procedimientos de pruebas de cementacion presentacion

Volumen de vapor para la estimulacin de pozos horizontales: yacimiento MFB-53, Arena U1,3 Campo Bare. Realizada por el Br. Ricardo Gutirrez

Caracas, 2007

PRESENTADO POR:Br. RICARDO GUTIRREZ PREZ

UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELAFACULTAD DE INGENIERA

ESCUELA DE PETRLEO

Requisito Parcial para Optar al Ttulo deIngeniero de Petrleo

ASESOR INDUSTRIALING. VICENTE MURGUEYTIO

ASESOR ACADMICOING. ALFREDO ESSIS

Volumen de vapor para la estimulacin de pozos horizontales: yacimiento MFB-53, Arena U1,3 Campo Bare

Volumen de vapor para la estimulacin de pozos horizontales: yacimiento MFB-53, Arena U1,3 Campo Bare. Realizada por el Br. Ricardo Gutirrez 2

Contenido

Planteamiento del problema

Objetivos de la investigacin

Ubicacin geogrfica del rea

Caractersticas del yacimiento

Metodologa y Resultados

Conclusiones

Resumen de conocimientos previos

Recomendaciones


Planteamiento del Problema

RecuperacinTrmica

Maximizar Ganancias

Baja Movilidad

Bajo Rec. Primario

Baja Produccin

Estimulacin

Aprovechar Rec.

Gerencia


Qu cantidad de vapor debo inyectar?

1. Reduccin de gastos.2. Mejor aprovechamiento energtico.3. Maximizar beneficios.

1. Surgen nuevas ideas.2. Uso de herramientas ms avanzadas.3. Trabajo en equipo.4. Generacin de respuestas.

Planteamiento del Problema


Objetivos del Trabajo de Investigacin

99 General:General:9 Determinar el volumen de vapor requerido para la estimulacin de los pozos horizontales del yacimiento U1,3 MFB-53 Campo Bare, mediante el uso del Software de Simulacin Trmico STARS de CMG (Computer Modeling Group).

99 EspecEspecficos:ficos:9 Identificar las variables fundamentales necesarias para la realizacin del estudio.9 Variar las propiedades involucradas, para el planteamiento de diversos escenarios.9 Evaluar los diferentes escenarios de explotacin establecidos, mediante simulacin numrica de yacimientos.9 Determinar el tonelaje de vapor para estimulacin de los pozos horizontales presente en cada uno de los escenarios establecidos.9 Realizar un anlisis econmico de los escenarios de explotacin sealados.9 Clasificar los resultados en base a los anlisis comparativos de los escenarios.9 Realizar una base de datos para enmarcar los resultados.


Ubicacin GeogrficaUbicacin Geogrfica


Cuenca Oriental de Venezuela

Norte del ro Orinoco:desde, desembocadura del ro Arauca

hasta Boca Grande en el Delta del Orinoco

Contina por debajo del Golfo de Paria y se hunde en el

Ocano Atlntico hacia el Este del Delta del Ro Orinoco.

Levantamientodel Bal

Piedemonte de la serrania del interior Central y Oriental

Gurico Anzotegui

Monagas

Delta Amacuro


Subcuenca de Gurico

Subcuenca de Maturn

Faja Petrolfera del Orinoco (F.P.O.):Localizada en la parte Sur de la Cuenca Oriental, con una extensin de 40.000 Km2.

Subcuencas de la Cuenca Oriental de Venezuela

Areas mayores: Temblador, Oficina y las Mercedes

Ro Orinoco

Delta del Ro Orinoco

Extremo oriental de la Cuenca

Barinas-Apure

BOYACAJUNIN

AYACUCHO

CARABOBO


Es una de las reas con mayores reservas de crudo pesado y extrapesado de Venezuela. Estubicada en la regin centro sur del estado Anzotegui y comprende una superficie aproximada de 877.300 hectreas (11.300 Km2).

Rio Orinoco

El TigritoEl Tigre

San Tom

Anaco

Anzotegui

Pto. La CruzBarcelona

Area Ayacucho00 20 Kms20 Kms

Eepa

Arecuna Caria

Dobokubi

Japreria

Farante

Kuripaco

NinanUaicaTaurepaco

PiaroaOrechicanoIrapa

Huyapari

Sanema

XamatariYaruro

Rionegrino

Warao

Makiritare

Guahibo

Lache

Quiriquire

Viakchi

El TigreEl Tigrito

San Tom

Ciudad BolvarCiudad Bolvar

Bare

BAREBARE

Limita al Norte con las reas tradicionales de crudo pesado, Yopales Sur, Miga,

Melones, Lejos, Merey, Ostra, Oca, Oveja, Adas, Oritupano y Oleos

Ro Orinoco

Carabobo

Junn

rea Ayacucho


Campo Bare (Yacimiento MFB-53 / Arena U1,3)

Arena U1,3 - Campo Bare Propiedades del Yacimientorea [acres] 38742

P. Inicial [Lpc] 1200

P. Actual [Lpc] (Oeste) O-650, E-900

Temperatura [F] 137

Fr. Primario [%] 19

Fr. Actual [%] 4

Res. Rem.NpRes. Rec.P.O.E.S.

8902371.1275.935

[MMBls][MMBls][MMBls][MMBls]

Informacin de Reservas (Petrleo)Res. Rem.GpRes. Rec.G.O.E.S.

304.84032.609337.449629.165

[MMpcn][MMpcn][MMpcn][MMpcn]

Informacin de Reservas (Gas)

1.073 BY/BN106 PCN/BN9.424 %76 %80 Pies6500 mD.31 %BoiRsiAPISwiSoiANP (Prom)PermeabilidadPorosidad

Propiedad de las Rocas y de los Fluidos del Yacimiento U1,3 / MFB-53


Conocimientos PreviosConocimientos Previos


Resumen de Conocimientos Previos

Ecuacin de Darcy para pozos Horizontales: Gobierna el flujo de fluidos

Mtodo de Borisov

Mtodo de Giger Reiss - Jourdan

Otros mtodos

+

=

wh

eoo

vh

r 2hln

Lh

Lr 4ln

kh 0,00708J

Altas viscosidades presentes en crudos pesados y extrapesados

causan tasas de produccin bajas, por efecto de la baja movilidad del crudo

( )

e

2

e

v

h

w

2

oo

hh

2rL

2rL11

x

kkb

r 2hln

Lbxln

h1

k 0,00708J

++

=

=

+

=

Altas viscosidades presentes en crudos pesados y extrapesados

causan tasas de produccin bajas, por efecto de la baja movilidad del crudo


Resumen de Conocimientos Previos

Recuperacin de Petrleo

Proceso de Inyeccin de Vapor

Inyeccin Alterna de Vapor (I.A.V.)

Otros Mtodos de Recuperacin Terciaria

Simulacin Numrica de Yacimientos


Mecanismos de Recobro de Petrleo

Recuperacin Primaria

Recuperacin Secundaria

Recuperacin Terciaria Mant. de PresinInyeccin (Agua & Gas)

Procesos Trmicos

Gases Miscibles e Inmiscibles

Procesos Qumicos

Otros Procesos

Inyeccin de agua caliente

Inyeccin cclica de vapor

Inyeccin continua de vapor

SAGD

Combustin

Electromagnetismo

Hidrocarburos

Nitrgeno

Gases inertes

CO2

Soluciones alcalinas

Polmeros

Soluciones micelares

Surfactantes

Espumas

Bacterias


Gases InertesBacterias

Otros Mtodos

Inyeccin de Polmeros

Rec. Trmica

Inyeccin de Tensoactivos

RecuperacinTerciaria

Recuperacin Terciaria


Proceso de Inyeccin de Vapor

Tanque 1

Agua

Tanque 2 y 3

Planta de Tratamiento

Planta Generadora de Vapor


Perodo de Inyeccin

Perodo de Remojo

Perodo de Produccin

Inyeccin Alternada de VaporPetrleo ms Mvil



Inyeccin Continua de Vapor

SAGD & VAPEX

Combustin In-Situ

Toe To Heel Air Injection

Otros Mtodos


1. Determinacin del comportamiento de produccin.

2. Integracin de modelo Esttico y Dinmico.

3. Prediccin de produccin.

4. Desarrollo de diferentes esquemas de explotacin.

5. Otras aplicaciones.



Metodologa

Recolipacin de Informacin

Verificacin de parmetros petrofsicos

Anlisis de sensibilidad estadstico

Carac. pozo/yacimiento Condiciones de inyeccin

Generar escenarios de produccin

Creacin un submodelo representativo

Simulacin numrica

Analisis econmico y de resultados

Generar base de datos con los resultados


ResultadosResultados


Solubilidad del Gas en el Petrleo (Rs)

0

20

40

60

80

100

120

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Presin [lpca]

R

s

(

P

C

Y

/

B

Y

)

Factor Volumtrico del Petrleo - Isotrmico (Bo)

1,025

1,030

1,035

1,040

1,045

1,050

1,055

1,060

1,065

1,070

1,075

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Presin [lpca]

B

o

[

B

Y

/

B

N

]

Factor Volumtrico del Gas - Isotrmico (Bg)

0,000

0,200

0,400

0,600

0,800

1,000

1,200

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Presin [lpca]

B

g

[

P

C

Y

/

P

C

N

]

Pasos Previos a la Generacin de Resultados

Recopilacin de Informacin

Revisin del Modelo Esttico

5.72020.0126612370.03741.04440.25414.7

5.23270.013009830.02521.05158.60614.7

4.90960.013408290.01901.05876.31814.7

4.67160.013807320.01521.06593.391014.7

4.51940.014146840.01311.070106.581174.7

4.26670.014906520.01021.055106.581514.7

Co[10-6 Lpca-1]

Gas Visco[cP]

Oil Visco[cP]

Bg[PCY/PCN]

Bo[BY/BN]

Rs[PCN/BN]

Presin[Lpca]

PVT (MFB-091) Yacimiento MFB-053 / U1,3 Campo Bare

5.72020.0126612370.03741.04440.25414.7

5.23270.013009830.02521.05158.60614.7

4.90960.013408290.01901.05876.31814.7

4.67160.013807320.01521.06593.391014.7

4.51940.014146840.01311.070106.581174.7

4.26670.014906520.01021.055106.581514.7

Co[10-6 Lpca-1]

Gas Visco[cP]

Oil Visco[cP]

Bg[PCY/PCN]

Bo[BY/BN]

Rs[PCN/BN]

Presin[Lpca]


Revisin del Modelo de Fluido


Profundidad < 3000

Espesor > 20

Porosidad > 20 %

Permeabilidad > 1000 mD

Alta saturacin de Petrleo (So)

Saturacin de Agua < 40 %

Pozo Candidato

Pozo MFB-0433

Pozo seleccionado, MFB-0433

Factibilidad de la aplicacin de I.A.V.


Mallado del Modelo

MFB-0433

Distribucin del Mallado50 Celdas en direccin X

80 Celdas en direccin Y

50 Capas en direccin Z

Total: 200.000 Celdas

Pozo MFB-0433



COTEJO DE PRODUCCIN DE GAS, POZO MFB0433 - YACIMIENTO MFB053 ARENA U1,3 DEL CAMPO BARE

0

50000

100000

150000

200000

250000

1995 1996 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Tiempo (Date)

G

a

s

A

c

u

m

u

l

a

d

o

(

M

b

b

l

)

GAS ACUMULADO (Mpc) GAS ACUMULADO COTEJADO (Mpc)

COTEJO DE PRODUCCIN DE AGUA, POZO MFB0433 - YACIMIENTO MFB053 ARENA U1,3 DEL CAMPO BARE

0

50

100

150

200

250

1995 1996 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Tiempo (Date)

A

g

u

a

A

c

u

m

u

l

a

d

a

(

M

b

b

l

)

AGUA ACUMULADA (Mbbl) AGUA ACUMULADA COTEJADA (Mbbl)

PRESIN DEL YACIMIENTO MFB-53 ARENA U1,3 CAMPO BARE OESTE

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

1982 1984 1987 1990 1993 1995 1998 2001 2004 2006

Tiempo (d)

P

r

e

s

i

n

(

l

p

c

)

ORIGINAL AL DATUM Potencial (AL DATUM)

Cotejo de Produccin de Petrleo

Cotejo de Produccin de Agua

Cotejo de Produccin de Gas

Comportamiento de Presin

Verificacin de la Integracin de los Modelos

COTEJO DE PRODUCCIN DE PETRLEO, POZO MFB0433 - YACIMIENTO MFB053 ARENA U1,3 DEL CAMPO BARE

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

1995 1996 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Tiempo (Date)

P

e

t

r

l

e

o

A

c

u

m

u

l

a

d

o

(

M

b

b

l

)

PETRLEO ACUMULADO (Mbbl) PETRLEO ACUMULADO COTEJADO (Mbbl)


ParParmetrosmetrosOperacionelesOperacioneles

Tasa de Inyeccin de Vapor = 500 Ton/D

Tiempo de Remojo = 7 Das

Tasa aproximada de produccin de petrleo fropara comenzar con la inyeccin = 200 BPD

CondicionesCondicionesI.A.V.I.A.V.

Calidad del Vapor = 80 %

Presin de Inyeccin = 1.200 Lpc

Temperatura de Inyeccin = 560 F

Condiciones para la Inyeccin

Restricciones para la Produccin

RestriccionesRestriccionesDe Prod.De Prod.

Corte de Agua 90 %

Tasa Min. de Petrleo Producido= 30 BN/D

Relacin Gas Petrleo 2000 PCN/BN

Parmetros Operacioneles para I.A.V.

Parmetro Tcnicos Operativos para I.A.V.


Evaluacin Petrofsica

Anlisis Estadstico Comparativo

Seleccin de Rango de Aplicacin

Espesor

Porosidad

Permeabilidad

Tabla Resultado

ESPESOR (ESTADSTICA)

0

5

10

15

20

25

30

8 16 23 31 39 47 54 62 70 78 85 93 101 109 116 124 132 140 147 155

RANGO DE CLASE

F

R

E

C

U

E

N

C

I

A

0

50

100

150

200

250

300

F

R

E

C

U

E

N

C

I

A

A

C

U

M

U

L

A

D

A

POROSIDAD (ESTADSTICO)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0,0368 0,0543 0,0718 0,0892 0,1067 0,1242 0,1417 0,1591 0,1766 0,1941 0,2116 0,2290 0,2465 0,2640 0,2815 0,2989 0,3164 0,3339 0,3514 0,3689

RANGO DE CLASES

F

R

E

C

U

E

N

C

I

A

0

50

100

150

200

250

300

F

R

E

C

U

A

N

C

I

A

A

C

U

M

U

L

A

D

A

PERMEABILIDAD (ESTADSTICA)

0

10

20

30

40

50

60

70

1216 2202 3188 4173 5159 6145 7131 8117 9103 10089 11075 12061 13047 14033 15019 16005 16991 17977 18963 19948

RANGO DE CLASES

F

R

E

C

U

E

N

C

I

A

0

50

100

150

200

250

300

F

R

E

C

U

A

N

C

I

A

A

C

U

M

U

L

A

D

A

Espesor (pie) Porosidad (%) Permeabilidad (mD)

30 25 1000

50 29 3000

80 32 5000

110 33 7000

130 35 10000

POROSIDAD

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0,0376 0,0546 0,0716 0,0886 0,1056 0,1226 0,1396 0,1566 0,1736 0,1906 0,2075 0,2245 0,2415 0,2585 0,2755 0,2925 0,3095 0,3265 0,3435 0,3610

RANGO DE CLASE

F

R

E

C

U

E

N

C

I

A

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

ESPESOR

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

9,3 17,1 25,0 32,8 40,6 48,4 56,2 64,1 71,9 79,7 87,5 95,4 103,2 111,0 118,8 126,6 134,5 142,3 150,1 157,9

RANGO DE CLASE

F

R

E

C

U

E

N

C

I

A

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

PERMEABILIDAD

0

10

20

30

40

50

60

1855 3123 4390 5658 6926 8193 9461 10729 11996 13264 14532 15799 17067 18335 19602 20870 22138 23405 24673 25941

RANGO DE CLASE

F

R

E

C

U

E

N

C

I

A

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Anlisis Estadstico de los Parmetros Petrofsicos


Comportamiento de Produccin (I.A.V 1 Ciclo)

Caractersticas del Modelo

Py [Lpca] 650

L.H. [pie] 2000

k [mD] 7500

Pwf [Lpca] 400

h [pie] 80

Ton. Iny. [TON] 5000

COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIN POR ESCENARIO

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2005 2006 2007 2008 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019Tiempo (Date)

T

a

s

a

d

e

P

e

t

r

l

e

o

(

b

b

l

/

d

)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

P

r

o

d

u

c

c

i

n

A

c

u

m

u

l

a

d

a

d

e

P

e

t

r

l

e

o

(

M

b

b

l

)

Qo - CALIENTE Qo - FRO ACUMULADO DE PETRLEO - CALIENTEACUMULADO DE PETRLEO - FRO ACUMULADO DE AGUA - FRO ACUMULADO DE AGUA - CALIENTE


Tabla Final

Py Pwf L.H. Ton. Iny.800650500

25001000500400300

5000

200

150020003000

7500

100 400010000

Py Pwf L.H. Espesor Permeabilidad Ton. Iny.800 500 1000 30 1000 2500650 400 1500 50 3000 5000500 300 2000 80 5000 7500

200 3000 110 7000 10000100 4000 130 10000

Escenario Rep.

Escenario EstablecidoTOTAL SON 7.500

ESCENARIOS DE PRODUCCIN

Estudio de Parmetros Generales

Py Pwf L.H. Espesor Permeabilidad Ton. Iny.800 500 1000 30 1000 2500650 400 1500 50 3000 5000500 300 2000 80 5000 7500

200 3000 110 7000 10000100 4000 130 10000


Py L.H. PERM. ESPESOR Pwf TON. INY.650 4000 7000 80

Py L.H. PERM. ESPESOR Pwf TON. INY. CALIENTE FRIO CALIENTE FRIO650 4000 7000 80 500 2500 569.064 483.990 119.981 85.972650 4000 7000 80 500 5000 601.008 483.990 159.555 85.972650 4000 7000 80 500 7500 642.060 483.990 214.526 85.972650 4000 7000 80 500 10000 688.549 483.990 267.101 85.972650 4000 7000 80 400 2500 688.985 586.949 141.919 101.081650 4000 7000 80 400 5000 727.709 586.949 189.769 101.081650 4000 7000 80 400 7500 777.463 586.949 256.443 101.081650 4000 7000 80 400 10000 833.766 586.949 320.316 101.081650 4000 7000 80 300 2500 771.028 660.525 160.230 116.282650 4000 7000 80 300 5000 813.032 660.525 211.666 116.282650 4000 7000 80 300 7500 867.098 660.525 283.559 116.282650 4000 7000 80 300 10000 928.381 660.525 352.720 116.282650 4000 7000 80 200 2500 824.897 710.140 176.521 131.327650 4000 7000 80 200 5000 868.404 710.140 229.107 131.327

Criterios de seleccin para la bsqueda de datos, administrados por el usuario.

CARACTERSTICAS DEL POZO, CONDICIONES DE INYECCIN Y PROPIEDADES DEL YACIMIENTO Np (Mbbl) Wp (Mbbl)

PDVSA

500 lpca.

650 lpca.

800 lpca.

1000 ft.

1500 ft.

2000 ft.

3000 ft

4000 ft.

1000 mD.

3000 mD

5000 mD.

7000 mD.

10000 mD.

30 ft.

50 ft.

80 ft.

110 ft.

130 ft.

500 lpca.

400 lpca.

300 lpca.

200 lpca.

100 lpca.

2500 Ton.

5000 Ton.

7500 Ton.

10000 Ton.

Presin de Yac. Long. Horizontal Perm. Espesor Pwf Toneladas

BASE DE DATOS I.A.V. YACIMIENTO U1,3 MFB-53 BARE ESTE-OESTE

Filtrar PropiedadesSeleccione las propiedades a ser filtradasy luego presione "Filtrar Propiedades"NOTA: Si no selecciona una propiedad esta no ser f

BASE DE DATOS INYECCIN ALTERNA DE VAPOR

Ralizado por: Ricardo Gutirrez

YACIMIENTO U1,3 / MFB-53 CAMPO BARE

PDVSA

Entrar a Base de DatosEntrar a Base de Datos

BASE DE DATOS INYECCIN ALTERNA DE VAPOR

Ralizado por: Ricardo Gutirrez

YACIMIENTO U1,3 / MFB-53 CAMPO BARE

PDVSA

Entrar a Base de DatosEntrar a Base de Datos

Base de Datos Generada


0

50

100

150

200

250

300

350

400V

.

P

.

N

.

(

M

.

U

.

S

.

$

)

1000 1500 2000 3000 4000Longitud Horizontal (pie)

V.P.N. de la I.A.V. (Propiedades Promedio)

2500 5000 7500 10000

0

50

100

150

200

250

300

350D

e

l

t

a

N

p

(

M

b

b

l

)

1000 1500 2000 3000 4000Longitud Horizontal (pie)

Np Incremental de la I.A.V. (Propiedades Promedio)

2500 5000 7500 10000

Escenario Promedio del Yacimiento

Py Permeabilidad Espesor

650 Lpc. 6500 mD. 80 pie.

Ton. Inyectadas

Np por I.A.V.

Condiciones Operacionales

V.P.N. por Np

Estudio de los Escenarios Establecidos

Pwf

400 Lpca

V.P.N. de la I.A.V. Vs. Np Incremental

0

100

200

300

400

500

600

700

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600

Np Incremental (Mbbl)

V

.

P

.

N

.

(

M

U

.

S

.

$

)

2500 5000 7500 10000


Incremental de produccin ante un proceso de I.A.V.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500

Longitud Horizontal

I

n

c

r

e

m

e

n

t

a

l

d

e

P

r

o

d

u

c

c

i

n

[

M

b

b

l

]

30 50 80 110 130

Estudio de los Escenarios Establecidos

Escenario Promedio del Yacimiento

Py Permeabilidad

650 Lpc. 6500 mD.

Condiciones Operacionales

Pwf Ton. Iny.

400 Lpca 7500 TON

Ms all del proceso de la inyeccin de vapor, verificamos que para espesores de arena bajos, no vale la pena pensando econmicamente en invertir en la completacin de pozos con secciones horizontales altas. Partiendo de la grfica mostrada, se demuestra que para espesores altos de arena en el yacimiento, es que se hace apreciable la implementacin de pozos con secciones horizontales mayores, por lo que se espera una recuperacin de crudo mucho mayor, lo que equivale ha conseguir maximizar los beneficios econmicos.


Pozo N de Ciclos Np Real (Mbbl) Np Simulado (Mbbl) % Desv.MFB-086 1 81,71 93,15 12,28%

MFB-413 1 47,00 52,27 10,08%

MFB-419 1 225,41 207,68 8,54%

MFB-442 1 22,92 25,25 9,21%

MFB-447 1 79,71 71,62 11,30%

MFB-463 1 142,28 154,49 7,91%

MFB-466 1 11,01 38,77 71,61%

MFB-486 1 358,40 323,81 10,68%

MFB-488 1 355,64 341,23 4,22%

MFB-493 1 270,83 298,06 9,14%

MFB-540 1 21,92 52,22 58,03%

MFB-546 1 90,15 83,18 8,38%

Comparacin: respuesta de un proceso de I.A.V.

Condiciones:Pozos a los que se le haya aplicado un solo ciclo de inyeccin de vapor.9Produccin en lo que se pueda ininterrumpida.9Proceso de inyeccin dentro de los rangos establecidos en el estudio.


Desviacin de Resultados (Simulados & Reales)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0 2 4 6 8 10 12

Muestras

P

o

r

c

e

n

t

a

j

e

d

e

d

e

s

v

i

a

c

i

n

[

%

]

Comparacin: respuesta de un proceso de I.A.V.

Promedio de desviacin de 10%

Pozo cerrado por problemas mecnicos

Pozo cerrado por alto corte de agua

El resto de los pozos fue encontrado con una histria de produccin en lo posible ininterrumpida


Estadstica para estudio detallado de escenarios

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

F

r

e

c

u

e

n

c

i

a

d

e

O

c

u

r

r

e

n

c

i

a

[

%

]

4500Rango de la L.H. [pie]

Longitud de los Pozos Horizontales de Bare

L.H. ms frecuente encontrada

Los pozos horizontales del rea de estudio se presentan en su mayora con esta longitud de seccin horizontal, o en

su defecto menor


PERMEABILIDAD (ESTADSTICA) - NORMALIZADA

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1216

2202

3188

4173

5159

6145

7131

8117

9103

1008

911

075

1206

113

047

1403

315

019

1600

516

991

1797

718

963

1994

8

RANGO DE CLASES

F

R

E

C

U

E

N

C

I

A

Rango promedio para la Capacidad de Flujo (k)


ESPESOR (ESTADSTICA) - NORMALIZADA

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

8 16 23 31 39 47 54 62 70 78 85 93 101 109 116 124 132 140 147 155

RANGO DE CLASE

F

R

E

C

U

E

N

C

I

A

Rango promedio para la Capacidad de Flujo (h)


Rango promedio para la Capacidad de Flujo (k*h)

RANGO MAYOR AL 50% DEL ESTUDIO NORMALIZADO

ESPESOR (pie) 47 - 124PERMEABILIDAD (mD) 6150 - 8100

Rango de Capacidad de flujo Promedio aproximada (mD.pie)

289.050 1.004.400


3050

80110

130

2500 TON

5000 TON

7500 TON

10000 TON

0

50

100

150

200

250

300

350

V

.

P

.

N

.

[

M

U

.

S

.

$

]

Espesor h [pie]

Estudio: Tonelaje ptimo (L.H. = 2000' & k = 7000 mD)

2500 TON 5000 TON 7500 TON 10000 TON

10003000

50007000

10000

2500 TON

5000 TON

7500 TON

10,000 TON

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

V

.

P

.

N

.

[

M

U

.

S

.

$

]

Permeabilidad k [mD]

Estudio: Tonelaje ptimo (L.H. = 2000' & h = 80 pie)

2500 TON 5000 TON 7500 TON 10,000 TON

Estadstica para estudio detallado de escenariosEl tonelaje de inyeccin para la mayora del rango de espesor establecido es de 2,5 TON/pie de seccin horizontal. No consistente para espesores de arena que superen el valor promedio del yacimiento.

El tonelaje de inyeccin para la mayora del rango de permeabilidad establecido es de 2,5 TON/pie de seccin horizontal. No consistente para valores de permeabilidad que superen el valor promedio del yacimiento.


L.H. de 2000

Resultados (Escenario Representativo General)

3

0

0

0

0

5

0

0

0

0

8

0

0

0

0

9

0

0

0

0

1

1

0

0

0

0

1

3

0

0

0

0

1

5

0

0

0

0

1

5

0

0

0

0

2

1

0

0

0

0

2

4

0

0

0

0

2

5

0

0

0

0

3

0

0

0

0

0

3

3

0

0

0

0

3

5

0

0

0

0

3

9

0

0

0

0

4

0

0

0

0

0

5

0

0

0

0

0

5

5

0

0

0

0

5

6

0

0

0

0

6

5

0

0

0

0

7

7

0

0

0

0

8

0

0

0

0

0

9

1

0

0

0

0

1

1

0

0

0

0

0

1

3

0

0

0

0

0

250010000

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

V

.

P

.

N

.

[

M

U

.

S

.

$

]

Capacidad de Flujo [mD*pie]

V.P.N. de la I.A.V.

2500 5000 7500 10000


0

10

20

30

40

50

60

70

P

o

r

c

e

n

t

a

j

e

d

e

F

r

e

c

u

e

n

c

i

a

(

%

)

Menor a 2,5 Ton/Pie 2,5 Ton/Pie Mayor a 2,5 Ton/PieTonelaje de Inyeccin (TON)

Distribucin de TON/Pie

Estadstica: Frecuencia de Ton. De Vapor

Volumen de Vapor aplicado por pie de longitud horizontal ms representativa


Conclusiones1. El yacimiento MFB-53/U1,3 cumple con los criterios generales de seleccin en cuanto a las propiedades

petrofsicas y de fluidos para aplicar el proceso de inyeccin alterna de vapor.

2. Se determin una cantidad de vapor ptima a ser inyectada de aproximadamente 2.5 Ton/Pie para propiedades promedio del yacimiento en estudio, el volumen de vapor para propiedades diferentes a las promedio, quedaron descritas en la base de datos generada, donde pueden alcanzarse valores inferiores o superiores, dependiendo de las propiedades petrofsicas del pozo estudiado.

3. El incremental de produccin de petrleo, por cada ciclo, a consecuencia de un proceso de I.A.V., deberser mayor a 8700 bls para el caso en que inyectamos 2500 Ton, de 9300 bls para 5000 Ton, de 9930 blspara 7500 Ton y de 10560 bls para el caso de 10000 Ton. Con lo descrito anteriormente se asegura un V.P.N. positivo.

4. Se cuenta con una base de datos de I.A.V que permite la toma de decisiones de forma mas rpida y sencilla sobre la respuesta ante la estimulacin de un pozo con caractersticas especificas.

5. No es posible aislar la determinacin del tonelaje ptimo de la evaluacin econmica. La maximizacin del aprovechamiento energtico no implica la mejor rentabilidad en el proyecto.

6. La incertidumbre encontrada ante la comparacin de los datos obtenidos con el simulador y datos reales es de aproximadamente 10%.

7. El trabajo permite identificar los pozos que son candidatos a generar respuestas productivas ante procesos de recuperacin trmica por inyeccin alternada de vapor, para de esta forma maximizar los beneficios econmicos.


Recomendaciones

1. Realizar un sistema experto en conjunto con especialistas en la materia de recuperacin trmica, que permita establecer criterios de seleccin para la inyeccin alternada de vapor de forma ms desarrollada y precisa, al mismo tiempo, ampliando los lmites de aplicabilidad que este trabajo representa, tomando en cuenta la sensibilidad en cuanto a criterios de produccin en la vida de los pozos, como %AyS, RGP, entre otras.

2. La variedad de parmetros que afectan el proceso de I.A.V. requiere que cada pozo sea tratado como un caso a parte, con el fin de obtener la mejor seleccin de tonelaje ptimo de vapor a inyectar.

3. Partiendo de la base de datos generada, se plantea la creacin de una nueva base de forma ms interactiva para que se pueda acceder a ella por medio de la intranet de la empresa, con la finalidad de que el personal interesado en el rea pueda obtener informacin de este estudio desde cualquier sede.

4. Hacer sensibilidades con diferentes tonelajes de inyeccin de vapor de forma ms detallada para cada uno de los casos encontrados en el estudio, de forma de optimizar aun ms la produccin y maximizar tanto el beneficio energtico como econmico.

5. Hacer estudios similares enfocados el otros procesos de recuperacin trmica, que permitan generar un mecanismo de seleccin rpido por pozo.


Ciclo de PreguntasCiclo de Preguntas


... El xito no es para los que piensan que pueden hacer algo, sino para quienes lo hacen, ya que llegar a nuestra meta depende slo de

lo que podamos hacer, de la mejor manera posible. Y cuando caigas

levntate feliz y sigue adelante pues aquel que se levanta es an

ms grande que el que no ha cado ...No hay esfuerzos intiles ...

Todo esfuerzo es un xito.

Autor: Idmo


Gracias por su atencinGracias por su atencin


AnexosAnexos


Vapor de Agua

Agua Caliente

Banco de

Petrleo

Zona de Agua y Petrleo a Temperatura de Yacimiento

Inyeccin Contnua de Vapor (I.C.V.)


SAGD & VAPEX

Vapor

1. Pozo Horizontal inyector de vapor: Generacin de una cmara de vapor asistido por drenaje gravitacional

2. Pozo Horizontal productor de Crudo


1 2 3 4 5 6 7

Combustin IN-SITU

1. Zona de aire inyectado y agua (Quemada)

2. Zona de aire y agua (Vaporizada)

3. Frente y zona de combustin (600-1200F)

4. Zona de vaporizacin (Aprox. 400F)

5. Zona de condensacin (50-200F)

6. Banco de Petrleo (Aprox. T. Inicial)

7. Gases de combustin (Fro)


Inyector

Aire y Agua

TOE HEEL

Productor

Zona de Petrleo pesado fro

Zona

de Co

mbust

in

Zona

de Re

fresca

mien

to

Zona

de Pe

trleo

Mv

il

Toe to Heel Air Injection (THAI)


1. Agua desplazante

2. CO23. Agua

4. CO25. Zona Inmiscible

6. Banco de petrleo y petrleo adicional

1 2 3 4 5 6

CO2

3 4 5 61 2

Tensoactivos y Polmeros

Inyeccin de CO2

1. Fluidos desplazantes (Agua)

2. Colchn protector de agua fresca

3. Solucin de polmeros

4. Tensoactivos

5. Banco de petrleo

6. Preflujo acondicionados



Recuperacin Primaria Casquete de Gas

Acufero

Expansin de roca y fluidos Empuje por gas

en solucin

Produccin por accin de fuerzas gravitacionales (Drenaje por Gravedad)

Recuperacin Primaria


Inyeccin de GasInyeccin de Agua

Recuperacin Secundaria


Recopilacin de Informacin

RIPPET

SIMDE

OFM

CENTINELA

SIGEMAP

Informacin Recopilada


MFB-053 MFB-326 MFB-333

MFB-342 MFB-321

MFB-344

MFB-053 MFB-326 MFB-333

MFB-342 MFB-321

MFB-344

Modelo Esttico


Seccin Estratigrfica Oeste - Este

Seccin Estratigrfica Sur - Norte

Modelo Esttico


PVT validado por la Ing. Laineth Lopez

Revisin del modelo de fluidos


Presin[Lpca]

Rs[PCN/BN]

Bo[BY/BN]

Bg[PCY/PCN]

Oil Visco[cP]

Gas Visco[cP]

Co[10-6 Lpca-1]

1514.7 106.58 1.055 0.0102 652 0.01490 4.2667

1174.7 106.58 1.070 0.0131 684 0.01414 4.5194

1014.7 93.39 1.065 0.0152 732 0.01380 4.6716

814.7 76.31 1.058 0.0190 829 0.01340 4.9096

614.7 58.60 1.051 0.0252 983 0.01300 5.2327

414.7 40.25 1.044 0.0374 1237 0.01266 5.7202


PVT validado por la Ing. Laineth Lopez

Revisin del modelo de fluidos

Solubilidad del Gas en el Petrleo (Rs)

0

20

40

60

80

100

120

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Presin [lpca]

R

s

(

P

C

Y

/

B

Y

)

Factor Volumtrico del Petrleo - Isotrmico (Bo)

1,025

1,030

1,035

1,040

1,045

1,050

1,055

1,060

1,065

1,070

1,075

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Presin [lpca]

B

o

[

B

Y

/

B

N

]

Factor Volumtrico del Gas - Isotrmico (Bg)

0,000

0,200

0,400

0,600

0,800

1,000

1,200

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Presin [lpca]

B

g

[

P

C

Y

/

P

C

N

]

Viscosidad del Petrleo [Mo]

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Presin [lpca]

M

o

[

c

P

]

Viscosidad del Gas (Mg)

0,0110

0,0115

0,0120

0,0125

0,0130

0,0135

0,0140

0,0145

0,0150

0,0155

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Presin [lpca]M

g

[

c

P

]

Compresibilidad del Petrleo (Co)

0

2

4

6

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