REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL
POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA NÚCLEO CARABOBO EXTENSIÒN LA ISABELICA
Prof. Juan Herrera
Materia:
Ingeniería
de
Producción II.
Sección: PET- 003- D.
Semestre: VIII
Carrera: Ing. De Petróleo.
Valencia, Noviembre 2011
Caracterizaci
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mica de un yacimiento
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(Caso pr
Analice en función de la información suministrada las siguientes interrogantes:
1.- ¿Qué tipos de fluidos se encuentran en el yacimiento? ¿Cómo lo identificas? 2.- ¿Qué clase de crudo se encuentra en el yacimiento?
3.- ¿Cuál en el mecanismo de producción natural predominante en el yacimiento? Justifique su respuesta.
4.- ¿Al inicio de la producción en el yacimiento como era la completación? 5.- ¿Cómo es el corte agua a lo largo del tiempo en el yacimiento?
7.- ¿Cuál era la razón del cierre de los pozos en el yacimiento?
6.- ¿Por qué la utilización de levantamiento artificial incremento la producción de agua?
7.- ¿Cuál es el valor de la presión inicial del yacimiento?
8.- ¿ Analice el comportamiento de producción de acuerdo al mecanismo de producción primaria presente?
9.- ¿Cómo es la relación gas petróleo en el yacimiento? ¿Por qué? 10.- ¿Cómo se encuentra el yacimiento saturado o subsaturado?
Ingeniería de Producción II
Descripción del Área en Estudio
Marco Estructural
El área de estudio está caracterizada por una estructura monoclinal de rumbo general Noroeste – Sureste y buzamiento suave hacia el Noroeste. Los rasgos estructurales principales son fallas normales e inversas con pliegues asociados (Dómica hacia el centro del campo), generados por diferentes fases tectónicas (distensivas y compresivas). El patrón de fallamiento tiene rumbo general noroeste – sureste y fallas menores de orientación este – oeste, además de fallas lístricas asociadas al tren de fallas principal cuya generación se desarrolla al noroeste y finaliza con rumbo este-oeste.
Evaluación Petrofísica.
Durante la construcción del Modelo Petrofísico del yacimiento P1/SSW-2, llevada a cabo por el personal de Estudios Integrados Barinas, se evaluaron los registros de los pozos perforados en el yacimiento obteniendo las siguientes propiedades.
Ingeniería de Producción II
A continuación son mostrados los registros del pozo SSW-48 que representa a la mayoría del reservorio.
Historia de Producción del Yacimiento.
El yacimiento SSW-2, Arena P1, del Campo Silvestre fue descubierto por el pozo SSW-2, perforado por la Empresa Socony Mobil Oil de Venezuela en el año 1.947. No obstante, fue en Junio del año 1.949 cuando comenzó la producción del yacimiento con la completación por flujo natural del Pozo SSW-3. Desde entonces hasta la actualidad se han perforado un total de 62 pozos en el Campo Silvestre de los cuales 45 han sido completados en el yacimiento bajo estudio siendo 42 el número de pozos que han sido productores, acumulando un total de 127,45 MMBN con una gravedad promedio de 28 °API.
Gráfico Nº 5: Tasa (azul) y Acumulado (verde) Histórico de Petróleo.
Gráfico Nº 6: Corte de Agua Histórico
Ingeniería de Producción II
Posteriormente se implantó el bombeo electrocentrífugo como método de levantamiento artificial, aplicándose por primera vez en el pozo SSW-15 en el año 1.958 y realizándose una masificación del método a partir del año 1.964. Esto produjo un gran aumento en la tasa de petróleo, registrándose, en la mayoría de los pozos donde era aplicado el bombeo electrocentrífugo, una producción superior a los 2.500 BPN/día.
La utilización del bombeo electrocentrífugo o electrosumergible causó un gran incremento en la producción de agua pocos años después de que éstas bombas eran instaladas en los pozos, alcanzando para el año 1.970 un corte de agua, a nivel de yacimiento, superior al 60 %, el cual se incrementó para posteriormente estabilizarse en 95 % desde el año 1.992 hasta la fecha actual.
Comportamiento de Presión del Yacimiento
Para su caracterización energética, el Yacimiento SSW-2, Arena P1, del Campo Silvestre, cuenta con registros de presiones de fondo (B.H.P.) tomadas desde el inicio de la explotación del yacimiento hasta el año 1.977, a partir del cual solo se posee registro de mediciones de niveles estáticos de fluidos (N.F.). No fue posible realizar una validación de las pruebas de presión efectuadas debido a que solo se contó con el valor de presión registrado en las carpetas de pozo y no con el informe físico impreso.
Ingeniería de Producción II
En el gráfico Nº 7, se puede observar que desde el año 1.948 hasta el año 1.956 la presión del yacimiento se mantuvo muy cercana a los 4.000 lpca debido a que para ese periodo de tiempo solo se encontraba activo el pozo SSW-3 a una tasa de petróleo igual a los 100 BN/D. La producción tan baja se debía a la inexistencia de unas adecuadas instalaciones de superficie por la falta de mercado. Posteriormente, para el mes de Agosto del año 1.957 comenzó la explotación a gran escala del yacimiento con la apertura de 12 pozos (2, 5, SSW-6, SSW-9, SSW-14, SSW-15, SSW-1SSW-6, SSW-18, SSW-20, SSW-22, SSW-24, SSW-27) con lo cual se aumentó abruptamente la tasa de petróleo diaria del yacimiento, debido a ésto la presión comenzó a disminuir progresivamente a medida que aumentaba la producción acumulada de petróleo y agua, registrando para el mes de Octubre del año 1.961 un valor aproximado de 3.550 lpca y posteriormente, para el año 1.976, un valor promedio de 2.750 lpca. Desde entonces hasta el año 1.996 no se cuenta con registros de presión, sin embargo a partir del año 1.997 se realizaron mediciones de los niveles estáticos de fluido en los pozos con los cuales se logró determinar el nivel energético actual del yacimiento. Al observar la gráfica 7 , podemos notar que a partir de la década de los años setenta, la presión en el yacimiento se ha venido restaurando hasta
alcanzar para el mes de Enero del año 2.002 un
Análisis PVT del Petróleo
Ingeniería de Producción II
Pozo SSW-9.
Este pozo se completó por flujo natural en 1959. Cambio de método en marzo del 1962 a BES. Entro a un 1er RA/RC en 09/1964, en el cual se realizó una cementación forzada al intervalo 7360’-72’y cañoneo a producción el intervalo 7344’-51’en la misma arena P1. perdió 80 bls de agua filtrada. Luego en 05/1965 realizó un 2do RA/RC en el cual se realizó una cementación forzada al intervalo abierto para luego recañonear el mismo, completo con BES. Se perdió 180 bls de agua filtrada. En septiembre de 1965 se realiza un 3er RA/R en el cual se intento realizar empaque con grava sin éxito el cual quedo pez en el pozo, se suspendió el pozo y sé abrió a operaciones en 09/1975, en donde se realizaron operaciones de pesca. El pozo tomó mas de 3850 bls de agua con KCl 2%. Realizó tratamiento de estimulación con ácido fluoborico HBF4 (Clay Acid). Y se empacó con grava teniendo una eficiencia de 5 sxs/pie.
Historial del pozo
Pozo SSW-18.
