Implementación del software pipesim para el control y evaluación de datos de producción de pozos petroleros del campo drago norte

(1)

6

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E

INDUSTRIAS

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

IMPLEMENTACIÓN DEL SOFTWARE PIPESIM PARA EL

CONTROL Y EVALUACIÓN DE DATOS DE PRODUCCIÓN DE

POZOS PETROLEROS DEL CAMPO DRAGO NORTE

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

JUAN FRANCISCO FEIJÓO BETANCOURT

DIRECTOR: Ing. EDWIN PLÚAS NOLIVOS. MSc.

(2)

(3)

FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO

PROYECTO DE TITULACIÓN

DATOS DE CONTACTO

CÉDULA DE IDENTIDAD: 171715051-8

APELLIDO Y NOMBRES: Feijóo Betancourt Juan Francisco

DIRECCIÓN: Juan de Dios Haro Oe5-137

EMAIL: [email protected]

TELÉFONO FIJO: 2463974

TELÉFONO MOVIL: 0984400453

DATOS DE LA OBRA

TITULO: Implementación del Software Pipesim para el Control y

Evaluación de Datos de Producción

de Pozos Petroleros del Campo

Drago Norte.

AUTOR O AUTORES: Juan Francisco Feijóo Betancourt

FECHA DE ENTREGA DEL

PROYECTO DE TITULACIÓN: 2 de Junio del 2016

DIRECTOR DEL PROYECTO DE

TITULACIÓN: Ing. Edwin Plúas Novilos MSc.

PROGRAMA PREGRADO POSGRADO

TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos

RESUMEN: Mínimo 250 palabras

El presente proyecto se basa en la

implementación del Software

(4)

evaluación de datos de producción

de los pozos del campo Drago

Norte para la verificación y

comprobación de la producción de

dichos pozos mediante un análisis

nodal, el cual permite conocer la

situación actual del pozo,

pronósticos de desempeño de los

diversos elementos que integra el

sistema de terminación y

producción del pozo.

El Software PIPESIM tiene varias

aplicaciones que realiza análisis

nodal por lo que se define

específicamente que este proyecto

está dirigido al Modelamiento del

rendimiento de la bomba

electrosumergible, en este

modelamiento toma en cuenta los

datos del yacimiento, datos del

pozo, datos de los fluidos

producidos de los pozos del Campo

Drago.; realizaremos un estudio

detallado de cada pozo,

construcción de los pozos, IPR,

efectividad de la bomba, análisis

P/T y nodal en cada pozo.

La búsqueda de la industria

petrolera Ecuatoriana en utilizar

nuevos métodos que puedan dar

(5)

dado origen a que se implemente

nuevas tecnologías las cuales

permitan obtener pronósticos

acertados a la realidad.

PALABRAS CLAVES: Pipesim. Producción.

Bombeo Electrosumergible (BES).

Análisis Nodal.

ABSTRACT:

The present project is based on the

Software Deployment PIPESIM for

the control and evaluation of

production data for the wells on the

field Drago North for verification and

checking of the production of such

wells through a nodal analysis,

which allows us to know the current

situation of the pit, forecasts of

performance of the various

elements that integrates the system

of completion and production from

the well.

The Software PIPESIM has multiple

applications that performs nodal

analysis by what is specifically

defines that this project is targeted

for the modeling of the performance

of the pump electrosumergible, in

this modeling takes into account

(6)

the borehole, data from the

produced fluids of the wells on the

Field Drago.; we will make a

detailed study of each well,

construction of wells, IPR,

effectiveness of the pump, analysis

P/T and nodal in each well.

The search for Ecuador's oil industry

to use new methods which can give

quick solutions, reliable has given

rise to implement new technologies

which allow obtaining accurate

prognostications to reality.

KEYWORDS PIPESIM.

Production.

Electric submersible pump .

Nodal analysis.

Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio

Digital de la Institución.

f:_____________________________________ Feijóo Betancourt Juan Francisco

(7)

DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN

Yo JUAN FRANCISCO FEIJÓO BETANCOURT, C.I. 171715051-8 autor del proyecto titulado Implementación del Software PIPESIM para el Control y Evaluación de Datos de Producción del Pozos Petroleros del Campo Drago Norte, previo a la obtención del título de INGENIERO DE PETRÓLEOS en la Universidad Tecnológica Equinoccial.

1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las

Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo

144 de la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la

SENESCYT en formato digital una copia del referido trabajo de

graduación para que sea integrado al Sistema Nacional de

información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión

pública respetando los derechos de autor.

2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad Tecnológica

Equinoccial a tener una copia del referido trabajo de graduación con

el propósito de generar un Repositorio que democratice la

información, respetando las políticas de propiedad intelectual

vigentes.

Quito 2 de Junio del 2016.

Juan Francisco Feijóo B.

(8)

DECLARACIÓN

Yo JUAN FRANCISCO FEIJÓO BETANCOURT declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado

para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las

referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de

Propiedad Intelectual, por su reglamento y por la normativa institucional

vigente.

Juan Francisco Feijóo Betancourt

(9)

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Implementación del

Software Pipesim para el Control y Evaluación de Datos de Producción de Pozos Petroleros del Campo Drago Norte”, que para aspirar al título de INGENIERO DE PETRÓLEOS fue desarrollado por

Juan Francisco Feijóo Betancourt., bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería e Industrias, y cumple con las

condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículo

19, 27 y 28.

Ing. Edwin Plúas Novilos MSc.

DIRECTOR DEL TRABAJO

(10)

DEDICATORIA

El proyecto de titulación va dedicada de manera muy especial a mis amados

padres Juan y Nancyta que supieron apoyarme en todo momento en el

transcurso de mi vida estudiantil.

A mis tíos Amparito y Faby que han sido unos padres para mí, a mi abuelito

Raúl que siempre me ha brindado su cariño y afecto en todo momento.

Finalmente a mi Hermana Carlita y a mis buenos amigos que he tenido

estos años en la Facultad.

(11)

AGRADECIMIENTO

Al haber finalizado el presente proyecto de titulación es de suma gratitud

poder agradecer a cada una de las personas que me brindaron su apoyo

para culminar el presente proyecto de grado.

Agradezco de manera muy especial al Ing. Edwin Plúas Novilos ingeniero

que realiza sus funciones como ingeniero en la Agencia de Regulación y

Control Hidrocarburífero (ARCH) y docente de la Universidad Tecnológica

Equinoccial por su fundamental guía en la elaboración del proyecto de

grado, brindándome el conocimiento suficiente en el área de Análisis

Nodal.

Agradezco al Ing. Raúl Baldeón el cual me abrió las puertas de la Agencia

de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) para la realización del

proyecto de titulación.

Agradezco al Ing. Fausto Ramos por ser un pilar fundamental en la carrera

de Ingeniería de Petróleos ya que sus esfuerzos han sido sumamente

grandes para que esta carrera se consolide como una de las mejores del

país.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial que me brindó la oportunidad de

poder formar parte de ella dentro de la Facultad de Ciencias de la

(12)

I

INDICE DE CONTENIDOS

PÁGINA

RESUMEN _________________________________________________ IX

ABSTRACT _________________________________________________ X

1 NTRODUCCIÓN __________________________________________ 1

1.1 PROBLEMA __________________________________________ 2

1.2 JUSTIFICACIÓN _______________________________________ 2

1.3 OBJETIVOS __________________________________________ 3

1.3.1 OBJETIVO GENERAL. ________________________________ 3

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ___________________________ 3

2 MARCO TEÓRICO ________________________________________ 4

2.1 INFORMACIÓN GENERAL DEL ÁREA _____________________ 4

2.1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO DRAGO. ______________________ 4

2.1.2 COORDENADAS UTM CAMPO DRAGO.__________________ 5

2.1.3 COORDENADAS GEOGRÁFICAS DEL CAMPO DRAGO. ____ 5

2.1.4 GEOLOGÍA DEL CAMPO DRAGO. ______________________ 5

2.1.5 ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO DRAGO. __________________ 5

2.1.6 FORMACIONES Y UNIDADES GEOLÓGICAS. _____________ 6

2.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO DRAGO _________ 7

2.3 ANÁLISIS ESTRUCTURAQL DE LAS ARENAS ______________ 8

2.3.1 ANÁLISIS ESTRUCTURAL. ____________________________ 8

2.3.2 ANÁLISIS ESTRATIGRÁFICO. __________________________ 8

2.4 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL YACIMIENTO Ui y Ts. ___ 9

2.5 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS _______________________ 10

2.6 COMPORTAMIENTO DE FLUIDO EN FORMACIONES

PRODUCTORAS. __________________________________________ 12

2.6.1 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP). _____________________ 12

(13)

II 2.6.3 EFICIENCIA DE FLUJO. ______________________________ 14

2.6.2.1 Ecuación de Vogel. ________________________________ 14

2.7 PRESIÓN REQUERIDA EN EL CABEZAL DEL POZO (Pwh) ___ 17

2.8 PRESIÓN REQUERIDA EN EL FONDO DEL POZO (Pwf) _____ 17

2.9 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL _____________ 18

2.9.1 SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (BES). ____ 18

2.9.2 EQUIPOS DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (BES). ____ 19

2.9.3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE. __________________________________ 20

2.9.3.1 Ventajas. ________________________________________ 20

2.9.3.2 Desventajas. _____________________________________ 20

2.9.4 SELECCIÓN DE UN SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO

SUMERGIBLE. __________________________________________ 21

2.9.5 SELECCIÓN DE LA BOMBA ELECTRO SUMERGIBLE. _____ 21

3 METODOLOGÍA _________________________________________ 22

3.1 ANÁLISIS NODAL ____________________________________ 22

3.2 ELEMENTOS DEL ANÁLISIS NODAL _____________________ 24

3.3 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD ___________________________ 28

3.4 PIPESIM ____________________________________________ 32

4 CAMPO DRAGO _________________________________________ 33

4.1 PRODUCCIÓN DE FLUIDOS DEL YACIMIENTO “U” _________ 33

4.1.1 POZO DRAGO NORTE 01. ____________________________ 33

4.1.1.1 Cálculo en los nodos en el Pozo DRAGO NORTE 01. _____ 34

4.1.1.2 Índice de Productividad del pozo DRAGO NORTE 01. _____ 36

4.1.2 POZO DRAGO NORTE 36-D. __________________________ 37

4.1.2.1 Cálculo en los nodos en el Pozo DRAGO NORTE 36-D. ___ 38

4.1.2.2 Índice de Productividad del pozo DRAGO NORTE 36-D. ___ 40

4.2 PRODUCCIÓN DEL FLUIDOS DEL YACIMIENTO “T” ________ 42

(14)

III 4.2.1.1 Cálculo en los nodos en el Pozo DRAGO NORTE 24. _____ 44

4.2.1.2 Índice de Productividad del pozo DRAGO NORTE 24. _____ 45

4.3 ANÁLISIS NODAL POR POZO __________________________ 47

4.3.1 POZO DRAGO NORTE 01. ____________________________ 47

4.3.1.1 Vista Vertical Trayectoria del Pozo DRAGO NORTE 01. ____ 49

4.3.1.2 Artificial Lift del Pozo DRAGO NORTE 01. ______________ 51

4.3.1.3 Construcción de la curva IPR del Pozo DRAGO NORTE 01. 51

4.3.1.4 Análisis P/T del Pozo DRAGO NORTE 01. ______________ 54

4.3.1.5 Análisis Nodal del Pozo DRAGO NORTE 01. ____________ 55

4.3.2 POZO DRAGO NORTE 24. ____________________________ 57

4.3.2.1 Vista Vertical Trayectoria del Pozo DRAGO NORTE 24. ____ 59

4.3.2.2 Artificial Lift del Pozo DRAGO NORTE 24. ______________ 61

4.3.2.3 Construcción de la curva IPR del Pozo DRAGO NORTE 24. 61

4.3.2.4 Análisis P/T del Pozo DRAGO NORTE 24. ______________ 64

4.3.2.5 Análisis Nodal del Pozo DRAGO NORTE 24. ____________ 65

4.3.3 POZO DRAGO NORTE 36-D. __________________________ 67

4.3.3.1 Vista Vertical Trayectoria del Pozo DRAGO NORTE 36-D. __ 69

4.3.3.2 Artificial Lift del Pozo DRAGO NORTE 36-D. ____________ 71

4.3.3.3 Construcción de la curva IPR Pozo DRAGO NORTE 36-D. _ 71

4.3.3.4 Análisis P/T del Pozo DRAGO NORTE 36-D. ____________ 74

4.3.3.5 Análisis Nodal del Pozo DRAGO NORTE 36-D. __________ 75

5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ___________________ 77

5.1 CONCLUSIONES _____________________________________ 77

5.2 RECOMENDACIONES _________________________________ 78

NOMENCLATURA O GLOSARIO ______________________________ 79

BIBLIOGRAFÍA _____________________________________________ 81

(15)

IV

INDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1. Coordenadas UTM del CAMPO DRAGO. ... 5

Tabla 2. Niveles Productivos de los Reservorios U y T. ... 8

Tabla 3. Propiedades Petrofísicas del CAMPO DRAGO. ... 10

Tabla 4.Propiedades Físicas de los Fluidos del Yacimiento Ui del CAMPO DRAGO. ... 12

Tabla 5.Escala de Valores del Índice de Productividad en bppd/lpc. ... 13

Tabla 6. Historial de producción arena Ui pozo DRAGO NORTE 01. ... 33

Tabla 7. Datos del Pozo DRAGO NORTE 01. ... 34

Tabla 8. Presiones a una TVD medida. ... 34

Tabla 9. Historial de Producción arena Ui del Pozo DRAGO NORTE 36-D.37 Tabla 10. Datos del Pozo DRAGO NORTE 36-D. ... 38

Tabla 12. Historial de Producción arena Ts del Pozo DRAGO NORTE 24. 42 Tabla 13. Datos del Pozo DRAGO NORTE 24. ... 44

Tabla 15. CASINGS DRAGO NORTE 01. ... 48

Tabla 16. TUBINGS DRAGO NORTE 01. ... 48

Tabla 17. Datos de la Trayectoria del Pozo DRAGO NORTE 01. ... 51

Tabla 18. Datos de la curva IPR Pozo DRAGO NORTE 01. ... 53

Tabla 19. Resultados Análisis Nodal Pozo DRAGO NORTE 01. ... 56

Tabla 20. Comparación de Resultados del pozo DRAGO NORTE 01. ... 56

Tabla 21. CASING Y LINER DRAGO NORTE 24. ... 58

Tabla 22. TUBINGS DRAGO NORTE 24. ... 58

Tabla 23. Datos de la Trayectoria del DRAGO NORTE 24. ... 61

Tabla 24. Datos de la Curva IPR DRAGO NORTE 24. ... 63

Tabla 25. Análisis Nodal Pozo DRAGO NORTE 24. ... 66

Tabla 26. Comparación de Resultados del pozo DRAGO NORTE 24. ... 66

Tabla 27. CASINGS Y LINER DRAGO NORTE 36-D. ... 68

Tabla 28. TUBINGS DRAGO NORTE 36-D. ... 68

(16)

V

Tabla 30. Datos de la Curva IPR del Pozo DRAGO NORTE 36-D. ... 73

Tabla 31. Análisis Nodal del Pozo DRAGO NORTE 36-D. ... 76

(17)

VI

INDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 1. Ubicación Geográfica del CAMPO DRAGO. ... 4

Figura 2. Formaciones Napo y Hollín en el Pozo DRAGO NORTE 01. ... 7

Figura 3. Curva IPR con Ecuación de Vogel. ... 15

Figura 4. Sistema del Bombeo Electrosumergible. ... 19

Figura 5. Elementos del Análisis Nodal. ... 25

Figura 6. Ubicación de los Nodos. ... 28

Figura 7. Presiones en el Nodo vs Caudal. ... 30

Figura 8. Sistema Simple de Producción con 8 Puntos de Análisis. ... 31

Figura 9. Historial de Producción del Pozo DRAGO NORTE 01. ... 33

Figura 10. BSW del Pozo DRAGO NORTE 01. ... 34

Figura 11. Historial de Producción del Pozo DRAGO NORTE 36-D. ... 37

Figura 12. BSW del Pozo DRAGO NORTE 36-D. ... 38

Figura 13. Historial de Producción del Pozo DRAGO NORTE 24. ... 43

Figura 14. BSW del Pozo DRAGO NORTE 24. ... 43

Figura 15. Completación del Pozo DRAGO NORTE 01. ... 47

Figura 16. Vista Vertical Trayectoria del Pozo DRAGO NORTE 01 ... 50

Figura 17. Curva IPR del Pozo DRAGO NORTE 01. ... 52

Figura 18. P/T del Pozo DRAGO NORTE 01. ... 54

Figura 19. Análisis Nodal Pozo DRAGO NORTE 01. ... 55

Figura 20. Completación del Pozo DRAGO NORTE 24. ... 57

Figura 21. Vista Vertical Trayectoria del Pozo DRAGO NORTE 24. ... 60

Figura 22. Curva IPR del Pozo DRAGO NORTE 24. ... 62

Figura 23. P/T del Pozo DRAGO NORTE 24. ... 64

Figura 24. Análisis Nodal Pozo DRAGO NORTE 24. ... 65

Figura 25. Completación del Pozo DRAGO NORTE 36-D. ... 67

Figura 26. Vista Vertical Trayectoria del Pozo DRAGO NORTE 36-D. ... 70

Figura 27. Curva IPR del Pozo DRAGO NORTE 36-D. ... 72

Figura 28. Análisis P/T del Pozo DRAGO NORTE 36-D. ... 74

(18)

VII

INDICE DE ECUACIONES

PÁGINA

Ecuación 1. Porosidad ... 9

Ecuación 2. Saturación ... 9

Ecuación 3. Factor Volumétrico del Petróleo (Bo) ... 10

Ecuación 4. Factor Volumétrico del Gas (Bg) ... 10

Ecuación 5. Solubilidad del Gas (Rs) ... 11

Ecuación 6. Compresibilidad del Petróleo (Co) ... 11

Ecuación 7. Índice de Productividad (IP) ... 12

Ecuación 8. Índice de Productividad (IP) para Flujo Continuo ... 13

Ecuación 9. Eficiencia de Flujo……….14

Ecuación 10. IPR cuando Pwf>Pb ... 15

Ecuación 11. Caudal (Q)………...16

Ecuación 12. Caudal en el Punto de Burbuja (Qb) ... 16

Ecuación 13. Caudal Máximo (Qmax) ... 16

Ecuación 14. Índice de Productividad (IP) cuando Pwf<Pb ... 17

Ecuación 15. Presión requerida en la Cabeza del Pozo (Pwh) ... 17

Ecuación 16. Presión requerida en el Fondo del Pozo (Pwf) ... 18

Ecuación 17. Pérdidas de Presión en Medio Poroso ... 26

Ecuación 18. Pérdidas de Presión ... 26

Ecuación 19. Pérdidas del Presión a través del Restricciones ... 26

Ecuación 20. Pérdidas de Presión a través de la Válvula de Seguridad ... 26

Ecuación 21. Pérdidas de Presión a través del Estrangulador Superficial 26 Ecuación 22. Pérdidas de Presión en la Línea de Flujo Superficial ... 27

Ecuación 23. Pérdidas de Presión Totales en la Entrada del la Tubería de Producción…………. ... 27

Ecuación 24. Pérdidas de Presión Totales en la Línea de Flujo Superficial incluyendo el estrangulador ... 27

Ecuación 25. Entrada al Nodo (INFLOW) ... 29

(19)

VIII

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA Anexo 1. Completación del Pozo DRAGO NORTE 01. ... 83

Anexo 2. Completación del Pozo DRAGO NORTE 24. ... 84

(20)

IX

RESUMEN

El presente proyecto se basa en la implementación del Software PIPESIM

para el control y evaluación de datos de producción de los pozos del

campo Drago Norte para la verificación y comprobación de la producción

de dichos pozos mediante un análisis nodal, el cual permite conocer la

situación actual del pozo, pronósticos de desempeño de los diversos

elementos que integra el sistema de terminación y producción del pozo.

El Software PIPESIM tiene varias aplicaciones que realiza análisis nodal

por lo que se define específicamente que este proyecto está dirigido al

Modelamiento del rendimiento de la bomba electrosumergible, en este

modelamiento toma en cuenta los datos del yacimiento, datos del pozo,

datos de los fluidos producidos de los pozos del Campo Drago.;

realizaremos un estudio detallado de cada pozo, construcción de los

pozos, IPR, efectividad de la bomba, análisis P/T y nodal en cada pozo.

La búsqueda de la industria petrolera Ecuatoriana en utilizar nuevos

métodos que puedan dar soluciones rápidas, confiables ha dado origen a

que se implemente nuevas tecnologías las cuales permitan obtener

(21)

X

ABSTRACT

The present project is based on the Software Deployment PIPESIM for the

control and evaluation of production data for the wells on the field Drago

North for verification and checking of the production of such wells through a

nodal analysis, which allows us to know the current situation of the pit,

forecasts of performance of the various elements that integrates the system

of completion and production from the well.

The Software PIPESIM has multiple applications that performs nodal

analysis by what is specifically defines that this project is targeted for the

modeling of the performance of the pump electrosumergible, in this

modeling takes into account data from the reservoir, data from the

borehole, data from the produced fluids of the wells on the Field Drago.; we

will make a detailed study of each well, construction of wells, IPR,

effectiveness of the pump, analysis P/T and nodal in each well.

The search for Ecuador's oil industry to use new methods which can give

quick solutions, reliable has given rise to implement new technologies

(22)

1

1 NTRODUCCIÓN

El sistema de bombeo electrosumergible en la actualidad, es el sistema de

extracción de petróleo más usado en el Ecuador por las empresas de

servicio en los diferentes campos petroleros, debido a su efectividad y

capacidad de recuperar grandes volúmenes de fluido.

El proyecto, comprende de una descripción de la situación actual del Área

Drago Norte, así como también de la ubicación, geología, geofísica,

características del yacimiento, propiedades de la roca y fluido, reservas,

pozos productores, , y una breve descripción de la completación de

producción de los pozos que operan en el Área.

Al igual que la teoría y el procedimiento para realizar el análisis nodal de

pozos que producen con bombeo electrosumergible. Además las gráficas

de análisis nodal y del punto óptimo de operación que son utilizados para la

ejecución del proyecto.

Se realiza el estudio técnico de simulación de los pozos seleccionados en

el proyecto, considerando su completación el cual es un equipo de bombeo

electrosumergible, con los cuales se logrará un análisis de producción de

las diferentes arenas que se producen en el campo Drago Norte.

Finalmente, se menciona un conjunto de conclusiones y recomendaciones

(23)

2

1.1 PROBLEMA

En la investigación de los pozos lo más importante es tratar de especificar

si el pozo ha tenido algún daño, reacondicionamientos o problemas durante

su producción y saber en qué condiciones se encuentra dicho pozo.

Como consecuencia de lo mencionado daría como resultado una acertada

simulación de la producción, para esta simulación se debe tener en cuenta

algunos parámetros como la sumergencia de la bomba, tipo de bomba a

utilizar.

De complejos pozos individuales a grandes redes de producción, el estado

estacionario simulador de flujo multifásico PIPESIM permite simular la

producción durante el ciclo de vida completo.

1.2 JUSTIFICACIÓN

El Software PIPESIM es propiedad de la empresa Schlumberger, aquí en el

Ecuador la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH)

trabaja con este software para diferentes proyectos en el área de

simulación.

El Software PIPESIM permite optimizar la vida y rendimiento del pozo a

través del modelado integral y sistemas de levantamiento artificial.

Además el software PIPESIM entrega los flujos de trabajo más completos

de aseguramiento de flujo en estado estacionario en la industria del

petróleo y el gas, el apoyo a las decisiones de gestión de campo y

operaciones de producción. Software PIPESIM incorpora correlaciones

estándar de la industria de flujo multifásico, así como los modelos

mecanicistas de 3 fases avanzadas. Estos modelos permiten el cálculo de

los regímenes de flujo, y la pérdida de presión para todos los nodos a lo

(24)

3

1.3 OBJETIVOS

1.3.1 OBJETIVO GENERAL.

Implementar el Software PIPESIM para la evaluación y control de datos de

producción de pozos petroleros del Campo Drago Norte de la Amazonía

Ecuatoriana.

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.

 Describir los datos que se necesita para realizar la simulación el

Software PIPESIM.

 Describir el Estado Mecánico de los pozos y su índice de

productividad con información secundaria obtenida de la Agencia de

Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH).

 Establecer los nodos en la completación para la obtención de las

pérdidas de presión en los diferentes puntos del sistema.

 Realizar un análisis técnico comparativo en porcentaje con los datos

obtenidos del Software PIPESIM y los datos de información

secundaria (ARCH) para determinar si la bomba está

sobredimensionada.

 Sugerir una propuesta técnica para evitar las pérdidas de presiones

en la pared de los intervalos de disparo en las arenas Ui y Ts en los

(25)

4

2 MARCO TEÓRICO

2.1 INFORMACIÓN GENERAL DEL ÁREA

2.1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO DRAGO.

La ubicación del campo Drago se divide en dos grandes estructuras

llamadas Drago y Drago Norte- Este. Está ubicada en la cuenca Oriente

Sacha- Shushufindi.

El campo Drago Norte está situado en la Provincia de Sucumbíos a 194 km

de la ciudad de Quito.

(Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH)., 2015)

(26)

5

2.1.2 COORDENADAS UTM CAMPO DRAGO.

Tabla 1. Coordenadas UTM del CAMPO DRAGO.

Plataforma Salida (PAD)

Llegada (profundidad)

9’979.110,062 N

308.174,116 E

2.1.3 COORDENADAS GEOGRÁFICAS DEL CAMPO DRAGO.

El campo Drago geográficamente se extiende de latitud Sur desde los

00°10’4.229’’ a los 00°12’26.483’’ hasta la longitud Oeste de 76°44’26.045’’.

2.1.4 GEOLOGÍA DEL CAMPO DRAGO.

El campo Drago inicialmente fue definida su estructura con sísmica 2D y

entre los años 2002 y 2003 se lo ha detallado al campo Drago con una

sísmica en 3D.

2.1.5 ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO DRAGO.

En la perforación de los pozos exploratorios Drago, Drago Norte 1, se

atravesó sedimentos Pre-Hollín, de una posible edad Jurásica, las

formaciones:

Hollín, Napo, Tena del Cretácico-Paleoceno, Tiyuyacu del Eoceno,

Orteguaza del Oligoceno, y una potente sección del Mio-Plioceno

(27)

6

2.1.6 FORMACIONES Y UNIDADES GEOLÓGICAS.

Las unidades geológicas son:

 Formación Orteguaza.

 Formación Tiyuyacu.

 Basal Tena.

 Formación Tena.

 Caliza M1.

 Caliza M2.

 Arenisca M2.

 Caliza A.

 Zona U Superior.

 Zona U Inferior.

 Caliza B.

 Zona T Superior.

 Zona T Inferior.

 Formación Napo.

 Formación Hollín.

(28)

7

2.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO DRAGO

.

(EP- PETROECUADOR, 2014)

(29)

8

2.3 ANÁLISIS ESTRUCTURAQL DE LAS ARENAS

2.3.1 ANÁLISIS ESTRUCTURAL.

 Arenisca U Superior.

 Arenisca U Inferior (Pozos seleccionados).  Arenisca T Superior (Pozo seleccionado).  Arenisca T Inferior.

2.3.2 ANÁLISIS ESTRATIGRÁFICO.

El análisis estratigráfico de los ciclos depositacionales regionales Ts y Ui

identificados en el campo Drago de acuerdo a los pozos perforados

Los reservorios principales que contienen hidrocarburo son las zonas

arenosas Ui y Ts, se encuentran intercaladas por estratos de lutita que

separan los cuerpos arenosos como la roca reservorio con buenos

parámetros petrofísicos.

Tabla 2. Niveles Productivos de los Reservorios U y T.

RESERVORIOS PROFUNDIDAD (pies)

U SUPERIOR -8586

U INFERIOR -8695

T SUPERIOR -8845

T INFERIOR -8877

(30)

9

2.4 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL YACIMIENTO Ui y

Ts.

Las propiedades petrofísicas del yacimiento Ui y Ts del Campo Drago son

las siguientes:

 Permeabilidad.  Porosidad.  Saturación.

Porosidad.

∅ =

𝐕𝐨𝐥ú𝐦𝐞𝐧 𝐝𝐞 𝐞𝐬𝐩𝐚𝐜𝐢𝐨𝐬 𝐩𝐚𝐫𝐚 𝐚𝐥𝐦𝐚𝐜𝐞𝐧𝐚𝐫 𝐟𝐥𝐮𝐢𝐝𝐨

𝐕𝐨𝐥ú𝐦𝐞𝐧 𝐭𝐨𝐭𝐚𝐥 𝐝𝐞 𝐥𝐚 𝐫𝐨𝐜𝐚

(%)

[ 1]

La ecuación de la porosidad se expresa por el porcentaje de volumen de

poros respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta).

Saturación.

𝐒𝐨 + 𝐒𝐠 + 𝐒𝐰 = 𝟏

[2]

Donde:

So= Saturación del petróleo.

Sg= Saturación del gas.

(31)

10

Tabla 3. Propiedades Petrofísicas del CAMPO DRAGO.

ARENA PROFUNDIDAD REFERENCIA

(pies)

K (mD) Φ (%) So (%) Sw (%)

Napo (Ui)

8592 225 16.0 83.9 16.1

Napo (Ti)

8813 44 12.6 82.2 17.8

Hollín Sup.

8958 38 15.0 40 60

2.5 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Las propiedades de los fluidos en el yacimiento son las siguientes:

 Factor Volumétrico del Petróleo (Βₒ).

 Factor Volumétrico del Gas (βg).

 Viscosidad (µ).

 Gas en Solución.

 Solubilidad del Gas (Rs).

 Compresibilidad del Petróleo (Co).

Factor Volumétrico del Petróleo (Bo).

𝛃

_𝐎

= (

𝐁𝐘

𝐁𝐍

)

[ 3]

Donde:

BY= Barriles de petróleo en el yacimiento.

BN= Barriles de petróleo a condiciones normales.

Factor Volumétrico del Gas (Bg).

𝛃

_{𝐠=𝟎,𝟎𝟐𝟖𝟐𝟕∗}𝐙𝐘𝐚𝐜∗𝐓𝐘𝐚𝐜 𝐏𝐘𝐚𝐜 (

𝐏𝐂𝐘 𝐏𝐂𝐍)

(32)

11 Donde:

Tyac= Temperatura del yacimiento (ºR). Pyac= Presión del yacimiento (psi). Zyac= Factor de compresibilidad.

Solubilidad del Gas (Rs).

𝐑

_𝐒

=

𝐏𝐢𝐞𝐬 𝐜ú𝐛𝐢𝐜𝐨𝐬 𝐝𝐞 𝐠𝐚𝐬 𝐝𝐢𝐬𝐮𝐞𝐥𝐭𝐨 𝐚 𝐂𝐨𝐧𝐝𝐢𝐜𝐢𝐨𝐧𝐞𝐬 𝐍𝐨𝐫𝐦𝐚𝐥𝐞𝐬_{𝐁𝐚𝐫𝐫𝐢𝐥𝐞𝐬 𝐝𝐞 𝐩𝐞𝐭𝐫ó𝐥𝐞𝐨 𝐚 𝐂𝐨𝐧𝐝𝐢𝐜𝐢𝐨𝐧𝐞𝐬 𝐍𝐨𝐫𝐦𝐚𝐥𝐞𝐬}

= (

𝐏𝐂𝐍_𝐁𝐍

)

[5]

Compresibilidad Isotérmica del Petróleo (Co).

𝐂

_𝐨

= −

𝟏_𝐕𝐝𝐕 𝐝𝐩

(

𝐁𝐍

𝐁𝐘

)

[ 6]

Donde:

V= volumen.

dV/dP = Es una pendiente negativa, el signo negativo convierte la

(33)

12 (Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH)., 2015)

2.6 COMPORTAMIENTO DE FLUIDO EN FORMACIONES

PRODUCTORAS.

2.6.1 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP).

El índice de productividad (IP), es un indicador que tiene la capacidad o

habilidad para producir fluido de un pozo.

𝐈𝐏 =_{(𝐏𝐫−𝐏𝐰𝐟)}𝐐 (𝐛𝐩𝐩𝐝_𝐩𝐬𝐢 ) [7]

Donde:

IP= Índice de productividad (bppd/psi).

Q= Caudal del fluido (bppd).

(34)

13 Pr= Presión del reservorio o presión estática promedio del yacimiento (psi).

Pwf= Presión de fondo fluyente o presión dinámica del yacimiento @ Q

conocido (psi).

Tabla 5.Escala de Valores del Índice de Productividad en bppd/lpc.

RANGO ESCALA IP

PRODUCTIVIDAD BAJA IP < 0,5

PRODUCTIVIDAD MEDIA 0,5 < IP < 1,0

PRODUCTIVIDAD ALTA 1,0 < IP < 2,0

EXCELENTE PRODUCTIVIDAD 2,0 < IP

(CRAFT & Hawkins, 2011)

Índice de Productividad (IP) para Flujo Continuo.

𝐈𝐏 = _{(𝐏𝐫−𝐏𝐰𝐟)}𝐪𝐨 = 𝟎.𝟎𝟎𝟕𝟎𝟖 𝐤𝐨.𝐡

𝛍𝐨.𝛃𝐨[ 𝐋𝐧(_𝐫𝐰𝐫𝐞)+𝐒](

𝐛𝐩𝐩𝐝

𝐩𝐬𝐢 ) [8]

Donde:

IP= Índice de productividad.

Qo= Caudal de petróleo (bppd).

Pr= Presión del reservorio (psi).

Pwf= Presión de fondo fluyente (psi).

Ko= Permeabilidad del petróleo (mD).

h= Altura (m).

µo= Viscosidad del petróleo (cP).

βo= Factor volumétrico del petróleo (BY/BN). Гe= Radio de drenaje (pies).

Гw= Radio del pozo (pies).

(35)

14

2.6.2 CURVA IPR.

La curva IPR es la representación gráfica de las presiones, presiones de

fondo fluyente y la tasa de producción que el yacimiento puede aportar al

pozo.

En yacimientos sub-saturados el IPR tendrá un comportamiento combinado

debido a que la presión de fondo fluyente es mayor que la presión de

burbuja por lo que existe un flujo de una sola fase, y flujo bifásico si la

presión de fondo fluyente es menor que la presión de burbuja.

2.6.3 EFICIENCIA DE FLUJO.

La eficiencia de flujo se define como la relación entre el índice de

productividad ideal y el índice de productividad real, esta eficiencia es una

medida cuantitativa de la condición del pozo.

𝐄𝐅 = 𝐈𝐏𝐢𝐝𝐞𝐚𝐥

𝐈𝐏𝐫𝐞𝐚𝐥 =

𝐏𝐫−𝐏′𝐰𝐟 𝐏𝐫−𝐏𝐰𝐟 =

𝐏𝐫−𝐏𝐰𝐟−∆𝐏𝐬

𝐏𝐫−𝐏𝐰𝐟 [9]

Donde:

EF= Eficiencia de flujo.

Pr= Presión de reservorio (psi).

P’wf= Presión de fondo fluyente sin daño (psi).

ΔPs= Diferencia de presión en el daño de la formación (psi).

2.6.2.1 Ecuación de Vogel.

La curva IPR tendría un comportamiento lineal cuando la presión de fondo

fluyente (Pwf) sea menor o igual a la presión de burbuja (Pb) como se

(36)

15 El IPR consta de dos secciones las cuales constan de dos ecuaciones

particulares.

(CRAFT & Hawkins, 2011)

En la primera sección se da cuando la presión de fondo fluyente (Pwf) es

mayor que en punto de burbuja (Pb) donde se aplica la siguiente ecuación.

IPR cuando Pwf> Pb.

𝑸 = 𝑰𝑷 ∗ ( 𝑷𝒓 − 𝑷𝒘𝒇) (𝐛𝐩𝐩𝐝) [10]

Donde:

Pr= Presión del reservorio o presión estática promedio del yacimiento (psi).

conocido (psi).

(37)

16 En la segunda sección se da cuando la presión de fondo fluyente (Pwf) es

menor o igual que el punto de burbuja (Pb), donde se aplica las siguientes

ecuaciones.

Caudal (Q).

𝑸 = 𝒒𝒃+ (𝒒𝒎𝒂𝒙− 𝒒𝒃)[𝟏 − 𝟎, 𝟐(𝑷𝒘𝒇_𝑷𝒃)− 𝟎, 𝟖(𝑷𝒘𝒇_𝑷𝒃)𝟐](𝐛𝐩𝐩𝐝) [11]

Donde:

Qmax= Caudal máximo (bppd).

Qb= Caudal en el punto de burbuja (bppd).

Pb= Punto de burbuja (psi).

Caudal en el Punto de Burbuja.

𝐪_𝐛= 𝐈𝐏( 𝐏𝐫 − 𝐏𝐛)(𝐛𝐩𝐩𝐝) [12]

Donde:

Pr= Presión de reservorio (psi).

Caudal máximo (Qmax).

𝐪𝐦𝐚𝐱− 𝐪𝐛= 𝐈𝐏∗𝐏𝐛_𝟏,𝟖 (𝐛𝐩𝐩𝐝) [13]

Donde:

(38)

17 Pb= Punto de burbuja (psi).

Índice de Productividad (IP) cuando Pwf< Pb.

𝑰𝑷 = 𝒒

𝑷𝒓−𝑷𝒃+_𝟏,𝟖𝑷𝒃[ 𝟏−𝟎,𝟐(𝑷𝒘𝒇_𝑷𝒃)−𝟎,𝟖(𝑷𝒘𝒇_𝑷𝒃)𝟐_] (

𝐛𝐩𝐩𝐝

𝐩𝐬𝐢 ) [14]

Donde:

2.7 PRESIÓN REQUERIDA EN EL CABEZAL DEL POZO

(Pwh)

Cuando ya se conoce la tasa de producción y las pérdidas de energía en la

línea de flujo ΔPI, se puede obtener la presión requerida en el cabezal con

la siguiente ecuación.

𝐏𝐰𝐡 = 𝐏𝐬𝐞𝐩 + ∆𝐏𝐈 (𝐩𝐬𝐢) [15]

Donde:

Pwh= Presión en el cabezal o cabeza del pozo (psi).

Psep= Presión del separador (psi).

2.8 PRESIÓN REQUERIDA EN EL FONDO DEL POZO (Pwf)

Igualmente ya conocida la tasa de producción y las pérdidas de energía en

el pozo (ΔPp), se puede calcular la presión requerida en el fondo del pozo

(39)

18 𝐏𝐰𝐟 = 𝐏𝐰𝐡 + ∆𝐏𝐩 (𝐩𝐬𝐢) [16]

Donde:

Pwf= Presión requerida en el fondo del pozo (psi).

Pwh= Presión en el cabezal o cabeza del pozo (psi). ΔPp= Pérdidas de energía en el pozo (psi).

2.9 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

2.9.1 SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (BES).

El bombeo electrosumergible es un sistema de levantamiento artificial que

es altamente eficaz cuando se trata de producción de crudos livianos y

medianos, es un procedimiento que requiere mayor supervisión, control y

análisis con el fin de garantizar que el sistema tenga un comportamiento

adecuado.

El principio fundamental del bombeo electrosumergible es levantar el fluido

del reservorio hasta la superficie mediante la rotación de la bomba

electrosumergible. La potencia que tiene dicha bomba es suministrada por

un motor eléctrico que se encuentra ubicado en la sarta de producción del

pozo, a su vez la corriente que necesita ser suministrada el motor viene

desde la superficie a través del cable de potencia.

La unidad de bombeo electrosumergible (BES) se compone básicamente

de equipos de superficie, equipos de subsuelo, componentes superficiales y

(40)

19

Figura 4. Sistema del Bombeo Electrosumergible. (Vargas, Bombeo Electrosumergible, 2012)

2.9.2 EQUIPOS DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (BES).

Una unidad de bombeo electrosumergible está constituida en dos partes:

Componentes en Superficie:

 Transformador.

 Caja de venteo.

 Tablero de control.

 Cabezal.

(41)

20

 Variador.

Componentes en Fondo:

 Motor eléctrico.

 Separador de gas.

 Sensor de fondo.

 Sección sellante.

 Cable de descarga de la bomba.

2.9.3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE.

2.9.3.1 Ventajas.

 La principal ventaja del Bombeo Electrosumergible es que no dispone de partes móviles en superficie.

 No tiene muchas instalaciones en superficie a excepción del control de velocidad del motor

 Su instalación ayuda a la disminución del impacto ambiental.  Es un sistema automatizado.

 Es habitualmente usado en pozos desviados y costa afuera (altos volúmenes de corte de agua).

 El bombeo Electrosumergible es factible para producción de altos

volúmenes de crudo.  Tiene una vida útil larga.

 Puede usarse para inyectar fluidos a la formación.

2.9.3.2 Desventajas.

(42)

21  No es conveniente en pozos con alto GOR y con problemas de

arena.

 La fuente de electricidad tiene que ser fiable y confiable.  Altos consumo de potencia.

 Su diseño es complejo.

 El Bombeo Electrosumergible es propenso a la producción de gas y arena.

 La bomba y el motor son susceptibles a fallas.

2.9.4 SELECCIÓN DE UN SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE.

A continuación se describe la lista de parámetros básicos requeridos para

el proceso de diseño:

• Datos del pozo.

• Datos de producción actuales.

• Posibles problemas del pozo.

• Fuentes de energía.

• Condición de fluido del pozo (actual).

2.9.5 SELECCIÓN DE LA BOMBA ELECTRO SUMERGIBLE.

Los principales parámetros que caracterizan una bomba son:

 Tipo de la Bomba requerida para cada pozo.

 Serie de la bomba.

(43)

22

3 METODOLOGÍA

3.1 ANÁLISIS NODAL

El programa PIPESIM fue desarrollado originalmente por la empresa Baker

Jardine.

Esta empresa se formó en 1985 para proporcionar software y servicios de

consultoría para la industria de petróleo y gas. En abril de 2001, Baker

Jardine fue adquirida por Schlumberger.

Análisis nodal ha sido durante mucho tiempo el método establecido para

evaluar el desempeño del pozo, y es fundamental para comprender el

comportamiento del mismo así también de todo el sistema.

El análisis nodal que se va a realizar con el Software Pipesim permite

establecer un sistema de simulación de los pozos seleccionados y evaluar

los parámetros para nuestro estudio que son los siguientes:

 Determinar la caída de presión en los nodos del sistema.

 Obtener pronósticos acertados de fluido de producción.

 Evaluar la producción teniendo diferentes cambios en el sistema.

PIPESIM constituye un software rápido y eficiente para ayudar a

incrementar la producción y conocer el potencial de su yacimiento. PIPESIM

no sólo modela el flujo multifásico desde el yacimiento hasta el cabezal del

pozo, sino que además tiene en cuenta el desempeño de la línea de flujo y

de las instalaciones de superficie para proveer un análisis integral del

sistema de producción.

La aplicación del Software Pipesim para este proyecto es el Modelado del

rendimiento de la bomba electrosumergible lo cual se por lo cual son

(44)

23 a. Datos del Yacimiento.

 Presión del Yacimiento.

 Daño de formación.

 Temperatura de fondo fluyente, ºF

 Presión de fondo Fluyente, psi..

 Temperatura del yacimiento, ° F.

 Permeabilidad, mD.

 Porosidad, %.

 Espesor de la arena, pie.

 Radio de drenaje, pie.

 Compresibilidad de la formación, Psiˉꞌ

b. Datos del pozo:

 Estado mecánico del pozo.

 Intervalos de disparo, pie.

 Temperatura de superficie, ° F.

 Producción de petróleo, bppd.

 Producción de agua, bapd.

 Relación Gas/ Petróleo, PCS/BF.

 Historial de producción, bppd.

 Presión de superficie, psi.

 Datos del sistema de levantamiento artificial.

c. Datos de los fluidos producidos.

 Gravedad específica de los fluidos producidos.

 Relación de solubilidad, PCS/BF.

 Presión de burbuja, psi.

La descripción del estado mecánico de los pozos se detalla de acuerdo al

tipo de completación que tienen los mismos y que son proporcionados por

(45)

24 Los tres pozos están constituidos por una completación tipo BES, cada uno

con un tipo específico de bomba, zonas de punzonamiento, profundidad de

perforación (pies).

El índice de productividad de los diferentes pozos está establecido con la

siguiente fórmula:

𝐈𝐏 =_{(𝐏𝐫−𝐏𝐰𝐟)}𝐐 (𝐛𝐩𝐩𝐝_𝐩𝐬𝐢 ) [7]

Donde:

Pr= Presión del reservorio o presión estática promedio del yacimiento (psi).

conocido (psi).

3.2 ELEMENTOS DEL ANÁLISIS NODAL

Los elementos y por consiguiente el procedimiento del análisis nodal ha

sido reconocido en la industria hidrocarburífera como un sistema adecuado

para evaluación y el diseño de pozos fluyentes naturales como en pozos

que tienen algún sistema de levantamiento artificial de producción.

El sistema de producción que realiza el análisis nodal tiene 2 componentes

básicos:

1. En el yacimiento el flujo que pasa a través de un medio poroso en el

cual se debe considerar el daño ocasionado por la cementación y los

(46)

25 2. El flujo que pasa a través de la tubería vertical en el cual debemos

considerar posibles restricciones como empaquetamientos,

estranguladores de fondo y válvulas de seguridad.

(SCHLUMBERGER, Marzo 2012)

Cuando se va variando los caudales y simultáneamente aplicando el

método de correlaciones de flujo multifásico dependiendo de las

características de los fluidos se calculará la caída de presión en cada uno

de los nodos.

Después de la selección de un nodo en solución que casi siempre es la

presión del separador, las caídas de presión son adicionadas al nodo de

partida que generalmente es la presión estática del yacimiento con lo que

se genera las siguientes ecuaciones:

Pérdidas de presión en medio poroso.

(47)

26

∆𝐏𝟏 = 𝐏𝐫 − 𝐏𝐰𝐟𝐬(𝐩𝐬𝐢) [17]

Donde:

Pr= Presión del reservorio (psi).

Pwfs= Presión de fondo fluyente estático (psi).

Pérdidas de presión en la cara del pozo.

∆𝐏𝟐 = 𝐏𝐰𝐟𝐬 − 𝐏𝐰𝐟 (𝐩𝐬𝐢) [18]

Donde:

Pwfs= Presión de fondo fluyente estático (psi).

Pérdidas de presión a través de restricciones.

∆𝐏𝟑 = 𝐏_𝐔𝐑− 𝐏_𝐃𝐑 (𝐩𝐬𝐢) [19]

Donde:

PUR = Presión arriba de las restricciones (psi).

PDR = Presión debajo de las restricciones (psi).

Pérdidas de presión a través de la Válvula de Seguridad.

∆𝐏𝟒 = 𝐏𝐔𝐒𝐕− 𝐏𝐃𝐒𝐕 (𝐩𝐬𝐢) [20]

Donde:

Pusv= Presión arriba de la válvula de seguridad (psi).

PDSV= Presión debajo de la válvula de seguridad (psi).

Pérdidas de presión a través del Estrangulador Superficial.

(48)

27 Donde:

Pwh= Presión del cabezal o en la cabeza del pozo (psi).

Pérdidas de presión en la Línea de Flujo Superficial.

∆𝐏𝟔 = 𝐏𝐃𝐒𝐂− 𝐏𝐒𝐄𝐏 (𝐩𝐬𝐢) [22]

Donde:

Psep= Presión del separador en superficie (psi).

Pérdidas de presión totales en la entrada de la Tubería de Producción.

∆𝐏𝟕 = 𝐏𝐰𝐟 − 𝐏𝐰𝐡 (𝐩𝐬𝐢) [23]

Donde:

Pérdidas de presión totales en la Línea de Flujo Superficial incluyendo en el

Estrangulador.

∆𝐏𝟖 = 𝐏𝐰𝐡 − 𝐏𝐒𝐄𝐏 [24]

Donde:

Psep= Presión del separador en superficie (psi).

Para este sistema se considera constante para fines netamentes de cálculo

la presión estática de yacimiento (Pws) y la presión del separador en

superficie (Psep).

La ubicación de los nodos para un buen análisis de producción está

detallada en la (Figura 6) en el cual debemos tener en cuenta que se

necesita tener la presión en el punto de partida para realizar dichos

(49)

28 (SCHLUMBERGER, Marzo 2012)

3.3 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

En la vida productiva del pozo existen siempre dos presiones que

permanecen fijas y las cuales no están en función del caudal. Una de esas

presiones es la presión promedio del reservorio (PR) y otra es la presión de

salida del sistema.

La presión de salida comúnmente es la presión del separador Psep, pero si

la presión del pozo es controlada con un orificio en la superficie, la presión

fija a la salida del sistema será la presión de cabeza (Pwh).

Una vez que el nodo es seleccionado la presión del nodo es calculada en

ambas direcciones comenzando desde las fijas.

Todos los componentes aguas arriba del nodo (Upstream) comprende la

sección de entrada (Inflow), mientras que la sección de salida (outflow)

(50)

29 consiste en todos los componentes que se encuentran aguas abajo del

nodo (Downstream).

Entrada al nodo (INFLOW).

𝐏𝐑− ∆𝐩 (𝐮𝐩𝐬𝐭𝐫𝐞𝐚𝐦) = 𝐏𝐧𝐨𝐝𝐨 (𝐩𝐬𝐢) [25]

Donde:

PR= Presión de reservorio (psi).

Δp= Caída de presión en componente agua arriba (psi).

P(nodo)= Presión del nodo (psi).

Salida del nodo (OUTFLOW).

𝐏𝐒𝐄𝐏− ∆𝐩 (𝐝𝐨𝐰𝐧𝐬𝐭𝐫𝐞𝐚𝐦) = 𝐏𝐧𝐨𝐝𝐨 (𝐩𝐬𝐢) [26]

Donde:

PSEP= Presión del separador (psi).

Δp= Caída de presión en componente agua abajo (psi).

P(nodo)= Presión del nodo (psi).

La caída de presión Δp, en cualquier componente varía con el caudal, q.

Por lo tanto un gráfico de la presión versus el caudal producirá dos curvas,

la cuales se interceptan satisfaciendo las condiciones antes mencionadas.

(51)

30 .

(HIRSCHFELDT, 2012)

Si el cambio se realiza aguas arriba del nodo (upstream) la curva de salida

del nodo (outflow) no sufrirá cambios o alteraciones.

Las curvas se pueden desplazar si cambiamos las condiciones fijas con lo

que el procedimiento puede ser graficado teniendo en cuenta un sistema

simple de producción eligiendo a la presión de cabeza o presión a la boca

del pozo como un punto referencial.

A este punto o nodo lo denominaremos punto 3 como se detalla en la

Figura 8.

(52)

31

(HIRSCHFELDT, 2012)

El efecto de cambio del diámetro del tubing, este cambio es limitado por el

diámetro del casing, provoca un aumento del caudal (Q) y un aumento en la

presión en la boca de pozo.

El análisis usado más frecuente es seleccionar el Nodo entre el reservorio y

el sistema de producción de superficie.

Seleccionando el Nodo en este punto divide al pozo en dos componentes, el

reservorio y el sistema de producción en superficie.

El efecto del cambio en los diámetros de tubing sobre la capacidad de flujo

del sistema es ilustrado gráficamente en la Figura 9.

Un sistema de producción puede ser optimizado seleccionando una

combinación de componentes característicos que permitan lograr la máxima

producción al menor costo posible. Aunque la caída de presión global del

(53)

32 sistema podría ser fijada en un momento particular, la capacidad de

producción del sistema dependerá donde ocurra la caída de presión.

Si es mucha la presión que cae en un componente o módulo, habrá una

insuficiente presión remanente para un rendimiento eficiente de los otros

módulos.

3.4 PIPESIM

Para el análisis técnico comparativo en porcentaje necesitamos el historial

de producción de cada arena en los pozos escogidos, si el rango es mayor

al 10% se considera un cálculo erróneo.

La gráfica de dimensionamiento de la bomba que nos da el simulador se

puede evidenciar el punto óptimo de operación de dicha bomba.

Para la propuesta técnica se debe analizar la rango de pérdida de presión

en la pared del pozo para así proponer el mecanismo más adecuado para

(54)

33

4 CAMPO DRAGO

4.1 PRODUCCIÓN DE FLUIDOS DEL YACIMIENTO “U”

4.1.1 POZO DRAGO NORTE 01.

.

MES

bfpd

bapd

bppd

Corte de agua (%)

ene-15

523

105

418

20 feb-15

672

95

582

15 mar-15

585

125

460

20 abr-15

578

120

451

20

Figura 9.Historial de Producción del Pozo DRAGO NORTE 01.

(55)

34

4.1.1.1 Cálculo en los nodos en el Pozo DRAGO NORTE 01.

Pr (psi)= 1807

T (ºF)= 210

API= 28,0

Figura 10.Corte de Agua arena Ui del Pozo DRAGO NORTE 01.

Tabla 7. Datos del Pozo DRAGO NORTE 01.

Tabla 8. Presiones a una TVD medida.

SG= 141,5/131,5+API 0,8871 gradiente del agua (psi/pie)= 0,433 gradiente del petróleo (psi/pie)= 0,384

TVD (pies) Presión en el punto

Pwfs (psi) = 9575 3678,09

Pwf (psi) = 9594 3685,39

PuR (psi) = 9112 3500,24

PDR (psi) = 8850 3399,59

PUSV (psi) = 20 7,68

(56)

35 Pérdidas de Presión en Medio Poroso.

∆𝑷𝟏 = 𝑷𝒓 − 𝑷𝒘𝒇𝒔 [17] ΔP1= 1807 - 1795

ΔP1= -1871,09 psi.

Pérdidas de Presión en la Cara del Pozo.

∆𝑷𝟐 = 𝑷𝒘𝒇𝒔 − 𝑷𝒘𝒇 [18] ΔP2= 3678,09- 3685,39

ΔP2= -7,30 psi

Pérdidas de Presión a Través de Restricciones.

∆𝑷𝟑 = 𝑷_𝑼𝑹− 𝑷_𝑫𝑹 [19] ΔP3= 3500,24- 3399,59

ΔP3= 100,64 psi.

Pérdidas de Presión a Través de la Válvula de Seguridad.

∆𝑷𝟒 = 𝑷𝑼𝑺𝑽− 𝑷𝑫𝑺𝑽 [20] ΔP4= 7,68- 1,92

ΔP4= 5,76 psi.

Presión requerida en la cabeza del pozo.

Pwh= ΔP3 – ΔP4

Pwh= 94,88 psi.

Pérdidas de Presión Totales en la Entrada de la Tubería de Producción.

∆𝑷𝟕 = 𝑷𝒘𝒇 − 𝑷𝒘𝒉 [23] ΔP7= 3685,39- 94,88

(57)

36

4.1.1.2 Índice de Productividad del pozo DRAGO NORTE 01.

La capacidad del pozo DRAGO NORTE 01 para producir el petróleo se

detalla mediante la siguiente fórmula:

IP =_(Pr−Pwf)Q (bppd_psi ) [7]

Enero 2015 Febrero 2015

Q (bppd)= 418 Q (bppd)= 582

Pr (psi)= 1807 Pr (psi)= 1807

Pwf (psi)= 1795 Pwf (psi)= 1795

IP (bppd/psi) = 34,83 IP (bppd/psi)= 48,5

Marzo 2015 Abril 2015

Q (bppd)= 460 Q (bppd)= 451

Pr (psi)= 1807 Pr (psi)= 1807

Pwf (psi)= 1795 Pwf (psi)= 1795

Simulador Pipesim

Q (bppd)= 724,8

Pr (psi)= 1807

Pwf (psi)= 1770

(58)

37

4.1.2 POZO DRAGO NORTE 36-D.

Figura 11.Historial de Producción del Pozo DRAGO NORTE 36-D.

Tabla 9.Historial de Producción arena Ui del Pozo DRAGO NORTE 36-D.

MES bfpd bapd bppd Corte de agua (%)

ago-15 387 383 4 10

ago-15 275 272 3 10

ago-15 155 116 39 10

ago-15 120 90 30 10

ago-15 133 100 33 10

ago-15 233 175 58 10

sep-15 233 175 58 10

sep-15 137 103 34 10

sep-15 146 44 102 10

sep-15 148 15 133 10

sep-15 157 16 141 10

sep-15 139 14 125 10

sep-15 138 14 124 10

(59)

38

Pwfs (psi) = 9845 3827,40

Pwf (psi) = 9929 3860,06

PuR (psi) = 9732 3783,47

PDR (psi) = 9500 3693,28

PUSV (psi) = 35 13,61

PDSV (psi) = 10 3,89

4.1.2.1 Cálculo en los nodos en el Pozo DRAGO NORTE 36-D.

Pr (psi)= 1654

T (ºF)= 217

API = 26,1

Figura 12. Corte de agua arena Ui del Pozo DRAGO NORTE 36-D.

Tabla 10. Datos del Pozo DRAGO NORTE 36-D.

(60)

39 Pérdidas de Presión en Medio Poroso.

∆𝑷𝟏 = 𝑷𝒓 − 𝑷𝒘𝒇𝒔 [17] ΔP1= 1654-3827,40

ΔP1= -2173,4 psi.

∆𝑷𝟐 = 𝑷𝒘𝒇𝒔 − 𝑷𝒘𝒇 [18] ΔP2= 3827,40 - 3860,06

ΔP2= -32,66 psi

∆𝑷𝟑 = 𝑷_𝑼𝑹− 𝑷_𝑫𝑹 [19] ΔP3= 3783,47 - 3693,28

ΔP3= 90,19 psi.

Pérdidas de Presión a Través de la Válvula de Seguridad.

∆𝑷𝟒 = 𝑷𝑼𝑺𝑽− 𝑷𝑫𝑺𝑽 [20] ΔP4= 13,61 - 3,89

ΔP4= 9,72 psi.

Pwh= ΔP3 – ΔP4

Pwh= 80,47 psi.

∆𝑷𝟕 = 𝑷𝒘𝒇 − 𝑷𝒘𝒉 [23] ΔP7= 3860,056- 80,47

(61)

40

4.1.2.2 Índice de Productividad del pozo DRAGO NORTE 36-D.

La capacidad del pozo DRAGO NORTE 36-D para producir el petróleo se

Agosto 2015 Agosto 2015

Q (bppd)= 4 Q (bppd)= 3

Pr (psi)= 1654 Pr (psi)= 1654