trayectoria B-PROD
En las configuraciones estudiadas para el segundo caso, se contemplaron
revestidores de 7" y 8⅝" para la sección horizontal del pozo, tal como se indica en la matriz
de simulaciones en el Anexo 1. Cabe destacar que en este caso se tiene la menor presión de
yacimiento y se estima la mayor tasa de flujo a producir de los tres casos a estudiar.
Los resultados obtenidos se presentan en la Figura 5.37 de igual manera que el
Caso 1. Inicialmente se compararon todas las configuraciones dobles paralelas previstas y
usando tubería de 1” de diámetro para la inyección del gas de levantamiento.
82
Pozo Productor / Trayectoria B-PROD
Presión de Yacimiento 2900 Kpa - Tasa total de flujo producido 7700 Bbl/d
Presión de cabezal variando la tasa de gas inyectado
Presión de Cabezal (Kpa)
2000
Tasa de gas inyectado 14000 m^3/d
1800
Tasa de gas inyectado 10000 m^3/d
1600
Tasa de gas inyectado 5000 m^3/d
Tasa de gas inyectado 1000 m^3/d
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
ST/ 4½"x4½"
LT/ 4½"x4½"
ST/ 4"x4"
LT/ 4"x4"
Tipo de Completación
Figura 5.37 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de gas. Trayectoria BPROD.
Los resultados de las simulaciones realizadas para la trayectoria B-PROD usando la
configuración con revestidores 9⅝" x 7", con tubería corta y tubería larga de 3½" x 3½",
no se presentan en la figura anterior debido a que para esa configuración el pozo no fue
capaz de producir la tasa total de flujo de 7700 Bbl/d. Para una completación con
revestidores 11¾" x 8⅝" con tubería corta y tubería larga de 4" x 4" los resultados
mostraron que el pozo si podía producir pero la presión necesaria de cabezal obtenida fue
menor que la presión mínima por lo que ambos casos quedaron descartados.
La opción de completación seleccionada para este caso fue la completación con
revestidores 11¾" x 8⅝", tubería corta y tubería larga de 4½" x 4½", la cual satisface con
los requerimientos mínimos de presión de cabezal cuando son inyectados 5000 m3/d de gas
para el levantamiento artificial.
Para esta configuración se evaluó el impacto del incremento de la tubería de gas
que se encuentra dentro de la tubería corta de 1” a 1¼”, mostrándose los resultados en la
Figura 5.38.
83
Pozo Productor / Trayectoria B-PROD
Presión de Yacimiento 2900 Kpa - Tasa total de flujo producido 7700 Bbl/d
Presión de cabezal variando la tasa de gas inyectado
2000
1800
Presión de Cabezal (Kpa)
1600
1400
Tasa de gas inyectado 14000 m^3/d
1200
Tasa de gas inyectado 10000 m^3/d
1000
Tasa de gas inyectado 5000 m^3/d
800
Tasa de gas inyectado 1000 m^3/d
600
400
200
0
ST/ 4½"x4½"
CT 1¼"
LT/ 4½"x4½"
CT 1"
ST/ 4½"x4½"
CT 1"
LT/ 4½"x4½"
CT 1"
Tipo de Completación
Figura 5.38 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de gas. Trayectoria BPROD. Impacto de la tubería concéntrica de 1¼”.
En la Figura 5.38 se aprecia que el efecto del incremento de la tubería concéntrica
para el gas de 1” a 1¼” es muy poco y para este caso representa cierta mejora porque las
presiones de cabezal son más similares entre si, para la configuración que tiene la tuberías
concéntricas de inyección para el levantamiento artificial de tamaños CT – 1¼” x 1”
(primera y segunda barra de izquierda a derecha).
Para la sarta de completación óptima se presenta en la Figura 5.39, el perfil de
producción a lo largo de todo el revestidor ranurado con el objetivo de verificar que la
caída de presión dentro de este revestidor sea la menor posible y no produzca una
diferencia de producción muy elevada en toda la sección horizontal de la completación. Al
igual que el Caso 1 la tasa de gas para el levantamiento artificial utilizada en esta
simulación fue de 5000 m3/d.
84
Pozo Productor / Trayectoria B-PROD
Presión de Yacimiento 2900 Kpa - Tasa total de flujo producido 7700 Bbl/d
Completación - Revestidor R 8⅝",. STxLT 4½"x4½". CT 1¼”x1”.
Perfil de Producción
160
Tasa de Flujo (Bbl/d)
140
120
100
Agua
80
Petróleo
60
40
20
71
0
75
0
79
0
83
0
87
0
91
0
95
0
99
0
10
30
10
70
11
10
11
50
11
90
12
30
12
70
13
10
13
50
13
90
14
30
14
70
15
10
15
50
15
90
16
30
16
70
0
Sección Horizontal (m)
Figura 5.39 Perfil de producción para la configuración DP- 4½" x 4½". CT 1¼” x 1”. Tasa de gas inyectado
5000 m3/d. Trayectoria B-PROD.
Este perfil de producción muestra que alrededor de los últimos 800 metros (desde
900 m hasta 1700 m) el perfil de producción es bastante uniforme, mientras que para los
primeros 200 m, se presenta un incremento de la producción por este sector del revestidor.
Este perfil motivo a la revisión del perfil de presión a lo largo de la sección horizontal para
verificar que este no fuese mayor a 50 KPa.
Mediante la Figura 5.40 se observó que la caída de presión dentro de la sección
horizontal de la completación para este caso, se encontraba dentro de los límites ya que la
diferencia de presión estaba alrededor de 20 KPa.
85
Pozo Productor / Trayectoria B-PROD
Presión de Yacimiento 2900 Kpa - Tasa total de flujo producido 7700 Bbl/d
Completación - Revestidor R 8⅝",. STxLT 4½"x4½". CT 1¼”x1”.
Presión a lo largo del Revestidor ranurado
2900
2895
2890
Presión (Kpa)
2885
2880
2875
2870
2865
2860
2855
2850
700
900
1100
1300
1500
1700
Sección Horizontal (m)
Figura 5.40 Presión dentro del revestidor ranurado para la configuración DP- 4½" x 4½". CT 1¼” x 1”. Tasa
de gas inyectado 5000 m3/d. Trayectoria A-PROD.
5.2.3 Caso 3. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor para la
trayectoria C-PROD
Este caso presentaba las mismas condiciones de yacimiento que el Caso 2, pero la
tasa de flujo de producción estimada es menor. Por esta razón, se consideraron las mismas
opciones de completación que para el segundo caso, tal como se indica en la matriz de
simulaciones en el Anexo 1.
Inicialmente se estudiaron las tres configuraciones con el mismo diámetro de
tuberías para la inyección de gas (CT 1”), comparando las presiones de cabezal en la
Figura 5.41 para verificar cuales configuraciones cumplen con la presión mínima de
producción.
86
Pozo Productor / Trayectoria C-PROD
Presión de Yacimiento 2900 Kpa - Tasa total de flujo producido 5133 Bbl/d
Presión de cabezal variando la tasa de gas inyectado
2000
1800
Presión de cabezal (Kpa)
1600
1400
Tasa de gas inyectado 14000 m^3/d
1200
Tasa de gas inyectado 10000 m^3/d
1000
Tasa de gas inyectado 5000 m^3/d
800
Tasa de gas inyectado 1000 m^3/d
600
400
200
0
ST/ 4½"x4½" LT/ 4½"x4½"
ST/ 4"x4"
LT/ 4"x4"
ST/ 3½"x3½" LT/ 3½"x3½"
Tipo de Completación
Figura 5.41 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de gas. Trayectoria CPROD.
En este caso solo la completación con tuberías de tamaño DP- 4½" x 4½" satisface
la mínima presión de producción para todas las tasas de gas, mientras que el arreglo de
revestidores pequeños con tuberías de 3½" no cumple con este requerimiento.
Para este caso se selecciona la completación con revestidores 11¾" x 8⅝", con
tubería corta y tubería larga de 4½" x 4½", porque con una inyección de gas un poco
superior a los 1000 m3/d, la presión de cabezal ya era superior a los 1400 KPa.
Para esta configuración se estudió el efecto de incrementar el diámetro de la tubería
de inyección de gas de levantamiento, de la misma manera que para los Casos 1 y 2. Los
resultados se muestran a continuación en la Figura 5.42
87
Pozo Productor / Trayectoria C-PROD
Presión de Yacimiento 2900 Kpa - Tasa total de flujo producido 5133 Bbl/d
Presión de cabezal variando la tasa de gas inyectado
2000
Presión de cabezal (Kpa)
1800
1600
1400
Tasa de gas inyectado 14000 m^3/d
1200
Tasa de gas inyectado 10000 m^3/d
1000
Tasa de gas inyectado 5000 m^3/d
800
Tasa de gas inyectado 1000 m^3/d
600
400
200
0
ST/ 4½"x4½"
CT 1¼"
LT/ 4½"x4½"
CT 1"
ST/ 4½"x4½"
CT 1"
LT/ 4½"x4½"
CT 1"
Tipo de Completación
Figura 5.42 Presión de cabezal para cada tubería de una configuración variando la tasa de gas. Trayectoria CPROD. Impacto de la tubería concéntrica de 1¼”.
Al igual que el caso anterior el efecto del incremento de la tubería para la inyección
de gas a 1¼” es poco apreciable cuando esta tubería se encuentra dentro de una tubería de
4½”.
A continuación se presenta la Figura 5.43, que muestra el perfil de producción para
la configuración seleccionada como óptima para este caso. Esta simulación fue realizada
para la configuración donde se incluye el tamaño de tubería para levantamiento artificial de
1¼” para la tubería corta, y en donde la inyección realizada de gas fue de 5000 m3/d.
88
Pozo Productor / Trayectoria C-PROD
Presión de Yacimiento 2900 Kpa - Tasa total de flujo producido 5133 Bbl/d
Completación - Revestidor R 8⅝",. STxLT 4½"x4½". CT 1¼”x1”.
Perfil de Producción
140
Tasa de Flujo (Bbl/d)
120
100
80
Agua
Petróleo
60
40
20
75
0
77
0
79
0
81
0
83
0
85
0
87
0
89
0
91
0
93
0
95
0
97
0
99
0
10
10
10
30
10
50
10
70
10
90
11
10
11
30
11
50
11
70
11
90
12
10
12
30
0
Sección Horizontal (m)
Figura 5.43 Perfil de producción para la configuración DP- 4½" x 4½". CT 1¼” x 1”. Tasa de gas inyectado
5000 m3/d. Trayectoria C-PROD.
En el perfil de producción se observa el aporte de crudo y agua desde yacimiento
hacia el interior del pozo, obteniéndose para este caso el más uniforme de todos los casos
que se presentaron.
5.3 ANALISIS DE RESULTADOS
5.3.1 Pozos inyectores
La presión del yacimiento tiene gran influencia al momento de diseñar la sarta de
completación de un pozo inyector. A mayor presión será necesario generar vapor a una
mayor temperatura. Por esta razón las simulaciones de los pozos inyectores fueron
realizadas con el mayor valor de presión estimado para cada caso. Adicionalmente, la
escogencia del caso óptimo se realizó con la máxima tasas de vapor, con el objetivo de
evaluar el comportamiento del pozo bajo las condiciones más adversas en cada caso.
Al comparar todos los resultados de los pozos inyectores, se observó que las
configuraciones con tubería doble paralela arrojaron perfiles de presión, de calidad de
89
vapor y de tasa de vapor inyectadas al yacimiento mucho más uniformes que los perfiles
obtenidos en las configuraciones con tubería doble concéntrica.
Los resultados observados en todas las gráficas que presentan la calidad del vapor
en la sección horizontal muestran una gran diferencia para los dos tipos de completación.
Esta falta de uniformidad presente para las configuraciones del tipo concéntrico es debido
a que el flujo de vapor que circula dentro del espacio anular de la completación presenta
una transferencia de energía hacia el fluido que se encuentra dentro de la tubería
concéntrica. Esto hace que la calidad de la tubería larga sea tan elevada (es casi igual a la
calidad inyectada en el cabezal del pozo), mientras que la calidad del fluido dentro del
espacio anular caiga más rápidamente producto de la transferencia de calor hacia la tubería
interna y hacia el espacio anular del revestidor interior, el cual está lleno con gas metano.
Este gas se usa para reducir la transferencia de calor desde las tuberías de inyección de
vapor hacia el yacimiento ya que se encuentra a una temperatura menor que la temperatura
del vapor.
El salto de los valores de calidad del vapor observado en las gráficas para las
configuraciones concéntricas dobles, se debe a la gran diferencia entre las tasas de vapor
que vienen por la tubería corta y por la tubería larga e ingresan al revestidor ranurado para
inyectarse hacia el yacimiento.
Los casos de completación doble concéntrica DC-8⅝"x5" y DC-8⅝"x5½",
presentaron los peores resultados para las tres trayectorias simuladas debido a diferentes
factores además de la diferencia en la calidad del vapor de las corrientes de flujo dentro del
ánulo y de la tubería concéntrica. Las tuberías concéntricas tenían los diámetros más
grandes de todas las configuraciones estudiadas. Esto generó altas pérdidas de presión
dentro del revestidor ranurado, superando en muchas simulaciones los 50 KPa, tal como se
observó en el Caso 2.
Este incremento en el diferencial de presión origina que los perfiles de inyección de
vapor hacia el yacimiento sean muy poco uniformes. Si se comparan las gráficas de
perfiles de presión y perfiles de inyección es posible verificar la relación existente entre
estas. Cuando la inyección de vapor se comienza a dar de una manera más intensa en un
90
determinado sector y no de igual manera a lo largo de la sección horizontal, la cámara de
vapor se desarrollará de manera irregular y esto traerá como consecuencia una gran
disminución en la efectividad del proceso SAGD.
Además de los factores presentados anteriormente, estos casos de completación
concéntrica resultaron sobredimensionados para las tasas de inyección de vapor que se
tenían. Las presiones de inyección en ambas configuraciones, tanto para el ánulo como
para la tubería interna de 5½", resultaron ser mucho menores que las presiones de
inyección requeridas en configuraciones de tubería doble paralela.
Sin embargo, la configuración DC-7"x4½", presentó resultados aceptables para
todas las variables estudiadas, teniendo la excepción de la distribución de la calidad del
vapor a lo largo de la sección horizontal. Por esta razón, esta configuración queda también
descartada como una opción de completación para los pozos inyectores.
Por el contrario, se observa que los perfiles de calidad del vapor en las
configuraciones dobles paralelas resultan muy uniformes dentro del revestidor ranurado.
Esto se debe a una menor pérdida de calor desde las tuberías de inyección de vapor hacia el
yacimiento, debido a la presencia del gas metano que se encuentra en el revestidor
intermedio del pozo y cuya función es precisamente servir de aislante térmico.
Al analizar los resultados obtenidos para todos los casos utilizando la completación
del tipo DP- 4½" x 5", se encontró que el diámetro de la tubería larga generaba también
mayores pérdidas de presión en la sección horizontal del pozo, trayendo como
consecuencia distribuciones de inyección de vapor poco uniformes, perdiendo validez para
los casos estudiados debido a que este parámetro es uno de los más influyentes en el
proceso estudiado.
Con respecto a las simulaciones realizadas usando las tasas de vapor en condiciones
de operación “normal”, se observó la misma tendencia para todos los casos. La pérdida de
presión dentro de la sección horizontal resultó menor en comparación con los casos donde
se inyectaba la cantidad máxima de flujo, trayendo como consecuencia que los perfiles de
inyección fuesen más uniformes. Además, también se observó que la calidad dentro de la
91
sección horizontal era un poco menor para este caso que para el caso de tasa máxima
inyección.
Al comparar los perfiles de inyección obtenidos cuando se realizaron las
simulaciones para evaluar el efecto de la variación de los porcentajes de inyección de
vapor por cada tubería, se obtuvo un resultado similar para todos los casos. Esta
sensibilidad fue realizada por la incertidumbre existente acerca del comportamiento del
sistema cuando fuese necesario variar el porcentaje de inyección de vapor por las tuberías.
Dicha variación es realizada para afectar el desarrollo de la cámara si es necesario, es
decir, si mediante el monitoreo del pozo se determina que la cámara de vapor tiene un
mayor crecimiento en un sector cercano al inicio del revestidor ranurado que al final de la
sección horizontal del pozo, es necesario disminuir la tasa de inyección de vapor por la
tubería corta e incrementarla por la tubería larga para uniformizar el desarrollo de la
cámara de vapor.
Las simulaciones donde la distribución de flujo era 35% por la tubería corta y 65 %
por la tubería larga, presentaron un perfil de inyección de vapor muy similar a las
realizadas con una distribución de 50% por cada tubería, aunque se notó una mayor
uniformidad para el primer caso mencionado. Mientras que para una distribución de flujo
65% - 35%, el perfil de inyección mostraba que la mayoría del flujo era inyectado para los
primeros metros de la sección horizontal. Por todo lo anterior, la opción que arrojó los
mejores resultados fue la distribución de flujo ST x LT 35% - 65%.
5.3.1.1 Caso 1. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para la
trayectoria A-INY
Para este caso, todas las configuraciones evaluadas presentaron una caída de
presión dentro del revestidor ranurado menor que 25 KPa, la mitad del límite de diseño que
se tiene para los pozos SAGD. Por lo tanto, en este caso un pozo inyector con revestidor de
8⅝" puede completarse con una tubería larga de diámetro grande y tener pérdidas de
presión menores que 50 KPa. Esto se debe principalmente a que la longitud de la sección
horizontal para este tipo de pozos es de 500 m y la tasa de flujo de inyección es la más baja
de los tres casos estudiados.
92
La opción seleccionada para este caso fue la completación con dos tuberías
paralelas DP- 4½" x 4½". El perfil de presión ilustrado para esta opción y para la opción
DP- 5" x 4½", y la distribución de la inyección de vapor a lo largo de la sección horizontal
para ambos casos, fueron muy similares. En consecuencia la configuración DP- 4½" x 4½"
es la óptima por tener un diámetro más pequeño para la tubería corta.
También se observa que al usar tubería de 5” en la completación de estos pozos, la
presión de cabezal en estas tuberías es bastante baja en comparación con la tubería 4½".
Esta sería una ventaja ya que resulta menos costoso generar vapor a una presión menor.
5.3.1.2 Caso 2. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para la
trayectoria B-INY
En este caso se encontraron las condiciones más adversas, debido a que la tasa de
inyección requerida es la mayor de los tres casos y además tiene sección horizontal de
mayor longitud (1000 m).
En los resultados obtenidos se aprecia que utilizar tuberías con diámetro mayor que
4½" se generan pérdidas de presión mayores que 50 KPa. Por lo tanto, el uso de tuberías
con diámetro mayor que 4½” traería un impacto negativo en este caso.
Los perfiles de inyección de las opciones estudiadas para este caso (DP-4½"x4½" y
DP-5"x4½") presentan menos uniformidad que la observada en los otros casos aunque
eran muy similares entre sí. Principalmente debido a las pérdidas de presión en la sección
horizontal del pozo por la longitud del revestidor ranurado.
En las graficas que muestran los perfiles de presión para todas las tuberías, se
observa como la tubería larga de 4½” no es capaz de manejar la mitad del flujo total de
vapor estimado en este caso, porque la presión de la línea llega a la máxima presión de
inyección de 5200 KPa. Esto debido a que la inyección de vapor estimada para este caso
era la mayor de los tres casos estudiados.
93
La opción seleccionada como sarta de completación para el Caso 2 es la
configuración con dos tuberías paralelas DP-4½"x4½". Esta elección se debe
principalmente a que la tasa de vapor que no era inyectada hacia el yacimiento producto de
las limitaciones de presión en cabezal (250 BEWPD) era menor al 5% del total de la tasa
máxima de vapor estimada para este caso (5500 BEWPD), es decir, la tasa de vapor
inyectado era aproximadamente 95% de la tasa de vapor estimada para este caso. Además,
la tubería corta para la configuración seleccionada tenía un diámetro menor que la
configuración DP-5"x4½".
5.3.1.3 Caso 3. Optimización de la sarta de completación de un pozo inyector para la
trayectoria C-INY
Las condiciones de yacimiento utilizadas para los pozos de trayectoria C-INY,
motivaron al estudio de una configuración extra. La presión de yacimiento fue 3800 KPa,
similar al Caso 2, pero la tasa de inyección de vapor era menor, originando que las
presiones de cabezal fuesen también menores. Al observar los resultados se decidió
estudiar la configuración DP-4"x4".
Para la opción de completación DP-4"x4", la pérdida de presión dentro de la
sección horizontal del pozo fue la menor porque la tubería dentro del revestidor era la de
menor tamaño. Esto a su vez, produjo el perfil de inyección más uniforme de todas las
configuraciones estudiadas.
Desde el punto de vista de optimización hidráulica, la mejor opción era la
configuración DP-4"x4" porque presentaba los mejores resultados, pero como los
resultados de la configuración DP-4½"x4½" eran también bastante buenos, la opción
seleccionada fue esta configuración. Esta decisión fue tomada debido a que de esta forma,
todas las opciones de completación para las sartas de los pozos inyectores tendrían tuberías
del mimo diámetro. Esto representa una ventaja desde el punto de vista económico y
manejo de inventarios del Proyecto EOR.
94
5.3.2 Pozos productores
En contraparte a los pozos inyectores, para estas simulaciones se tomó el mínimo
valor de presiones de yacimiento para el diseño de las sartas de completación con el
objetivo de simular las condiciones más adversas. Además de esto, las simulaciones se
realizaron solo para las tasas máximas de producción estimadas.
La presión a la cual operará el presión del separador en las instalaciones de
superficie es de 1100 KPa, por ende, se estimaron 300 KPa de perdidas entre el cabezal del
pozo y el separador multifásico, para determinar la mínima presión de cabezal a la que se
podía llegar para poder producir la totalidad de flujo en cada uno de los casos. La presión
mínima de producción se estimó en 1400 KPa. Este valor fue utilizado como el criterio
inicial para la escogencia de las configuraciones de sartas de producción óptimas.
En la selección de la configuración óptima para cada caso, la presión de cabezal
debía ser superior a 1400 KPa. Operar los pozos con una presión considerablemente
superior a la presión mínima permisible de cabezal tiene un impacto beneficioso, esto
debido a que si en el futuro la presión del cabezal disminuye, el flujo antes del separador se
estrangularía en menor proporción y todavía se podría seguir produciendo crudo utilizando
inyección de gas como método de levantamiento artificial. Pero a su vez este tipo de
operación tiene una desventaja, si la caída de presión producida en el fluido al
estrangularlo en la válvula de choque antes del separador para poder operar a 1100 KPa es
elevada, se generará un incremento considerable de la calidad del vapor en el fluido
producido. Este incremento tiene como consecuencia que el volumen de la fase gaseosa
(gas y vapor de agua) en la mezcla aumente de una manera apreciable causando que tanque
del separador multifásico no tenga el volumen adecuado para manejar la cantidad de gas y
líquido que se generará quedando subdimensionado y afectando el proceso de producción
de crudo. Es por eso que debe existir un balance en la presión de cabezal para la
producción de crudo, esta debe ser superior a la mínima permisible, pero un valor muy
superior de la presión traería un impacto negativo en el sistema.
Inicialmente los estudios se realizaron utilizando una completación con
levantamiento artificial, en donde las tuberías concéntricas (CT) de inyección de gas eran
de 1”. Pero a partir de una revisión de los estudios realizados, se tuvo que considerar el
95
efecto de del incremento de ¼” de la tubería concéntrica para el levantamiento artificial,
porque se determinó que dentro de esta tubería se colocaría un instrumento para el
monitoreo de la presión a lo largo de toda la completación del pozo.
Al observar los resultados obtenidos para cada caso, se pudo verificar que la
presión máxima de inyección de gas (7000 KPa) no era una limitante para las tasas de gas
que se manejaban. Una vez estudiados todos los resultados, se determinó que la tasa de gas
de inyección para el levantamiento artificial con mejores resultados fueron 5000 m3/d,
principalmente porque para la mayoría de los casos se observó que los beneficios en la
presión de cabezal cuando eran inyectados 10000 m3/d eran generalmente menores que
cuando se inyectaban 5000 m3/d, y en algunos casos, inyectar por encima de esta tasa de
gas ocasiona un efecto negativo para el proceso, debido a que se produce mucho más gas
que crudo y cae la producción de crudo teniéndose que disminuir la presión de cabezal
para poder desplazar a cabezal la totalidad del fluido. Las presiones de inyección de gas
encontradas para todos los casos estuvieron alrededor de 3500 KPa a 4000 KPa.
5.3.2.1 Caso 1. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor para la
trayectoria A-PROD
Las opciones estudiadas para los pozos productores de trayectoria A-PROD, fueron
las configuraciones DP-4"x3½" y DP-3½"x3½" dentro de un arreglo de revestidores 9⅝"
x 7".
Inicialmente se pudo verificar que para este caso, el incremento de la tubería corta
de 3½” a 4” generaba una gran diferencia de presión de cabezal, cuando las tasas de flujo
producidas se distribuían de igual manera por cada tubería. Este impacto era negativo para
la operación del pozo, porque se quería tener unas presiones de cabezal que tuviesen un
valor lo más similar posible.
Se observó que la inyección de tasas elevadas de gas para tuberías de 3½” generaba
muy pocos beneficios y cuando se incluyo el impacto del incremento del diámetro de la
tubería de gas, el impacto era negativo.
96
Por todo lo anterior la opción seleccionada en este caso, fue la completación con
revestidores 9⅝" x 7" y dentro de este arreglo dos tuberías de 3½”. Los diámetros de las
tuberías concéntricas para la inyección de gas fueron de 1¼” y 1”, para la tubería corta y
larga respectivamente. En esta configuración se verificó el perfil de producción en toda la
sección horizontal observándose un perfil bastante uniforme.
5.3.2.2 Caso 2. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor para la
trayectoria B-PROD
Este caso presentaba condiciones muy diferentes al caso anterior, una presión de
yacimiento de 800 KPa menos y una tasa de flujo máxima de casi el doble del caso
anterior. Esto quería decir que seguramente los casos seleccionados para el estudio del
primer caso no tendrían ninguna validez para este caso, lo cual fue comprobado con los
resultados obtenidos.
En este caso no hubo que comparar ninguna configuración de completación, puesto
que las condiciones eran las más críticas, la opción a tomar como optima fue la
completación que contemplaba los tamaños de tuberías más grandes de todos los
estudiados para los pozos productores. Esta opción era la única que presentaba presiones
de cabezal superiores a los 1400 KPa siempre y cuando se inyecte una tasa de gas mayor o
igual que 5000 m3/d.
El impacto que trajo el incremento de la tubería de inyección de gas, se puede
considerar que no tuvo un gran efecto debido a que las tuberías estudiadas en este caso
eran de 4½ “ (1” más que el caso anterior). Se observó que a diferencia del primer caso las
presiones de cabezal disminuían muy poco para la tubería corta, siendo estas más similares
a las presiones de cabezal de la tubería larga.
El perfil de producción que se obtuvo para la configuración DP-4½"x4½", fue el
menos uniforme para las tres trayectorias estudiadas, pero al observar la gráfica que
muestra el diferencial de presión dentro del revestidor rasurado se verificó que ésta
diferencia era apenas un poco mayor a 20 KPa, por lo que este y los otros dos casos
97
cumplían con la condición de diseño de presentar una caída de presión menor a 50 KPa
dentro de la sección horizontal.
5.3.2.3 Caso 3. Optimización de la sarta de completación de un pozo productor para la
trayectoria C-PROD
Los resultados obtenidos para las configuraciones
DP-4½"x4½" y DP-4"x4",
mostraban que ambas configuraciones servirían para la completación de los pozos de este
caso. Sin embargo, el caso DP-4"x4" parecía estar demasiado ajustado al requerimiento de
la presión mínima de producción, siendo este uno de los factores determinantes para la
elección de la optimización.
La sarta de completación con revestidores 11¾" x 8⅝" y dos tuberías de 4½” fue la
seleccionada para este caso, no solo por lo mencionado anteriormente, también el factor
económico motivo a realizar esta elección, para todos los casos de los pozos inyectores y el
caso anterior de los pozos productores se había seleccionado una sarta de completación que
incluía estos tamaños de tuberías.
Al igual que el caso anterior, el efecto que produjo el incremento del diámetro de la
tubería concéntrica para el gas inyectado, paso casi desapercibido.
El perfil de producción que presentó este caso, fue el más uniforme de todos los
casos de pozos productores estudiados.
98
CONCLUSIONES
El uso de programas capaces de simular los fenómenos físicos que se presentan en
la producción de crudo extra pesado con el método SAGD representan una herramienta de
gran utilidad a la hora de diseñar la completación de los pozos. En particular, para el
Proyecto EOR es fundamental contar tanto con un simulador de yacimiento para generar
los flujos a inyectar y producir como con un simulador de flujo desde el yacimiento hasta
la superficie para evaluar los parámetros hidráulicos.
El programa TWBS, es capaz de modelar y representar el proceso SAGD. Es
posible simular sartas de completación dobles (concéntricas y paralelas) tanto para pozos
inyectores como para pozos productores. Además permitir incluir el efecto de las tuberías
para inyección de gas de levantamiento artificial y del sistema de monitoreo en fondo.
La introducción correcta de todos los parámetros para las simulaciones con el
programa TWBS, genera tiempos de corrida para las simulaciones bastante cortos. Esto
hace que el simulador se convierta en una herramienta eficaz y versátil a la hora de realizar
estudios de completación de pozos. Es posible determinar en muy poco tiempo, si la
variación de alguna de las variables trae un impacto significativo o no en el proceso
estudiado.
Las propiedades del yacimiento y de los fluidos son los factores de mayor
influencia a la hora de evaluar los parámetros hidráulicos en el proceso SAGD. Es muy
importante seleccionar las condiciones operacionales más adversas para seleccionar los
diámetros de las tuberías para las sartas de completación.
La eficiencia del proceso SAGD gira en torno al desarrollo y mantenimiento de la
cámara de vapor. Es por eso que las condiciones del flujo dentro del revestidor ranurado
deben ser lo más uniformes posible ya que a partir de estas se generan los perfiles de
producción o inyección óptimos.
En la selección final de las configuraciones de completación, además de entrar en
juego la optimización hidráulica del sistema, también deben que considerar otros aspectos
tales como: simplicidad de las operaciones para bajar la completación recomendada,
99
facilidad para reparación del pozo, diseño orientado a la reducción de inventarios, entre
otros.
Los pozos con sección horizontal de 1000 m (tanto inyectores como productores),
presentan los casos más críticos en las simulaciones realizadas debido a que manejaban las
mayores cantidades de flujo.
Las sartas de completación para pozos inyectores utilizando la configuración doble
concéntrica arrojan perfiles de presión, de calidad de vapor y de tasa de vapor inyectado al
yacimiento más irregulares que los perfiles observados para las configuraciones con dos
tuberías paralelas. Una razón fundamental es que las configuraciones dobles concéntricas
tienen mayor pérdida de calor que las configuraciones con dos tuberías paralelas.
Al estudiar los casos de los pozos productores, se pudo apreciar que la inclusión del
efecto del vapor en conjunto con el gas para el levantamiento artificial es bastante
considerable al observar los resultados obtenidos en los estudios previos a este proyecto.
En los resultados obtenidos se observó que la inyección de gas trae un impacto
positivo para el sistema pero hasta cierto punto. Inyectar demasiado gas puede traer un
impacto perjudicial para el proceso debido a que se comienza a producir únicamente gas y
la eficiencia del proceso disminuye. La tasa de gas de inyección a partir de la cual el
impacto comienza a ser perjudicial depende principalmente del tamaño de la tubería de
producción.
100
RECOMENDACIONES
Utilizar data de campo proveniente de pozos SAGD para realizar simulaciones con
el programa TWBS a fin de verificar y comparar los resultados obtenidos con el simulador.
Utilizar otro programa del mercado (como Qflow), a fin de comparar los resultados
obtenidos en este proyecto con los resultados que se generen de un estudio similar usando
otro simulador.
Una vez que el proyecto sea puesto en marcha, comparar los resultados en este
estudio y en estudios posteriores a este con los resultados obtenidos cuando comience la
producción del petróleo.
Debido a que el programa puede trabajar hasta con siete componentes para realizar
las simulaciones, una recomendación sería la utilización de un estudio PVT que contemple
más de tres componentes para realizar las corridas.
Realizar simulaciones para evaluar el efecto del porcentaje de área abierta del
revestidor ranurado sobre los parámetros hidráulicos de los pozos inyectores y
principalmente en los productores.
Realizar simulaciones variando el valor del coeficiente global de transferencia de
calor para determinar el valor del mismo a lo largo de toda la trayectoria del pozo, usando
data proveniente de campo.
101
REFERENCIAS
[1].
Barberii, E., “El Pozo Ilustrado”, FONCIED, Cuarta edición, 1998.
[2].
Butler, R., “Developments and Description of Steam Assisted Gravity Drainage
Using Horizontal Wells”, Maurer Engineering Inc., 1997.
[3].
Das, S., “Improving the Performance of SAGD”, International Thermal Operations
and Heavy Oil Symposium, SPE/PS-CIM/CHOA 97921, 2005.
[4].
Das, S., “Wellbore Hydraulics in a SADG Well Pair”, International Thermal
Operations and Heavy Oil Symposium, SPE/PS-CIM/CHOA 97992, 2005.
[5].
Kisman, K.E., “Artificial Lift, A Major Unresolved Issue for SAGD”, Petroleum
Society’s Canadian International Petroleum Conference, 2001.
[6].
SCHLUMBERGER, “La importancia del petróleo pesado”, Oilfield Review
Autumn 2006.
[7].
Shin, H. and Polikar, M., “Optimizing the SAGD Process in Three Major Canadian
Oil-Sands Areas”, Society of Petroleum Engineers, SPE 95754, 2005.
[8].
Tan, T., “Thermal Wellbore Simulator V1.0”, T.T. & Associates Inc and
Petrostudies Consultants Inc., 2006.
[9].
Tan, T., Butterworth, E. and Yang, P., “Application of a Thermal Simulator with
Fully Coupled Discretized Wellbore Simulation of SAGD”, Journal of Canadian
Petroleum Technology, Volume 41, 2002.
[10].
TOTAL, “Drilling and Wells”, SINCOR HPP1 Conceptual Study, 2006.
[11].
Vanegas Prada, J.W., Cunha, L.B. and Alhanati, F., “Impact of Operational
Parameters and Reservoir Variables during the Starup Phase of SAGD Process”,
International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium, SPE/PS-CIM/CHOA
97918, 2005.
[12].
Wikipedia®, “Steam assisted gravity drainage”, September 2007. Disponible en:
http://en.wikipedia.org/
102
NOMENCLATURA
BEWPD: Barriles equivalentes de agua por día.
CT:
Tubería concéntrica de inyección de gas para el levantamiento artificial.
DC:
Configuración de completación doble concéntrica.
DP:
Configuración de completación doble paralela.
GOR:
Relación gas-petróleo.
HASD:
Inyección continua de vapor de forma alterna entre pozos horizontales.
HZ:
Sección horizontal.
LT:
Tubería larga de la sarta de completación del pozo.
ST:
Tubería corta de la sarta de completación del pozo.
TVD:
Profundidad vertical.
U0:
Coeficiente global de transferencia de calor.
WHP:
Presión de cabezal del pozo.
SAGD:
Drenaje gravitacional asistido con vapor.
103
ANEXOS
104
Anexo 1. Matriz de simulaciones para los pozos inyectores y productores.
105
106
107
108
Anexo 2. Tabla de parámetros de simulación
Categoría del
Parámetro
Caso
A-INY
Trayectorias
B-INY
C-INY
Configuraciones de
Completación para
Pozos Inyectores
A-INY
B-INY
C-INY
C-INY
A-PROD
B-PROD
C-PROD
A-PROD
Configuraciones de
Completación para
Pozos Productores
B-PROD
C-PROD
Parámetro
Valor
TVD
HZ
TVD
HZ
TVD
HZ
Revestidor I x Revestirdor R
Porcentaje de área abierta en
el revestidor ranurado
500 m
500 m
400 m
1000 m
400 m
500 m
11¾" x 8⅝"
Configuración Doble Paralela
Tubería Corta x Tubería
Larga (ST x LT)
4½" x 5"
4½" x 4½"
5" x 4½"
Configuración Doble
Concéntrica Tubería Corta x
Tubería Larga (ST x LT)
8⅝" x 5"
8⅝" x 5½"
7" x 4½"
Configuración Doble Paralela
Tubería Corta x Tubería
Larga (ST x LT)
4"x4"
Porcentaje de área abierta en
el revestidor ranurado
3%
CT (ST) x CT (LT)
1" x 1"
1¼” x 1"
Revestidor I x Revestirdor R
9⅝" x 7"
Configuración Doble Paralela
Tubería Corta x Tubería
Larga (ST x LT)
3½" x 3½"
4" x 3½"
Revestidor I x Revestirdor R
9⅝" x 7"
Configuración Doble Paralela
Tubería Corta x Tubería
Larga (ST x LT)
3½" x 3½"
Revestidor I x Revestirdor R
11¾" x 8⅝"
Configuración Doble Paralela
Tubería Corta x Tubería
Larga (ST x LT)
4½" x 4½"
4" x 4"
3%
109
Categoría del
Parámetro
Caso
Todos los Casos
A-INY
Propiedades del
Yacimiento
B-INY
C-INY
A-PROD
B-PROD
C-PROD
A-INY
B-INY
C-INY
Parámetro
Valor
Permeabilidad
30 Darcy
Ancho x Altura (Dx x Dy)
150 m x 25 m
Longitud (Dz)
Temperatura
Presión
500m, 1000m
260,1 °C
4700 KPa
Temperatura
247,3 °C
Presión
3800 KPa
Temperatura
Presión
231 °C
3700 Kpa
Temperatura
217 °C
Presión
2900 KPa
Calidad del vapor en cabezal
95%
Presión máxima de inyección
5200 KPa
Tasa de inyección de vapor
A-INY
Condiciones de
Operación
Pozos Inyectores
Distribución de la tasa de
inyección de vapor en las
tuberías (ST - LT)
Tasa de inyección de vapor
B-INY
C-INY
Distribución de la tasa de
inyección de vapor en las
tuberías (ST - LT)
3300 BEWPD Máxima 1800 BEWPD
- Normal
50 % - 50 %
35% - 65 %
65 % - 35 %
5500 BEWPD Máxima 3000 BEWPD
- Normal
50 % - 50 %
35% - 65 %
65 % - 35 %
Tasa de inyección de vapor
3667 BEWPD Máxima 2000 BEWPD
- Normal
Distribución de la tasa de
inyección de vapor en las
tuberías (ST - LT)
50 % - 50 %
35% - 65 %
65 % - 35 %
110
Categoría del
Parámetro
Caso
A-PROD
B-PROD
C-PROD
Condiciones de
Operación
Pozos Productores
Propiedades del
material de las
tuberías
Parámetro
Valor
Presión del Separador
Presión minina de cabezal
Presión máxima de inyección
de gas de levantamiento
1100 KPa
1400 KPa
Tasa máxima de inyección
de gas de levantamiento
Relación Gas - Petróleo
Sub-Cool
7000 KPa
14000 Bbl/d
12 m³/m³
15 °C
Crudo - 1100 Bbl/d
Agua - 3300 Bbl/d
A-PROD
Tasas de producción
B-PROD
Tasas de producción
Crudo - 2200 Bbl/d
Agua - 5500 Bbl/d
C-PROD
Tasas de producción
Crudo - 1467 Bbl/d
Agua - 3667 Bbl/d
Material
Acero
Coeficiente Global de
transferencia de Calor
Uo=15 W/m.K
Rugosidad de las Tuberías
(excepto Revestidor R)
0,00005 m
Rugosidad del Revestidor
ranurado
0,005 m
Todos los Casos
111
Categoría del
Parámetro
Características de las
tuberías
Caso
Todos los Casos
Parámetro
Valor
Tubería 1"
OD – 1,00 in
ID – 0,840 in
Peso – 0,79 lb/ft
Tubería 1¼”
OD – 1,25 in
ID – 1,090 in
Peso – 1,00 lb/ft
Tubería 3½"
OD – 3,50 in
ID – 2,992 in
Peso – 9,20 lb/ft
Tubería 4"
OD - 4.00 in
ID – 3,548 in
Peso – 9,50 lb/ft
Tubería 4½"
OD – 4,50 in
ID – 3,958 in
Peso – 12,75 lb/ft
Tubería 5"
OD – 5,00 in
ID – 4,560 in
Peso -11,50 lb/ft
Tubería 5½"
OD – 5,50 in
ID – 4,982 in
Peso -17,00 lb/ft
Tubería 7"
OD – 7,00 in
ID – 6,366 in
Peso -23,00 lb/ft
Tubería 8⅝"
OD – 8,625 in
ID – 8,017 in
Peso -28,00 lb/ft
Tubería 9⅝"
OD – 9,625 in
ID – 8,835 in
Peso – 40,00 lb/ft
Tubería 11¾"
OD – 11,75 in
ID – 10,772 in
Peso – 60,00 lb/ft