LUZ Nereida Hector PDVSA

8/3/2019 LUZ Nereida Hector PDVSA

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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA LA UNIVERSIDAD DEL ZULIA LA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA FACULTAD DE INGENIERIA

ESCUELA DE PETRÓLEOESCUELA DE PETRÓLEO


ESCUELA DE PETRÓLEOESCUELA DE PETRÓLEO

EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN DELCAMPO URDANETA BAJO UN ESQUEMA C.H.O.P.S

(COLD HEAVY OIL PRODUCTION WITH SAND)

EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN DELCAMPO URDANETA BAJO UN ESQUEMA C.H.O.P.S

(COLD HEAVY OIL PRODUCTION WITH SAND)

JULIO 2003JULIO 2003

Tutores: Académico: Ing. Leonardo Alejos

Industrial: Ing. Edwin Tillero



Autores:Br. Hector MontielBr. Nereida Trompiz




ESTRUCTURA ESTRUCTURA ESTRUCTURA ESTRUCTURA EVALUACIÓN DELEVALUACIÓN DELSISTEMA DESISTEMA DEPRODUCCIÓN DELPRODUCCIÓN DELCAMPO URDANETA BAJOCAMPO URDANETA BAJOUN ESQUEMA C.H.O.P.SUN ESQUEMA C.H.O.P.S

EVALUACIÓN DELEVALUACIÓN DELSISTEMA DESISTEMA DEPRODUCCIÓN DELPRODUCCIÓN DELCAMPO URDANETA BAJOCAMPO URDANETA BAJOUN ESQUEMA C.H.O.P.SUN ESQUEMA C.H.O.P.S

Planteamiento delPlanteamiento delProblemaProblemaPlanteamiento delPlanteamiento delProblemaProblema

CAPÍTULO ICAPÍTULO ICAPÍTULO ICAPÍTULO I

CAPÍTULO IICAPÍTULO IICAPÍTULO IICAPÍTULO II Marco TeóricoMarco TeóricoMarco TeóricoMarco Teórico

Marco MetodológicoMarco MetodológicoMarco MetodológicoMarco MetodológicoCAPÍTULO IIICAPÍTULO IIICAPÍTULO IIICAPÍTULO III

CAPÍTULO IVCAPÍTULO IVCAPÍTULO IVCAPÍTULO IV Análisis de ResultadosAnálisis de ResultadosAnálisis de ResultadosAnálisis de Resultados

CONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONES

RECOMENDACIONESRECOMENDACIONESRECOMENDACIONESRECOMENDACIONES

CCOLDOLDHHEAVY EAVY OOILILPPRODUCTION WITHRODUCTION WITHSS AND AND



CAPÍTULO ICAPÍTULO IEL PROBLEMA EL PROBLEMA CAPÍTULO ICAPÍTULO IEL PROBLEMA EL PROBLEMA



E L P R O B L E M A E L P R O B L E M A

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMAPLANTEAMIENTO DEL PROBLEMAEl yacimiento UDEl yacimiento UD² ²01 cuenta con un Petróleo Original en01 cuenta con un Petróleo Original enSitio (POES) de 12.18 MMMBN, de los cuales han sidoSitio (POES) de 12.18 MMMBN, de los cuales han sidorecuperados 409 MMBN, Reservas Remanentes de 1.03recuperados 409 MMBN, Reservas Remanentes de 1.03MMMBN el porcentaje de recuperación es de 4.02%MMMBN el porcentaje de recuperación es de 4.02%

representando un valor muy bajo en comparaciónrepresentando un valor muy bajo en comparaciónal POES por lo cual se hace necesario la búsqueda deal POES por lo cual se hace necesario la búsqueda demétodos alternativos que ayuden a incrementar y acelerar métodos alternativos que ayuden a incrementar y acelerar la recuperación de crudo pesado. Tomando en cuenta lasla recuperación de crudo pesado. Tomando en cuenta lasreservas existentes es necesario evaluar la técnicareservas existentes es necesario evaluar la técnica

CHOPS la cual es un método de explotación noCHOPS la cual es un método de explotación noconvencional que se aplica en yacimientos de arenas noconvencional que se aplica en yacimientos de arenas noconsolidadas para incrementar la producción de crudoconsolidadas para incrementar la producción de crudopesado y extrapesado así como el porcentaje de recuperapesado y extrapesado así como el porcentaje de recupera--ción en relación al POES.ción en relación al POES.



FORMULACIÓNFORMULACIÓN DELDEL PROBLEMAPROBLEMA

¿Es factible la aplicación de la¿Es factible la aplicación de latécnica C.H.O.P.S (Cold Heavy Oiltécnica C.H.O.P.S (Cold Heavy Oil

Production with Sand) para el CampoProduction with Sand) para el CampoUDUD--01 con un aumento significativo en01 con un aumento significativo en

el volumen de producción?el volumen de producción?

E L P R O B L E M A E L P R O B L E M A E L P R O B L E M A E L P R O B L E M A




OBJETIVOSOBJETIVOSOBJETIVOSOBJETIVOSGENERALGENERAL

ESPECIFICOSESPECIFICOS

Evaluar Evaluar elel SistemaSistema dede ProducciónProducción deldelCampoCampo UrdanetaUrdaneta bajobajo unun EsquemaEsquemaCC..HH..OO..PP..SS..

1.1. Estudiar Estudiar loslos fundamentosfundamentos teóricosteóricos dede lalatécnicatécnica CC..HH..OO..PP..SS..

2.2. Estudiar Estudiar elel efectoefecto dede ProducciónProducción dede arenaarenasobresobre elel yacimientoyacimiento (Wormholes) (Wormholes)..

3.3. Realizar Realizar unun estudioestudio dede lala completacióncompletación dede ununpozopozo concon elel métodométodo CC..HH..OO..PP..SS..

4.4. Estudiar Estudiar elel manejomanejo yy disposicióndisposición dede lala arenaarena..5.5. Determinar Determinar elel DrawdownDrawdown CriticoCritico ((PC) PC) dede lala

producciónproducción dede arenaarena..6.6. Realizar Realizar unun análisisanálisis técnicotécnico--económicoeconómico deldel

métodométodo CC..HH..OO..PP..SS..




EsteEste estudioestudio sese realizarárealizará parapara determinar determinar lalaposibilidadposibilidad dede incrementar incrementar lala tasatasa dede producciónproducción

dede crudocrudo pesadopesado yy elel factor factor dede recobrorecobro enen elelcampocampo UDUD² ²0101,, yaya queque esteeste campocampo haha sidosidoexplotadoexplotado concon métodosmétodos tradicionalestradicionales dedeexplotaciónexplotación parapara crudocrudo livianoliviano yy medianomediano yy esespor por elloello queque lala producciónproducción eses limitadalimitada.. Por Por lolo queque

sese hacehace necesarionecesario lala búsquedabúsqueda dede nuevosnuevosmétodosmétodos dede explotaciónexplotación parapara crudocrudo pesadopesado conconoportunidadesoportunidades dede generar generar activosactivos dede grangran valor valor parapara lala UnidadUnidad dede ExplotaciónExplotación LaLa SalinaSalina..

EsteEste estudioestudio sese realizarárealizará parapara determinar determinar lalaposibilidadposibilidad dede incrementar incrementar lala tasatasa dede producciónproducción

dede crudocrudo pesadopesado yy elel factor factor dede recobrorecobro enen elelcampocampo UDUD² ²0101,, yaya queque esteeste campocampo haha sidosidoexplotadoexplotado concon métodosmétodos tradicionalestradicionales dedeexplotaciónexplotación parapara crudocrudo livianoliviano yy medianomediano yy esespor por elloello queque lala producciónproducción eses limitadalimitada.. Por Por lolo queque

sese hacehace necesarionecesario lala búsquedabúsqueda dede nuevosnuevosmétodosmétodos dede explotaciónexplotación parapara crudocrudo pesadopesado conconoportunidadesoportunidades dede generar generar activosactivos dede grangran valor valor parapara lala UnidadUnidad dede ExplotaciónExplotación LaLa SalinaSalina..

JUSTIFICACIÓNJUSTIFICACIÓN




1.6. DELIMITACIÓN ² UBICACIÓN DEL CAMPO1.6. DELIMITACIÓN ² UBICACIÓN DEL CAMPO

UBICACIÓN Y DESCRIPCIÓN DEL CAMPOUBICACIÓN Y DESCRIPCIÓN DEL CAMPO

Bloque 1

Bloque 2

Bloque 3

Bloque 5

Bloque 4

Bloque 6

Extensión: 19 Km NS/ 6 Km EOÁrea: 114 KmFormaciones Productoras:Icotea / Misoa (Miembro BX S/D) Edad: Oligoceno / EocenoGravedad API: 12ºPOES: 12.18 MMM BNReservas Recuperables: 1.44 MMMBNReservas Remanentes: 1.03 MMM BNProducción Acumulada: 409 MM BNRelación Producción Reservas: 3.1 %Factor de Recobro: 11.8 %Recobro Acumulado: 2.9 %

Profundidad Promedio: 8000 piesPresión Inicial: 3500 LPC a 8090 piesPresión Actual (Promedio): 2100 LPCPorosidad: 20 ² 30 %Permeabilidad: 200 ² 1100 mD% AyS: 24 %



CAPÍTULO IICAPÍTULO IIMARCO TEÓRICOMARCO TEÓRICOCAPÍTULO IICAPÍTULO IIMARCO TEÓRICOMARCO TEÓRICO



M A R C O T E Ó R I C OM A R C O T E Ó R I C OM A R C O T E Ó R I C OM A R C O T E Ó R I C O

2.1. ANTECEDENTES2.1. ANTECEDENTES

EQUIPO MESA URD 01

Ing. González ± Tillero ± Pinto ± Romero2001

222 Pozos Revestidos222 Pozos Revestidos Pozos (40%) Cañoneado sin empaquePozos (40%) Cañoneado sin empaque

Arenamiento entre 2 meses Arenamiento entre 2 meses ² ² 1 año se le realizo1 año se le realizo FAP, EGIFAP, EGI Y se activaron LAG, BES Y se activaron LAG, BES

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

BNPD

UD160 UD176 UD183 UD187 UD189 UD192 UD194 UD197 UD211 UD223 UD339 UD463

POZOS

PRODUCCIÓN ANTES DEL WORKOVER Y PRODUCCIÓN ACTUAL

Antes del workover Producción Actual

Se perforó y cañoneó sin empaque el 01/1994, activándose enLAG El 09/1994 se encontró arena, se limpió, se realizó FAP y seempacó y activó de nuevo en LAG

Otros ejemplosUD-160 UD-245UD-165 UD-247UD-176 UD-250UD-179 UD-402UD-183 UD-463UD-184 UD-321UD-187 UD-333UD-191 UD-334

UD-195 UD-336UD-197 UD-337UD-210 UD-338UD-211 UD-339UD-213 UD-340UD-214 UD-341UD-215 UD-188UD-217 UD-189UD-223 UD-190UD-228 UD-192UD-239 UD-193

UD-240 UD-194

Ejemplo de solo cañoneo y luego empaque y FAPUD-448





MARCO TEÓRICOMARCO TEÓRICOMARCO TEÓRICOMARCO TEÓRICO

2.1. ANTECEDENTES2.1. ANTECEDENTES

INTEVEP

³ Pruebas de Laboratorio Co-Producción de Arena y Crudo´ Informe Técnico INT 7777

2001

Los ensayos de laboratorio fueron realizados para representar la

formación de canales de alta permeabilidad permitiendo la

producción de arena en conjunto con el crudo.




TÉRMINOS BÁSICOSTÉRMINOS BÁSICOSTÉRMINOS BÁSICOSTÉRMINOS BÁSICOSC.H.O.P.SC.H.O.P.S

Cold Heavy Oil ProductionCold Heavy Oil Production with Sand with Sand

Técnica de producciónTécnica de producciónen frio que estimula laen frio que estimula la

producción de arena enproducción de arena enconjunto con el crudo.conjunto con el crudo. Alta tasa inicial de producción deAlta tasa inicial de producción dearena con decrecimientoarena con decrecimiento

estabilizándose a una tasa base.estabilizándose a una tasa base.Alta tasa de Producción de crudoAlta tasa de Producción de crudo

con declinación lenta.con declinación lenta.

( 650-750bbl/d )

(600-750 bbl/d)




CARACTERÍSTICAS DE APLICACIONESCARACTERÍSTICAS DE APLICACIONESCARACTERÍSTICAS DE APLICACIONESCARACTERÍSTICAS DE APLICACIONES ARENAS NO CONSOLIDADASARENAS NO CONSOLIDADAS

Profundidades de 2500 a 4500 piesProfundidades de 2500 a 4500 pies 1010 ² ² 1414 ooAPIAPI Temperatura 59Temperatura 59 ooFF

Viscosidades desde 2000 cps a 18000 cpsViscosidades desde 2000 cps a 18000 cps INCREMENTO EN LA TASA DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEOINCREMENTO EN LA TASA DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

2 a 6 veces. 10 veces.2 a 6 veces. 10 veces. RECUPERACIONESRECUPERACIONES

11 ² ² 5 % POES (Sin Producción de Arena) 5 % POES (Sin Producción de Arena) 1212 ² ² 18% POES (Con Producción de arena) 18% POES (Con Producción de arena)

No tienen zonas de aguas móviles ni grandes capas de gasNo tienen zonas de aguas móviles ni grandes capas de gasaún cuando necesita Gas en Solución.aún cuando necesita Gas en Solución.



MARCO TEÓRICOMARCO TEÓRICO

Técnica como estimulación violenta (como recañoneo y pulso de presión)

pueden aumentar las tasas de pr oducción inicial, per o en gener al al utilizar

una misma técnica de estimulación cada ciclo de pr oducción alcanza una

tasa menor que la del ciclo anter ior

CARACTERÍSTICAS DE APLICACIONESCARACTERÍSTICAS DE APLICACIONESCARACTERÍSTICAS DE APLICACIONESCARACTERÍSTICAS DE APLICACIONES

40

30

20

10

0

Tasa (m³/d)

Tiempo

Ciclo 1

Tasa de

crudo

Tasa de

arenaCada nuevo pico

se reduce

Workovers

Ciclo 2 Ciclo 3

Tasa de

crudo



BASES PARABASES PARA

LALAAPLICACIÓNAPLICACIÓN

YACIMIENTOMecanismosdel pr oceso

MÉTODOS DE

PRODUCCIÓN

PERFORACIÓN Y

CO

MPLETA

CIÓN

AMBIENTETratamiento yDisposición




MECANISMOS DEL PROCESOMECANISMOS DEL PROCESOMECANISMOS DEL PROCESOMECANISMOS DEL PROCESOCOMPORTAMIENTOESPUMANTE DEL CRUDO

ZONA DE LICUEFACCIÓN

ELIMINACIÓN DE POSIBLE OBSTRUCCIÓNMEDIANTE MOVIMIENTOS DE SÓLIDOS

CAUSADOS POR FINOS Y ASFALTENOS

DESPLAZAMIENTO DE LA MATRIZSÓLIDA INCREMENTA LA TASA DEPRODUCCIÓN DE CRUDO

AUMENTO DE LA PERMEABILIDADREMOCIÓN DE ARENA GENERA UNA ZONA DE ALTA PERMEABILIDAD



MARCO TEÓRICOMARCO TEÓRICO

CRECIMIENTO COMPACTO DE UNA ZONA REMOVIDACRECIMIENTO COMPACTO DE UNA ZONA REMOVIDA Gradiente de presión bastante agresivo y fuerte en el pozoGradiente de presión bastante agresivo y fuerte en el pozo Se crea una zona conocida como Crecimiento CompactoSe crea una zona conocida como Crecimiento Compacto

Crea una zona alta Porosidad y PermeabilidadCrea una zona alta Porosidad y Permeabilidad

CRECIMINTO POR CANALES TUBULARES (WORMHOLES) CRECIMINTO POR CANALES TUBULARES (WORMHOLES) Actúan como estructura estables, cilíndricas y de secciónActúan como estructura estables, cilíndricas y de seccióntransversal constante a lo largo de su longitudtransversal constante a lo largo de su longitud

Si en el mecanismo dominante en la producción de arena haySi en el mecanismo dominante en la producción de arena haydos casos limitantes:dos casos limitantes:1. Los canales se bifurcan y crean una red tridimensional1. Los canales se bifurcan y crean una red tridimensional

2. El número de canales permanece constante2. El número de canales permanece constante




ESTIMACIÓN DEL DRAWDOWN CRÍTICOESTIMACIÓN DEL DRAWDOWN CRÍTICO(¨Pc) PARA LA PRODUCCIÓN DE ARENA(¨Pc) PARA LA PRODUCCIÓN DE ARENAESTIMACIÓN DEL DRAWDOWN CRÍTICOESTIMACIÓN DEL DRAWDOWN CRÍTICO(¨Pc) PARA LA PRODUCCIÓN DE ARENA(¨Pc) PARA LA PRODUCCIÓN DE ARENA

DrawdownDrawdowncríticocrítico

Corresponde al valor mínimo de la presión defondo necesaria para comenzar a causar falla dela formación, y en consecuencia la producción departículas de arena.

Combinar registros acústicos que miden propiedades mecánicasCombinar registros acústicos que miden propiedades mecánicas--dinámicas de unadinámicas de unamanera continua , con resultados de ensayos de laboratorio que miden la resistenciamanera continua , con resultados de ensayos de laboratorio que miden la resistenciamecánica, conjuntamente con propiedades estáticas y dinámicas.mecánica, conjuntamente con propiedades estáticas y dinámicas.

Se presentan diferentes metodologías para calcular parámetros geomecánicosSe presentan diferentes metodologías para calcular parámetros geomecánicosque permiten determinar drawdown critico:que permiten determinar drawdown critico:

Métodos basados en Observación de CampoMétodos basados en Observación de Campo

Métodos basados en Ensayos de LaboratorioMétodos basados en Ensayos de Laboratorio

Métodos basados en Modelos TeóricosMétodos basados en Modelos Teóricos



BASES PARABASES PARALALAAPLICACIÓNAPLICACIÓN

YACIMIENTOMecanismos

del pr oceso

MÉTODOS DEPRODUCCIÓN

PERFORACIÓN Y

COMPLETACIÓN





EQUIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIALEQUIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIALEQUIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIALEQUIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIALBOMBEO MECÁNICOBOMBEO MECÁNICO

Pozos de muy baja producciónPozos de muy baja producción

BOMBAS DE CAVIDADBOMBAS DE CAVIDADPROGRESIVAPROGRESIVA

Pozos de Mayor ProducciónPozos de Mayor Producción

Se utilizan en toda nuevaSe utilizan en toda nuevaaplicaciónaplicación

Tecnología para detectar:Tecnología para detectar:Fallas tempranasFallas tempranas

ObstruccionesObstrucciones

Daños en bombasDaños en bombasRevestimiento de cromo enRevestimiento de cromo enrotor y elastómeros extienderotor y elastómeros extiendela vida de las bombas 14la vida de las bombas 14 ² ² 1818

mesesmeses

Compañías de serviciosNuevos diseños que extiendende 36 a 40 meses

Estator moldeado a forma delmotor.

Evitando zonas de gran fricción




MÉTODOS

D

EPRODUCCIÓN

PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN






PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓNPERFORACIÓN Y COMPLETACIÓNPERFORACIÓN Y COMPLETACIÓNPERFORACIÓN Y COMPLETACIÓNPara que la producción C.H.O.P.S sea exitosa se debePara que la producción C.H.O.P.S sea exitosa se debe

considerar:considerar:

Perforar pozos verticales e inclinados (hasta 40Perforar pozos verticales e inclinados (hasta 40oo) ) Mantenerse distante de cualquier acuífero activo.Mantenerse distante de cualquier acuífero activo.

Probable conificaciónProbable conificación Elegir los intervalos a cañonear considerando:Elegir los intervalos a cañonear considerando:

Resistencia de la Roca, Movilidad del agua e Índice deResistencia de la Roca, Movilidad del agua e Índice deproductividad del yacimientoproductividad del yacimiento Perforar un sumidero > 66 pies de profundidad despuésPerforar un sumidero > 66 pies de profundidad después

de la zona a cañonear .de la zona a cañonear .



COMPLETACIÓNCOMPLETACIÓN

1. Pozo Revestido

Cañoneado Big Hole(10 a 20 HPP)

Mandriles LAG

Perforación adicional

de 40 f t

Casing de producción 7´

Niple OTIS ³S´

Cañoneo Big Hole dealta densidad

Cable del sensor

Sensor de presión ytemperatura

BCP para arena

Nipleperforado

Tubing 4-1/2




Mandriles LAG

Niple OTIS ³S´

Cable del sensor

Sensor de presión y temperatura

BCP para arena

Liner ranurado 7´ ; 0.15

Niple perforado

Perforación adicionalde 40 f t

Casing de producción 7´

Colgador del liner

Tubing 4-1/2


COMPLETACIÓNCOMPLETACIÓN

2. Pozo Hoyo DesnudoPozo Hoyo Desnudo

se usa Liners con se usa Liners con Ranuras de 10 a 20Ranuras de 10 a 20veces el Dveces el D5050






MÉTODOS DEPRODUCCIÓN

PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN




TRATAMIENTO Y DISPOSICIÓN DE LA ARENA TRATAMIENTO Y DISPOSICIÓN DE LA ARENA TRATAMIENTO Y DISPOSICIÓN DE LA ARENA TRATAMIENTO Y DISPOSICIÓN DE LA ARENA

Lavado con vaporLavado con vapor

Lavado con solventeLavado con solvente CalentamientoCalentamiento

DISPOSICIÓN:DISPOSICIÓN:

Esparcimiento en SuelosEsparcimiento en Suelos

Disposición en cavernas de salDisposición en cavernas de sal

Disposición en Rellenos de SeguridadDisposición en Rellenos de Seguridad

Uso en la industria. Reciclaje en carpetas asfálticas, caminerías, etc.Uso en la industria. Reciclaje en carpetas asfálticas, caminerías, etc.

Disposición Geológica de DesechosSólidos

AlmacenamientoPermanente Rellenos de

Seguridad nuevas oviejas Minas

Caver nasde Sal

Rellenos delocéano

SlurryFracture

In jection




MANEJO Y DISPOSICIÓNMANEJO Y DISPOSICIÓNDE LA ARENADE LA ARENAMANEJO Y DISPOSICIÓNMANEJO Y DISPOSICIÓNDE LA ARENADE LA ARENA Sllury Fracture InyectionSllury Fracture Inyection--SFI. Inyección en yacimientos agotados.SFI. Inyección en yacimientos agotados.

Colocación de desecho sólido y agua bajo presiones de fracturamientoColocación de desecho sólido y agua bajo presiones de fracturamiento

dentro de formaciones geológicas profundas.dentro de formaciones geológicas profundas.

Arenas con crudo Arenas con crudo

SLOPSSLOPS

Lodos de ProducciónLodos de Producción

Aguas de Producción Aguas de Producción

BiotratamientoBiotratamiento ² ² BiodegradaciónBiodegradación

Transformación de compuestos tóxicos (saturados y aromáticosTransformación de compuestos tóxicos (saturados y aromáticos




MANEJO Y DISPOSICIÓNMANEJO Y DISPOSICIÓNDE LA ARENADE LA ARENA

MANEJO Y DISPOSICIÓNMANEJO Y DISPOSICIÓNDE LA ARENADE LA ARENA

BiotratamientoBiotratamiento ² ² BiodegradaciónBiodegradación

CompuestosCompuestosTóxicosTóxicos

(saturados y(saturados yaromáticos)aromáticos)

CompuestosCompuestosInocuosInocuosCOCO22 y H y H22OOTRANSFORMACIÓNTRANSFORMACIÓN

Tecnología rentable para pozos de menor producción de arena:Tecnología rentable para pozos de menor producción de arena:

6 % a 7 % de crudo es recolectada para llevarla a 1%.6 % a 7 % de crudo es recolectada para llevarla a 1%.

En dicha arena son colocadas bacterias que biodegradan el crudo queEn dicha arena son colocadas bacterias que biodegradan el crudo queimpregna la roca.impregna la roca.





MARCO METODOLÓGICOMARCO METODOLÓGICOMARCO METODOLÓGICOMARCO METODOLÓGICO

Premisa para la aplicación de la técnica C.H.O.P.SPremisa para la aplicación de la técnica C.H.O.P.S

Método de comparación lineal del campo UDMétodo de comparación lineal del campo UD--01 Vs. Campos con aplicación01 Vs. Campos con aplicaciónexitosaexitosa

Arena no consolidada con porosidad y permeabilidad mínima de 25% y 400 Arena no consolidada con porosidad y permeabilidad mínima de 25% y 400mDmD

Viscosidad suficiente para arrastrar granos de arena > 900 cps. Viscosidad suficiente para arrastrar granos de arena > 900 cps. Viscodependiente. La viscosidad esta relacionada con % de Arena en un Viscodependiente. La viscosidad esta relacionada con % de Arena en unpozo C.H.O.P.S.pozo C.H.O.P.S.

Campo K

(Darcy)

Prof. (pies) H

(pies)

Presión

(psi)

Q

(cps)

Celtic 1.5 - 2.2 1509 - 1575 12 - 20 460 - 490 1900-3000Clear Water 1.0 - 2.8 1247 - 1345 18 - 26 355 - 380 1100-2200

Cumming 1.5- 2.5 1575 - 1653 28 - 49 440 - 467 6000-11330

Dina 3.0 4.25 1739 - 1814 39 80 497 - 519 5100-7760

Henan 2.1- 4.0 570 - 607 15 49 195 - 210 9580-14000

Lower Lloydminster 2.45 4.15 2132 - 2214 26 - 70 485 - 501 9580-11700

Lower Waseca 2.0 4.2 1598 - 1663 13 - 18 440 - 460 5800-9500

Luseland 2.0 3.75 2592 - 2657 13 - 26 898 - 945 1200-2300

McLaren 1.65 2.25 1430 - 1476 46 - 59 391 - 404 4000-8500

Sparky 2.0 3.6 1633 - 1180 21 - 32 422 - 442 5900-10000

Upper Waseca 1.1 2.0 1453 - 1555 36 - 52 410 - 430 5900-9150

URD 01 0.2- 1.1 8000 70- 250 2300 130 - 300




Ecuación:Ecuación:% Arena =% Arena = QQ

Donde:Donde:

QQ = Viscosidad= Viscosidadca = Capacidad de arrastrar crudos pesadosca = Capacidad de arrastrar crudos pesados

entre 0,55 y 0,6entre 0,55 y 0,6

mf = modulo de fricción (rangos 25 y 35)mf = modulo de fricción (rangos 25 y 35)

Simplificando:Simplificando:

% Arena = 0,0032 x % Arena = 0,0032 x QQ 0,580,58

% Arena Estable

Viscosidad- cPs

10

8

6

4

2

0

50

5000 50,000

Ca / mf Ca / mf




Premisas para la aplicación de la técnica C.H.O.P.SPremisas para la aplicación de la técnica C.H.O.P.S

Método de comparación lineal del Campo URDMétodo de comparación lineal del Campo URD--01 Vs. Campos con01 Vs. Campos conaplicación exitosaaplicación exitosa

Arena no consolidada con porosidad y permeabilidad mínima de 25% y 400 Arena no consolidada con porosidad y permeabilidad mínima de 25% y 400mDmD

Viscosidad suficiente para arrastrar granos de arena > 900 cps. Visco Viscosidad suficiente para arrastrar granos de arena > 900 cps. Viscodependiente. La viscosidad esta relacionada con % de Arena en un pozodependiente. La viscosidad esta relacionada con % de Arena en un pozoC.H.O.P.SC.H.O.P.S

Alejado de fuentes de agua Alejado de fuentes de agua

Probable presencia de gas en solución con comportamiento espumanteProbable presencia de gas en solución con comportamiento espumante




CriteriosCriterios dede selecciónselección queque debendeben cumplircumplir loslos pozospozos

Pozos verticales revestidos cañoneadosPozos verticales revestidos cañoneados

Pozos con inclinación < 40Pozos con inclinación < 40oo

Pozos con espesores de arena neta petrolífera < 250 ¶Pozos con espesores de arena neta petrolífera < 250 ¶

Pozos arenadosPozos arenados

Pozos % A y S < 5%Pozos % A y S < 5%




BÚSQUEDA DE INFORMACIÓNBÚSQUEDA DE INFORMACIÓNBÚSQUEDA DE INFORMACIÓNBÚSQUEDA DE INFORMACIÓN1. Revisión Bibliográfica1. Revisión Bibliográfica1. Revisión Bibliográfica1. Revisión Bibliográfica

SPESPE INTEVEPINTEVEP INTERNETINTERNET




BÚSQUEDA DE INFORMACIÓNBÚSQUEDA DE INFORMACIÓNBÚSQUEDA DE INFORMACIÓNBÚSQUEDA DE INFORMACIÓN2. Recopilación de Datos2. Recopilación de Datos2. Recopilación de Datos2. Recopilación de Datos

CarpetaCarpetaPozoPozo

CentinelaCentinela OFMOFM

Carpeta de Pozos( C.I.T.O.C)




Data Validada de YacimientoData Validada de YacimientoData Validada de YacimientoData Validada de Yacimiento

Área de mayor Área de mayorincertidumbreincertidumbre

Complejidad delComplejidad delprocesoproceso

Falta deFalta deSimuladoresSimuladores

Relación de flujo de fluidosRelación de flujo de fluidosGeomecánicaGeomecánica

de la Rocade la Roca

DATAVALIDADA DELYACIMIENTO

SIMULACIÓN:




Data Validada de YacimientoData Validada de YacimientoData Validada de YacimientoData Validada de Yacimiento

ScreeningScreening WellFloWellFlo

CondiciónCondición Actual del Actual del

PozoPozo(Cañoneado y (Cañoneado y

empacado)empacado)

Cambio deCambio deMétodo deMétodo de

LevantamientoLevantamiento Artificial Artificial

Aplicando la Aplicando latécnicatécnica

C.H.O.P.S a unC.H.O.P.S a un pozo existente pozo existente

Los pozos fueron simulados evaluando tres condiciones



MARCO METODOLÓGICOMARCO METODOLÓGICO

ESTIMACIÓN DEL DRAWDOWN CRÍTICO (ESTIMACIÓN DEL DRAWDOWN CRÍTICO (Pc) Pc) PARA LA PRODUCCIÓN DE ARENAPARA LA PRODUCCIÓN DE ARENAMetodología que mejor se adapta al UDMetodología que mejor se adapta al UD- -0101 SHELLSHELL

no cuenta con ensayos de núcleos especializadosno cuenta con ensayos de núcleos especializados

de laboratoriode laboratorio

Registro sónico dipolar del Pozo UDRegistro sónico dipolar del Pozo UD- -657 del cual a657 del cual a

partir de correlaciones y las propiedades mecánicaspartir de correlaciones y las propiedades mecánicas

se determina el Drawdown crítico con el esfuerzose determina el Drawdown crítico con el esfuerzo

no confinado (UCS)no confinado (UCS)

Aplicada para arenas no consolidadas y considera la Aplicada para arenas no consolidadas y considera la

ecuaciónecuación

UCS = 2 × 10 × Cs

Cs = 5 x 10-6

x E1.4936

E = Modulo de Young Estático

Cs = Esfuerzo Confinado

-6

( E 1.0394 )

Donde:

2

Pc = UCS



REQUERIMIENTO ECONÓMICO PARA IMPLEMENTARLA TÉCNICA C.H.O.P.S EN EL YACIMIENTO UD- 01

MARCO METODOLÓGICOMARCO METODOLÓGICO

Todo trabajo de evaluación, en cualquier ámbito, posee un

vínculo directo con la relación costo-beneficio.El objetivo fundamental del presente estudio es proponer la tecnología C.H.O.P.S como método alternativode producción para aumentar la eficiencia productivadel Yacimiento URD 01. El análisis económico está

limitado alos costos de completación que involucra el nuevo diseño,personal calificado para la prueba piloto de latecnología y de la disposición de arena en superficie.



CAPÍTULO IV CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS ANÁLISIS DE RESULTADOSCAPÍTULO IV CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS ANÁLISIS DE RESULTADOS



ANÁLISIS DE RESULTADOSANÁLISIS DE RESULTADOSANÁLISIS DE RESULTADOSANÁLISIS DE RESULTADOS

SeSe evaluóevaluó elel YacimientoYacimiento URDURD--0101 concon lalaherramientaherramienta ScreeningScreening



ANÁLISIS DE RESULTADOSANÁLISIS DE RESULTADOSANÁLISIS DE RESULTADOSANÁLISIS DE RESULTADOS PermitePermite visualizar visualizar laslas diferenciasdiferencias yy afinidadesafinidadesexistentesexistentes entreentre loslos bloquesbloques deldel yacimientoyacimiento UDUD--0101 yy

loslos camposcampos canadiensescanadienses

Comparar los valores característicos de los bloques:Comparar los valores característicos de los bloques:1. Los bloques tienen mucha similitud entre ellos1. Los bloques tienen mucha similitud entre ellos2.2. Excepto el bloque VI presenta menor espesor Excepto el bloque VI presenta menor espesor ANPANP

Bloque Permeab.(mD)

Prof. (pies)Espesor

(pies)Presión (LPC)

Viscosidad(cps)

I 200 - 900 6900 100 -370 3030 200

II 200 ± 700 7250 80 -360 3150 190

III 700 - 1800 8460 100 - 380 3030 175

IV 700 ± 1800 8000 100 - 490 3200 165

V 700 ±1800 8200 100 - 360 3260 150

VI 200 ± 700 8450 70 - 250 3600 130

CamposCanadiense 1500-2000 1000-2300 14 - 83 200-1000

1000-50000



ANÁLISIS DE RESULTADOSANÁLISIS DE RESULTADOSANÁLISIS DE RESULTADOSANÁLISIS DE RESULTADOS33.. CabeCabe destacar destacar queque parapara lala selecciónselección deldel bloquebloque VIVI seseconsideraronconsideraron ciertasciertas condicionescondiciones dede yacimientosyacimientos nonocuantificablescuantificables comocomo sonson lala presenciapresencia dede gasgas yy aguaagua44.. EnEn lala distribucióndistribución LitológicaLitológica dede loslos bloquesbloques yacimientoyacimientoUDUD² ²0101 dondedonde sese observaobserva



ANÁLISIS DE RESULTADOSANÁLISIS DE RESULTADOSANÁLISIS DE RESULTADOSANÁLISIS DE RESULTADOS Basados en los criterios de selección de pozos candidatosBasados en los criterios de selección de pozos candidatosC.H.O.P.S, se logró seleccionarlos de tal modo queC.H.O.P.S, se logró seleccionarlos de tal modo quefueran completados en la formación Icotea y Miembro Bfueran completados en la formación Icotea y Miembro B--XX--SUPSUP

Experiencia obtenida en Canadá, confirman queExperiencia obtenida en Canadá, confirman quelos gradientes de presión impuesto en aplicacioneslos gradientes de presión impuesto en aplicacionesC.H.O.P.S adelanta la irrupción de agua en caso deC.H.O.P.S adelanta la irrupción de agua en caso deexistir alguna fuente cercanaexistir alguna fuente cercana

Se recopilo información de 11 potenciales candidatos deSe recopilo información de 11 potenciales candidatos de

los cuales se seleccionaron los más representativoslos cuales se seleccionaron los más representativos Análisis nodal a los 4 pozos seleccionadosAnálisis nodal a los 4 pozos seleccionados

Pozos ANP ( pies )UD 232 121

UD 252 154

UD 295 70

UD 309 102




Q= 284 BPDPwf = 1927 psia

S= 2

POZO

UD

- 232



ANÁLISIS DE RESULTADOSANÁLISIS DE RESULTADOSANÁLISIS DE RESULTADOSANÁLISIS DE RESULTADOSCÁLCULO DRAWDOWN PROMEDIO

SeSe determinódeterminó unun drawdowndrawdown promediopromedio parapara estimar estimar eleldañodaño formaciónformación queque sese puedepuede esperar esperar enen loslos pozospozosbajobajo elel efectoefecto CC..HH..OO..PP..SS

Ecuación:Ecuación: P P = PE= PE ² ²PWFPWF

PP promediopromedio = 2146 psi= 2146 psi

Con la gráfica real del comportamiento de los pozosCon la gráfica real del comportamiento de los pozoscanadienses donde la tecnología surgiócanadienses donde la tecnología surgió

0

5

10

15

20

25

30

0 750 1500 2250 3000 3750

North Sea Field ³A´

(18 wells):Trend line:

2146

FACTORSKIN

TOTAL MAXIMO DRAWDOWN (Psi)

-5

-10

-1

Skin Promedio =Skin Promedio = --11

La condición de daño de formaciónLa condición de daño de formaciónDentro de rangos reales de un pozo productor C.H.O.P.SDentro de rangos reales de un pozo productor C.H.O.P.S




Pwf

(psia)

750

3000

2250

1500

200 400 600 800 1000 1200

1927

700

400

Q (BPD)

S= 2S= 1

S= 0 S= -1

Q = 933 BPDPwf = 400 Psia





Q = 1107 BPD

Pwf = 400 Psia

POZO UD - 232 Curvas de afluencias a diferentes daños de formación ( Skin)

2

284

2

634

2

710

1

812

0

933

-1

1107

0

200

400

600

800

1000

1200

T A S A

( B B N P )

1927 700 400

PRESION (LPC) S CAUDAL

POZO UD -232 Compor tamiento de Producción

ACTUAL

CAMBIOMETODO

CONDICIÓNPOZO CHOPS






0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

Q

( B P P D )

UD 232 UD 252 UD295 UD 309

POZOS

GANANCIAL OBTENIDO DE PRODUCCIÓN

Q = 823 BPPD

Q = 533 BPPD

Q = 448 BPPD Q = 406 BPPD




E STIMACIÓN DE L DRAWDOWN CRÍTICO PARA LAE STIMACIÓN DE L DRAWDOWN CRÍTICO PARA LAPRODUCCIÓN DE AR E NAPRODUCCIÓN DE AR E NA

RegistroRegistro

sónicosónicodipolardipolar

2

4600 psiPc = = 2300 psi




% Arena Estable

Viscosidad- cPs

10

8

6

4

2

0

50

5000 50,000

D

ebido a que la viscosidad del bloque VI es de 130 cps,determinaría una menor tasa de arena

% de arena = 0.19

0.19



REQUERIMIENTOS ECONÓMICOS PARA IMPLEMENTARLA TÉCNICA C.H.O.P.S EN EL YACIMIENTO UD-01

Para una prueba piloto (1 pozo) en el yac. UD-01

RA/RC para cambiar liner de 0.020 pulg. a 0.20 pulg. y el pozono debe tener ningún tipo de control de arena

Cambio de método de levantamiento artificial, instalación deBombas de Cavidad Progresiva con capacidad para manejar altocorte de arena y profundidades de 8000 a 10000 pies.$ 100.000

Tubería con medidor BHP y barras que conduzcan hasta el cabezal$ 120.000

Unidad de gabarra de prueba (15 días)




REQUERIMIENTO ECONÓMICO PARA IMPLEMENTAR LATÉCNICA C.H.O.P.S EN EL YACIMIENTO UD-01Para una prueba piloto (10 pozo) en el yac. UD-01

Los mismos requerimientos anteriores de una prueba piloto (1pozo)

Tanques de almacenamiento $ 60.000 Adicional líneas al tanque , líneas de gas más costo de instalación $ 50.000

2 Técnicos a tiempo completo para el monitoreo del proceso por 6 meses$ 30.000

Sitio de Preparación y Mantenimiento $ 25.000 Limpieza de tanques y costos para el manejo de arena en

superficie $ 75.000




CONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONES



CONCLUSIONESCONCLUSIONESLaLa coproduccióncoproducción dede arenaarena yy crudocrudo sese haha venidovenido utilizandoutilizandoexclusivamenteexclusivamente enen yacimientosyacimientos dede crudoscrudos pesados,pesados, enen rocasrocasnono consolidadas,consolidadas, dondedonde prevalezcaprevalezca elel mecanismomecanismo dede gasgas enensolución,solución, sinsin presenciapresencia dede capacapa dede gasgas oo aguaagua librelibre..CC..HH..OO..PP..SS enen elel yacimientoyacimiento UDUD--0101 sese vislumbravislumbra comocomo unaunatecnologíatecnología concon aplicacionesaplicaciones potencialespotenciales dondedonde loslos métodosmétodosconvencionalesconvencionales nono sonson económicamenteeconómicamente rentablesrentables..ExisteExiste incertidumbreincertidumbre parapara predecir predecir elel comportamientocomportamiento dede lalatasatasa dede arenaarena yy tasatasa dede producciónproducción dede crudo,crudo, yaya queque estaestatécnicatécnica dede producciónproducción nono cuentacuenta concon loslos simuladoressimuladores

específicosespecíficos..AunqueAunque parapara estudioestudio sese seleccionoselecciono elel bloquebloque VIVI parapara unaunaposibleposible pruebaprueba piloto,piloto, loslos demásdemás bloquesbloques nono sonson excluyentesexcluyentesparapara lala aplicaciónaplicación dede lala tecnologíatecnología..



CONCLUSIONESCONCLUSIONESLaLa aplicaciónaplicación dede lala técnicatécnica CC..HH..OO..PP..SS puedepuede ser ser aplicadaaplicada aa loslosotrosotros bloquesbloques dondedonde lala zonazona BB--XX--Inf Inf deldel yacimientoyacimiento estaestaproduciendoproduciendo concon altoalto cortecorte dede aguaagua..LaLa aplicaciónaplicación dede lala técnicatécnica CC..HH..OO..PP..SS eses posibleposible parapara pozospozosexistentesexistentes yy parapara pozospozos nuevosnuevos dondedonde lala completacióncompletaciónmecánicamecánica eses:: PozosPozos revestidosrevestidos cañoneadoscañoneados BigBig HoleHole ((1010 aa 2020HPP) HPP) sinsin equipoequipo dede empaqueempaque.. ParaPara pozospozos HoyoHoyo DesnudoDesnudo usar usar linersliners concon ranurasranuras dede 1010 aa 2020 vecesveces elel DD5050 (diámetro(diámetro dede granogranopromedio) promedio)..ElEl yacimientoyacimiento UDUD--0101 tienetiene bajabaja fuerzafuerza dede arrastrearrastre debidodebido aa quequesusu viscosidadviscosidad nono superasupera 200200 cps,cps, estoesto determinaríadeterminaría unauna menor menor

tasatasa dede arenaarena..ConCon elel resultadoresultado obtenidoobtenido deldel DrawdownDrawdown críticocrítico dede 23002300 psipsi sesedeterminadetermina queque lala formaciónformación comienzacomienza aa colapsar colapsar yy sese produciráproduciráarenaarena..



CONCLUSIONESCONCLUSIONESElEl DrawdownDrawdown críticocrítico obtenidoobtenido por por lala técnicatécnica sese aproximaaproxima alaldrawdowndrawdown críticocrítico deldel yacimientoyacimiento UDUD² ²0101 por por lolo queque sese puedepuedepredecir predecir queque nono habrahabra unauna masivamasiva producciónproducción dede arenaarena..ConCon elel DrawdownDrawdown promediopromedio calculadocalculado sese obtuvoobtuvo unun dañodaño dedeformaciónformación promediopromedio S=S= --11 dandodando comocomo resultadoresultado unun

ganancialganancial dede producciónproducción parapara loslos pozospozos seleccionadosseleccionados dede::

Pozos Q (Bppd)UD 232 822

UD 252 533

UD 295 448

UD 309 406



RECOMENDACIONESRECOMENDACIONESRECOMENDACIONESRECOMENDACIONES



RECOMENDACIONESRECOMENDACIONES Realizar Realizar unauna pruebaprueba pilotopiloto bajobajo loslos parámetrosparámetros

estudiadosestudiados queque permitapermita cuantificar cuantificar lala producciónproducción dedecrudocrudo asociadoasociado aa lala tecnologíatecnología CC..HH..OO..PP..SS..

ParaPara lala ejecuciónejecución dede unauna pruebaprueba pilotopiloto sese recomiendarecomiendaincorporar incorporar personalpersonal calificadocalificado dondedonde lala tecnologíatecnología hahasidosido aplicadaaplicada parapara aprovechar aprovechar elel avanceavance logradologrado yyevitar evitar asíasí erroreserrores dede prácticapráctica..

SeSe recomiendarecomienda realizar realizar unauna evaluaciónevaluación económicaeconómicadetallada,detallada, parapara lala aplicaciónaplicación dede estaesta técnicatécnica dedeproducciónproducción enen elel campocampo UDUD--0101..

Realizar Realizar unun estudioestudio concon laslas facilidadesfacilidades dede superficiessuperficiesexistentesexistentes parapara determinar determinar cuantocuanto porcentajeporcentaje dedearenaarena sese puedepuede manejar manejar yy dede queque maneramanera sese puedepuedeacondicionar acondicionar parapara elel manejomanejo dede arenaarena enen superficiesuperficie..




ESCUELA DE PETROLEOESCUELA DE PETROLEO


ESCUELA DE PETROLEOESCUELA DE PETROLEO

EVALUACION DEL SISTEMA DE PRODUCCION DELCAMPO URDANETA BAJO UN ESQUEMA C.H.O.P.S(COLD HEAVY OIL PRODUCTION WITH SAND)

EVALUACION DEL SISTEMA DE PRODUCCION DELCAMPO URDANETA BAJO UN ESQUEMA C.H.O.P.S(COLD HEAVY OIL PRODUCTION WITH SAND)







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LUZ Nereida Hector PDVSA