REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETROLEO

INTEGRACIÓN DE LA INGENIERÍA DE YACIMIENTOS Y DE PRODUCCIÓN EN COMPLETACIÓN AVANZADA DE POZOS Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO

Autor: Luis Pabón Tutor: Orlando Zambrano

Maracaibo, Junio de 2.007

APROBACIÓN

Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado: INTEGRACIÓN DE LA INGENIERÍA DE YACIMIENTOS Y DE PRODUCCIÓN EN COMPLETACIÓN AVANZADA DE POZOS que Luis Pabón, C.I.: 11.983.026 presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Articulo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO

_______________________ Coordinador del Jurado Orlando Zambrano C.I.: 7.548.612

_______________________ Maika Gambus C.I.: 9.786.934

______________________ Richard Márquez C.I.: 8.504.433

_______________ Director de la División de Postgrado Gisela Páez

Maracaibo, Junio de 2007.

Pabón, Luis. Integración de la Ingeniería de Yacimientos y de Producción en Completación Avanzada de Pozos. (2007) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 199 p., Tutor: Dr. Orlando Zambrano.

RESUMEN

La presente investigación tuvo como objetivo general integrar la ingeniería de yacimientos y de producción en la completación avanzada de pozos en el occidente del país, tomando como referencia los postulados teóricos de Baker (1995), Algeroy (1999), Eck (2000) y Al-Asimi (2003). La tipología del estudio fue correlacional, descriptiva y aplicada. El diseño se definió como no experimental, transeccional correlacional y de campo. La población estuvo constituida por diez empresas entre operadoras de campos petroleros y proveedoras de la tecnología en estudio, se utilizó una unidad de observación de 24 sujetos, quedando la muestra determinada por un censo poblacional, se utilizó un muestreo de tipo no probabilístico casual o incidental para determinar el número de individuos a ser entrevistados en cada una de las empresas evaluadas. La técnica de recolección de datos fue mediante la encuesta, y como instrumento su utilizó un cuestionario con escalas de actitudes con 5 opciones de respuestas tipo Likert, conformado por 34 ítems que miden ambas variables. La validez de contenido del instrumento fue obtenida mediante la experiencia de cuatro expertos y la confiabilidad determinada por el cálculo estadístico de partición por mitades corregida por SpearmanBrown resultando 0,87. Para el procesamiento de los datos se utilizaron las estadísticas descriptivas, concretamente frecuencias absolutas y relativas, apoyadas en las medidas de tendencia central y para establecer la integración entre las variables se usó las estadísticas inferenciales no paramétricas a través del cálculo coeficiente de rangos ordenados de Spearman. Se concluyó que la correlación es de 0,976 lo que se interpreta que existe una relación de magnitud significativa y de dirección positiva muy fuerte entre ambas variables, lo que sugiere que a mayor conocimiento de los aspectos de ingeniería de yacimientos involucrados en la completación avanzada de pozos, mayor serán los aspectos de producción implicados en dicha tecnología.

Palabras Claves: Ingeniería de yacimientos y de producción, completación avanzada de pozos, sistemas de monitoreo permanente, sensores. E-mail del autor: [email protected]

Pabón, Luis, Integration of Reservoir and Production Engineering in Avanced Wells Completion. (2007) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 199 p., Tutor: Dr. Orlando Zambrano.

ABSTRACT

The present research had as general objective to integrate the reservoir and production engineering in the advanced wells completion in the west of the country, taking like reference the theoretical postulates from Baker (1995), Algeroy (1999), Eck (2000) and Al-Asimi (2003). The typology of the study was correlational, descriptive and applied. The design was defined as not experimental, transectional correlational and of field. The population was constituted by ten companies between operators of oil fields and suppliers of the technology in study, was used a unit of observation of 24 subjects, being left the sample determined by a population census, a sampling of accidental or incidental non probabilistic type was used to determine the number of individuals to be interviewed in one of each companies evaluated. The technique of data collection was by means the surveys, and the instrument of collection of data was a questionnaire with scales of attitudes with five options of answers type Likert, conformed by 34 items that measure both variables. The validity of content of the instrument was obtained by means of the experience of four experts and the trustworthiness was calculated by the statistical calculation of partition by halves corrected by Spearman-Brown which was 0,87. For the processing of the data the descriptive statistics were used, concretely absolute and relative frequencies, supported in the central tendency measures and to establish integration among the variables the inferential statistical non parametric was used through the Spearman´s coefficient calculation of orderly ranges. The conclusion was that the correlation is 0,976 it is interpreted that very hard exists a relation of significant magnitude and positive direction between both variables, suggests to greater knowledge aspects of reservoir engineering involved in the advanced wells completion, greater they will be the aspects of production engineering implied in this technology.

Key words: Reservoir and production engineering, advanced wells completion, permanent monitoring systems, sensors. Author’s e-mail: [email protected]

DEDICATORIA

A Dios Todopoderoso, por guiarme y regalarme el don de la sabiduría e inteligencia necesaria para llevar a feliz término otra de mis metas planteadas. Gracias Señor por recibir tu bendición!. Sé que siempre has estado conmigo y has sabido fortalecer mis energías para lograr obtener este triunfo tan anhelado. A mí Madre, por ser el ángel que me dió todo su amor, confianza, ejemplo, dedicación y hacer de mi lo que soy hoy en la vida. Mama, tú me has regalado la fortaleza y el apoyo necesario para seguir luchando por lo que se quiere ante todas las dificultades de la vida. Me siento muy feliz porque sé que tengo la mejor madre del universo. Te agradezco todo lo que has hecho por mí... Eres la luz que ilumina mi vida... Mil gracias... Te amo… A Gloria, por ser la persona que ha sabido comprender mis virtudes y defectos, hemos compartido momentos de gratitud y días no tan gratos, estando allí siempre dándome su apoyo incondicional, brindándome todo su amor, ternura, cariño y confianza. Gracias mi vida. Te Amo… A mis seres Queridos, que desde lo más alto del cielo me han regalado fortaleza, virtud y protección durante toda mi vida. Luis Pabón.

AGRADECIMIENTO

A la Universidad del Zulia por ser la alma mater que me abrió sus puertas para alcanzar uno de los grandes sueños de mi vida. A las empresas operadoras de campos petroleros y proveedoras de servicios de tecnología de completaciones avanzadas de pozos, porque me brindaron la oportunidad para realizar mi trabajo especial de grado y con ello culminar felizmente la maestría. A los Drs. Orlando Zambrano, Richard Márquez y Maika Gambus, por ser las personas que se encargaron de dirigir y orientar todas las actividades durante la elaboración del trabajo de grado, brindándome su colaboración y toda la asesoría académica necesaria. A todo el personal que labora en el Postgrado de la Facultad de Ingeniería de la Universidad del Zulia, muy especialmente a Arelis López, Edixon Gonzalez y Renato Acosta, por su disposición a entender mi situación laboral, dándome todo su respaldo en la realización de esta meta tan anhelada. A todos mis compañeros de estudios por sus valiosas experiencias compartidas y cosechar una bonita amistad. No los olvidaré... A todos mil gracias…. Luis Pabón.

TABLA DE CONTENIDO

Página. RESUMEN …………………………………………………………..……………....................3 ABSTRACT ...………………………………………………………………….........................4 DEDICATORIA …………………………………………………………..................................5 AGRADECIMIENTO...……………...……………………………….......................................6 TABLA DE CONTENIDO…………………………………………………………...................7 LISTA DE TABLAS ……………………………………………………………………………..9 LISTA DE FIGURAS …...………………………………………………...............................11 INTRODUCCIÓN……….…………………………………………………….………………..14 CAPÍTULO I EL PROBLEMA………...…………………………………………....................16 Planteamiento del problema….……………………………………………16 Formulación del problema………………………………………………….20 Objetivos de investigación…………...………….....................................20 Objetivo general..…………………………….……………........................20 Objetivos específicos...…………………………………...........................20 Justificación de la investigación.…………………………........................21 Alcance de la investigación………………………………………………...22 Delimitación de la investigación.…………………………........................23 Limitación de la investigación.……………………………........................23 II MARCO TEÓRICO…..………………………………….................................24 Antecedentes de la investigación.…………….…………………………..24 Bases teóricas.…………………………………….….…….......................35 Completación avanzada de pozos.…..……………………………….35 Relación entre la ingeniería de yacimientos y de producción en completación avanzada de pozos….……………….........................40 Ingeniería de yacimientos en completación avanzada de pozos…43 Ingeniería de producción en completación avanzada de pozos…..60 Sistemas de variables………………………………………………………93 Definición conceptual.…………………………….……………………93 Definición operacional.………………….……………………………...94 III MARCO METODOLÓGICO……………….…………………………………...97 Tipo de investigación………..………………………………………………97 Diseño de investigación.……………………………………………………98 Población.…………………………………………………………………….99 Muestra….……………………………………………………………..101 Muestreo…..…………………………………………………………...101 Técnica e instrumentos de recolección de datos………………………102 Validez…………………………………………………………............104 Confiabilidad…………………………………………………………...106 Análisis de los datos.…………………………………………………..….107 Procedimientos de la investigación……….……………………………..109 VI RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN………………………………….112 Análisis e interpretación de datos…………….…………..……………...112 Discusión de los resultados………….………………..………………….160

CAPÍTULO Página. V CONCLUSIONES………….….………………………………………………168 VI RECOMENDACIONES………………………………………………………170 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS…………….………………………………………….171 APÉNDICES A Formato de validación del instrumento de recolección de datos....……..174 B Cálculo de la confiabilidad...…………………………………………………197 C Cálculo de las estadísticas descriptivas…………………………………….198 D Cálculo de las estadísticas no paramétricas……………………………….199

LISTA DE TABLAS

Tabla

Página.

1

Monitoreo……………………….………………………….....

113

2

Conocimiento continuo de los datos………………...….....

114

3

Represurización del yacimiento………………………..…..

115

4

Limites del yacimiento…………………………..…………...

116

5

Espaciamiento de pozos...…...……………………………..

117

6

Comunicación de presión…...………………………………

118

7

Factor de daño y permeabilidad……………………………

119

8

Comportamiento del programa de inyección……………..

120

9

Grado de soporte de presión……………………………….

121

10

Ajuste histórico……………………………………………….

122

11

Modelo de simulación de yacimiento

123

12

Arreglos de resistividad y levantamiento sísmico 4D…….

124

13

Lapsos de tiempo (Sísmica 4D)…………………………….

125

14

Actualización continua……………………………………….

126

15

Perfeccionamiento del modelo……………………………...

127

16

Análisis nodal en forma sistemática………….…………….

136

17

Incremento de la producción y mejoramiento de la eficiencia………………………………………………………

137

18

Comportamiento de afluencia (IPR)………………….........

138

19

Punto de operación…………………………………………..

139

20

Índice de productividad (IP) a través del tiempo………….

140

21

Detección de problemas con el equipo de levantamiento.

141

22

Optimización del gas de levantamiento……………………

142

23

Mejoramiento del comportamiento de las bombas de producción…………………………………………………….

143

24

Generación de fluidos indeseables (agua y/o gas)……….

144

25

Cambios en la permeabilidad absoluta…………………….

145

26

Cambios en el perfil de presión…………………………….

146

27

Correlación de flujo multifásico en tubería………………...

147

28

Flujo mutifásico a través de estranguladores……………..

148

29

Vigilancia rutinaria de la producción de arena…………….

149

30

Presión máxima de tratamiento…………………………….

150

31

Máxima tasa de inyección durante el trabajo……………..

151

32

Diseño de tratamientos………………………………………

152

33

Tasa de producción o inyección por intervalo…………….

153

34

Flujo cruzado entre intervalos………………………………

154

LISTA DE FIGURAS

Figura

Página

1

Diseño del experimento LIC AGA Lagocinco…………

28

2

Diseño del experimento LIC IOA y ASP Lagomar…....

29

3

Diseño del experimento LIC AGA Tía Juana Lago…...

30

4

Esquema del pozo LSE-5083A. SW-SAGD. Tía Juana………………………………………………………

31

Esquema del pozo LSE-5085/5088. DW-SAGD. Tía Juana...........................................................................

31

6

Diseño del experimento LIC ASP La Salina…….…….

32

7

Diseño del experimento LIC AI2S Ceuta…………..….

33

8

Pozos verticales AI2S en LL-07. Lagunillas Lago…....

34

9

Pozo horizontal AI2S LL-3696 en Bach-01. Lagunillas Lago.............................................................................

34

Esquema de caídas de presión evaluadas en un análisis nodal……………………………………………..

63

Representación esquemática de las curvas de comportamiento de Presión-Producción………………

65

Comportamiento Presión-Producción correlación de Fetkovich………………................................................

67

13

Métodos de levantamiento artificial…………………….

78

14

Conificación o cúspide…………………………………..

80

15

Correlaciones de flujo multifásico en tubería………….

83

16

Correlaciones que predicen el comportamiento de flujo multifásico a través de estranguladores………….

85

Correlación propuesta por Celestino Prada para diferentes mecanismos de producción………………

86

Acidificación vs. Fracturamiento………………………..

90

5

10

11

12

17

18

19

Operacionalización de la variable ingeniería de yacimientos………………………………………….........

95

Operacionalización de la variable ingeniería de producción.………………………………………….........

96

21

Marco poblacional de la investigación…………………

102

22

Opciones de respuestas y ponderación de preguntas.

104

23

Baremo para la categorización de las estadísticas aplicadas a los indicadores, subdimensiones, y dimensión de la variable Ingeniería de Yacimientos…

108

Baremo para la categorización de las estadísticas aplicadas a los indicadores, subdimensiones, y dimensión de la variable Ingeniería de Producción.....

108

25

Baremo de correlación entre las variables…………….

109

26

Subdimensión monitoreo de la presión de yacimiento.

128

27

Subdimensión mantenimiento de la presión de yacimiento…………………………………………………

129

Subdimensión análisis e interpretación de pruebas de pozo………………………………………………………..

130

Subdimensión monitoreo de los procesos de recuperación secundaria………………………………...

131

Subdimensión perfeccionamiento y validación del modelo del yacimiento………………………….............

132

Comportamiento de la subdimensión Mediciones adicionales de monitoreo del yacimiento………………

133

Comportamiento de la subdimensión Actualización del modelo de balance de materiales………………….

134

33

Aspectos de Ingeniería de Yacimiento………………...

135

34

Comportamiento de la subdimensión Optimización de la Producción……………………………………………..

155

Comportamiento de la subdimensión Estudio de la Presión de Fondo Fluyente……………………………..

156

20

24

28

29

30

31

32

35

36

37

38

Comportamiento de la subdimensión Monitoreo de Operaciones de Estimulación…………………………..

157

Comportamiento de la subdimensión Evaluación de Perfiles de Inyección y Producción en todo el Pozo….

158

Aspectos de Ingeniería de Producción………………...

159

INTRODUCCIÓN

A nivel mundial el personal a cargo de las actividades de exploración y producción de los yacimientos de hidrocarburos asignados a su gestión, han experimentado durante las últimas décadas diferentes técnicas tendientes a comprender el comportamiento de dichos yacimientos. Así pues, resulta económicamente imprescindible comprender y controlar lo que ocurre en los yacimientos de hidrocarburos, ya que ignorarlo resulta sumamente costoso debido al hecho de que se pueden perder irremediablemente importantes reservas. En el contexto venezolano, posiblemente se estén dando problemas de pérdida irremediables de grandes volúmenes de reservas por el hecho de la no aplicación tecnológica de la completación avanzada de pozos, lo que implica menos progreso económico, tanto a las empresas operadoras de campos petroleros así como también a la nación. Bajo esta perspectiva, el presente estudio se enfocó en integrar la ingeniería de yacimientos y de producción en la completación avanzada de pozos aplicada por las empresas operadoras de campos petroleros, específicamente en el occidente del país. Dicho estudio se convierte en un instrumento eficaz y en un medio efectivo para que las empresas estudiadas puedan reconocer e identificar los aspectos de ingeniería de yacimiento que involucran el uso de este tipo de tecnología, a su vez, poder determinar el nivel de aplicación vinculada a la ingeniería de yacimientos, así como también, conocer los aspectos de ingeniería de producción que implican el uso de la completación avanzada de pozos y determinar los grados de aplicación relacionados a la ingeniería de producción en las empresas estudiadas. La investigación brindó a estas empresas una forma de visualizar y conocer a través de los resultados que se obtuvieron, los elementos y rasgos que desde el punto de vista de las áreas medulares de exploración y producción (yacimiento y producción) les permitirá implantar de inmediato correctivos, además de impulsar un proceso de mejoras o diseño de estrategias en este ámbito, que permitirán tomar decisiones comerciales oportunas y acertadas, con la finalidad de alcanzar las metas de producción fijadas por las organizaciones objeto de estudio, así como también, fortalecer la imagen corporativa y la posición competitiva en el mercado.

En función de lo mencionado, el estudio se estructuró en 4 capítulos expuestos en el siguiente orden: Capítulo I: El problema donde se expone la problemática existente, su formulación, objetivos de estudio (general y específicos), la justificación, el alcance y delimitación del estudio. Capítulo II: Comprende la revisión de los antecedentes del estudio, la revisión y postura del investigador con respecto al marco referencial finalmente la definición conceptual y operacional de las variables. Capítulo III: El marco metodológico, el cual hace referencia al tipo y diseño de la investigación, su población, muestra y muestreo. Se desarrolla la técnica e instrumento de recolección de datos, el análisis estadístico seguido para recolectar los datos y por el último el procedimiento de la investigación. Capítulo IV: Se refiere el análisis estadístico de los datos, y discusión de resultados. Capítulo V: Se presentan los hallazgos conclusivos de la investigación Capítulo VI: Finalmente las recomendaciones del estudio.

CAPÍTULO I

EL PROBLEMA

Planteamiento del problema

A nivel mundial el personal a cargo de las actividades de exploración y producción de los yacimientos de hidrocarburos asignados a su gestión, han experimentado durante las últimas décadas diferentes técnicas tendientes a comprender el comportamiento de dichos yacimientos. En ese orden de ideas, las herramientas conducidas por cable, las tuberías flexibles o sartas de perforación, durante la construcción del pozo o a posteriori, han permitido medir y registrar todo aquello que no se puede visualizar en forma directa desde la superficie. Así pues, resulta económicamente imprescindible comprender y controlar lo que ocurre en los yacimientos de hidrocarburos, ya que ignorarlo resulta sumamente costoso debido al hecho de que se pueden perder irremediablemente importantes reservas. En la actualidad los ingenieros de yacimientos y de producción enfrentan la desafiante tarea de manejar los activos de petróleo y gas. Para ello, se requiere un amplio conocimiento del yacimiento, una planificación avanzada de los proyectos, tecnologías integradas especialmente diseñadas para usos específicos y acceso en tiempo real a volúmenes convenientes de datos de relevancia para su utilización en las aplicaciones de computación de exploración y producción. En consecuencia, se requieren de herramientas apropiadas de interpretación y validación de los datos adquiridos para posteriormente analizarlos y poder dirigir cualquier acción en la dirección correcta y ser asertivos en la toma de decisiones. Afortunadamente, hoy en día existe la posibilidad de instalar dispositivos permanentes en el fondo del pozo que permiten monitorear desde la superficie variables de suma importancia para la explotación de las reservas, tales como, presión y temperatura, además de efectuar un control del flujo que proviene de zonas específicas. A medida que los pozos producen el fluido que se encuentra en los yacimientos, los dispositivos permanentes ubicados en el subsuelo realizan mediciones en tiempo real,

17 las que ingresan a los programas de computación para realizar un análisis del yacimiento y de las operaciones de producción. En otro orden de ideas, a nivel mundial existen técnicas modernas de explotación de hidrocarburos, tales como la producción por medio de pozos multilaterales, pozos horizontales extendidos, instalaciones submarinas, entre otras, que han cambiado la forma en que la industria petrolera hace frente al mantenimiento del pozo, la optimización de la producción y recuperación de hidrocarburos. En ese sentido, los escenarios de producción sofisticados que anteriormente fueron expuestos, combinados con las demandantes dificultades económicas de muchas empresas petroleras del mundo, han vuelto a los sistemas avanzados de completaciones de pozos mucho más vitales que antes. Dentro de ese mismo marco, hay evidencias que demuestran que varias compañías operadoras de campos petroleros han obtenido importantes beneficios con el continuo progreso de la tecnología de completación avanzada. Como consecuencia de esto, las empresas están trabajando en conjunto para superar los desafíos y garantizar que el manejo de la producción y los yacimientos se convierta en una realidad. En el contexto venezolano, posiblemente se estén dando problemas de pérdida irremediables de grandes volúmenes de reservas por el hecho de la no aplicación tecnológica de la completación avanzada de pozos, lo que implica menos progreso económico, tanto a las empresas operadoras de campos petroleros así como también a la nación. En ese ámbito, se han presentado eventos que hacen que la producción y el manejo de algunos campos sean menos efectivos y eficientes, desde el punto de vista de recuperación y producción de las reservas de hidrocarburos. Desde esa perspectiva, la evolución actual en materia de la tecnología de completación avanzada de pozos se resume en un solo término: economía, es decir, producir y manejar campos de forma más efectiva y eficientemente. En ese sentido, se trata de aprender más en menos tiempo acerca del yacimiento y de su rendimiento de producción, agilizar y perfeccionar el proceso de toma de decisiones que mejora la producción y la recuperación de hidrocarburos. Generalmente en nuestro país, la información del subsuelo se adquiere en el fondo del pozo llevando a cabo mediciones ocasionales y utilizando técnicas tales como los registros de producción y las pruebas de pozos. A esto se pudiera agregar la medición

18 puntual estándar y permanente de la presión. Estos métodos generalmente se realizan ante un evento o se programan conforme a los planes de reparación o intervención de pozos. La programación en el tiempo de las actividades antes mencionadas, puede no ser la más óptima para diagnosticar problemas de producción o cambios en el yacimiento. En ese sentido, las mediciones ocasionales en pozos raramente detectan los eventos de producción a medida que ocurren y generalmente no describen el comportamiento de la producción, ni siquiera definen una tendencia, debido a que se adquieren con baja periodicidad. Además, los costos de intervención y la pérdida de ingresos provenientes de la producción

asociadas

con

técnicas

de

monitoreo

periódicas,

pudieran

ser

extremadamente altos y especialmente preocupante en operaciones donde estén involucrados pozos con construcciones complejas (multilaterales, pozos horizontales extendidos, múltiples zonas, radio corto o reentradas). Durante décadas, las empresas operadoras de los campos han recopilado en superficie mediciones diarias de presión y flujo que describen el comportamiento de la producción del pozo. Sin embargo, estas mediciones no reflejan adecuadamente las tendencias y eventos del yacimiento, particularmente en pozos multilaterales o de múltiples zonas y en ambientes complejos con presencia de fluidos indeseables, tales como agua o gas. En tal sentido, lo antes expuesto hace que las empresas operadoras de los campos en el país vean una necesidad de aprovechar el uso de la tecnología de completación avanzada de pozos y una vez que sean usuarios de los datos provenientes del subsuelo aplican a dos problemas de producción, las cuales son el drenaje de los yacimientos (ingeniería de yacimientos) y la productividad del pozo (ingeniería de producción). Es conveniente destacar que los aspectos relativos a la ingeniería de yacimientos comprenden: monitoreo de la presión, mantenimiento de la presión, análisis e interpretación de pruebas de pozos, monitoreo de la inyección de agua y/o gas, perfeccionamiento y validación del modelo del yacimiento, adición de otros mediciones de monitoreo de yacimientos y actualización del modelo de balances de materiales. En cuanto a los aspectos relativos a la ingeniería de producción se tiene: análisis e interpretación de pruebas de pozos (daño y la permeabilidad que afectan a la

19 productividad del pozo), optimización de la producción, estudio de la presión de fondo fluyente, monitoreo de operaciones de fracturamiento y estimulación, así como también la evaluación de perfiles de inyección y producción en todo el pozo. En atención a la problemática planteada en el contexto de la completación avanzada de pozos para la efectiva y eficiente recuperación y producción de las reservas presentes en los reservorios, la investigación propuesta estableció la integración de la ingeniería de yacimientos y de producción en este tipo de completación que pueden existir en el occidente del país. Al no poseer dispositivos permanentes en el fondo del pozo para monitoreo y control de las diferentes variables que son cruciales en la explotación de los campos petroleros en Venezuela, ocasiona una difícil comprensión del comportamiento esperado de los yacimientos. Así como también, constituye un mayor desafío controlar el drenaje, la recuperación y la optimización de la producción de las reservas. Asimismo, resulta sumamente costosa la explotación de los campos ya que se pueden perder grandes volúmenes de reservas recuperables, por ejemplo, si el agua se adelanta a los hidrocarburos e invade un pozo en producción. Del mismo modo, pudiera ocurrir que en un yacimiento los fluidos no provengan del lugar planificado o que resultara más conveniente, especialmente en ambientes complejos que incluyen pozos con múltiples tramos laterales y completaciones con múltiples zonas productivas. A través de esta investigación, se elaboró una correlación, que estudió la integración entre las variables ingeniería de yacimientos y de producción en completación avanzada de pozos, lo que permitirá a las empresas interesadas en el uso de esta tecnología conocer los elementos o factores críticos a considerar para su aplicación en el occidente del país, las cuales pueden servir de alguna forma a maximizar la recuperación de las reservas, así como también, a acelerar y optimizar la producción de sus campos. Una vez conocido los planteamientos anteriormente expuestos se tienen las siguientes interrogantes que orientaron la investigación propuesta, las cuales se respondieron para lograr determinar el objeto de dicho estudio: ¿Cuales son los aspectos de ingeniería de yacimientos que involucran la aplicación de la completación avanzada de pozos?

20 ¿Cuál son los niveles de aplicación de la completación avanzada de pozos vinculadas a los aspectos de ingeniería de yacimiento? ¿Cuáles son los aspectos de ingeniería de producción que implican el uso de la completación avanzada de pozos? ¿Cuales son los grados de aplicación de la completación avanzada de pozos relacionados a los aspectos de ingeniería de producción? ¿Cómo es la integración entre la ingeniería de yacimientos y de producción de la completación avanzada de pozos?

Formulación del problema

Tomando en cuenta todo lo anterior, surge la siguiente pregunta estructurada: ¿Qué influencia ejercen la ingeniería de yacimientos y de producción sobre la aplicación de la completación avanzada de pozos en las empresas operadoras de los campos petroleros en el occidente del país?

Objetivos de la investigación

Objetivo general

Integrar la ingeniería de yacimientos y de producción en la completación avanzada de pozos en el occidente del país.

Objetivos específicos

(a) Describir los aspectos de ingeniería de yacimientos que involucran la aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país. (b) Determinar los niveles de aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país, vinculados a los aspectos de ingeniería de yacimientos. (c) Describir los aspectos de ingeniería de producción que implican el uso de la completación avanzada de pozos en el occidente del país. (d) Determinar los grados de aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país, relacionados a los aspectos de ingeniería de producción.

21 (e) Establecer la integración de la ingeniería de yacimientos y de producción de la completación avanzada de pozos en el occidente del país.

Justificación de la investigación

La presente investigación se justificó, porque permitió determinar el nivel de aplicación de la completación avanzada de pozos con respecto a los aspectos de ingeniería de yacimientos y de producción en las empresas operadoras de los campos petroleros en el occidente del país, así como también, permitió determinar la integración entre las variables estudiadas. La investigación planteada se consideró importante desde el punto de vista social, ya que estableció la integración entre la ingeniería de yacimientos de la completación avanzada de pozos en el occidente del país, como uno de los elementos fundamentales que pudieran tener influencia en la ingeniería de producción. En este sentido, la investigación basó su importancia en la posibilidad de que los resultados contribuyan a corregir aspectos básicos en la explotación y producción de los campos de hidrocarburos operados por las empresas, es decir, de la problemática objeto de estudio. De tal manera que las recomendaciones surgidas del estudio propicien un beneficio tanto social como funcional y educativo, que posteriormente agreguen valor no solo al desarrollo de futuras investigaciones que requiera la industria petrolera nacional, sino también a dar directrices o lineamientos que pudieran ayudar, tanto a las empresas analizadas como a la nación, a maximizar los beneficios provenientes de la explotación y producción de sus campos. Desde el punto de vista teórico, esta investigación se justifica porque a partir de los fundamentos teóricos de los diferentes autores que sustentaron esta investigación, se pudo estudiar las dos variables objeto de estudio en forma relacionada, es decir, integrando la ingeniería de yacimientos y de producción de la completación avanzada de pozos aplicadas por las empresas operadoras en estudio, lo que permitió evaluar dichos postulados y enfoques sobre drenaje, recuperación y producción de hidrocarburos en el contexto venezolano. Por otra parte, considerando las implicaciones prácticas de esta investigación, la cual permitió solucionar la carencia de información existente en lo referente a la posible

22 vinculación entre las variables ingeniería de yacimientos y de producción de la completación avanzada de pozos en el contexto venezolano, lo que puede conllevar a tomar decisiones gerenciales importantes en función de lograr una maximización de las reservas a corto, mediano y largo plazo, así como también, acelerar y optimizar la producción de los campos operados por las empresas implicadas en este estudio. Desde el punto de vista metodológico, la estandarización, validez y confiabilidad del instrumento que se diseñó, permitió observar y medir con acierto los elementos y factores que pudieran influir de cada una de dichas variables objeto del presente estudio. A su vez este instrumento puede servir para aplicarlo en investigaciones posteriores que tengan relación con el tópico estudiado, es decir, pueden contribuir como antecedente en futuras trabajos o proyectos y por lo tanto agregar valor a dichos estudios.

Alcance de la investigación

La presente investigación integró la ingeniería de yacimientos y de producción de la completación avanzada de pozos aplicada en el occidente del país por empresas operadoras de campos petroleros y/o proveedoras de dicha tecnología. Al igual que describió los aspectos de ingeniería de yacimiento que implican la aplicación de la tecnología de completación avanzada, así como también determinó sus niveles de aplicación en dicha tecnología. Del mismo modo esta investigación permitió describir los aspectos de ingeniería de producción que involucran la aplicación de la tecnología de completación avanzada a su vez determinó sus grados de aplicación en dicha tecnología. De allí pues que los resultados conclusivos que se obtuvieron en esta investigación pueden servir a las empresas tanto operadoras de campos como a las proveedoras de la tecnología, identificar y establecer, mantener, controlar y cuando sea necesario no aplicar la tecnología de completación avanzada de pozos, de tal manera que se logren los objetivos gerenciales de maximizar la recuperación de reservas de hidrocarburos, así como también, acelerar y optimizar la producción de las mismas.

23 Delimitación de la investigación

La presente investigación se circunscribió a las empresas operadoras de campos petroleros y/o a las proveedoras de la tecnología de completación avanzada de pozos, que se encuentran ubicadas en la ciudad de Maracaibo y en la Costa Oriental del Lago en el estado Zulia. Su realización se llevo a cabo en el periodo comprendido entre los meses de Enero de 2006 y Mayo de 2007. Así mismo, la temática tratada en el presente estudio se enmarco tanto en el área de Monitoreo y Control de los Yacimientos, así como también, a el área de Completación de Pozos al referirse a los aspectos de ingeniería de yacimientos y de producción vinculados a su aplicación tecnológica, cuya línea de investigación fue Ingeniería de Yacimientos.

Limitaciones de la investigación

El material bibliográfico y documental que sirvió de soporte a esta investigación estuvo muy ligado a la posibilidad que tuvieron las empresas objetos de estudio de suministrar información acerca de los tópicos tratados. Sin embargo, la mayoría de los fundamentos teóricos, aplicaciones, sistemas de completación avanzada ofrecidas por las empresas proveedoras de esta tecnología están disponibles en papers técnicos. Además, el uso del instrumento de recolección de datos que se diseñó fue aplicado al personal del área de interés de cada empresa objeto de estudio, sin embargo, se tuvo acceso limitado a los mismos y también dependió del tiempo y motivación para responder a la entrevista.

24 CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

Antecedentes de la investigación

La industria del petróleo y gas persigue activamente la implementación de la completación avanzada de pozos controlados y monitoreados remotamente. Esta tecnología, específicamente se refiere al término de completación inteligente que rápidamente ha avanzado en los últimos años mostrando beneficios que incluyen incremento de la recuperación y aceleración de la producción. Así como también, ha permitido ahorros por la reducción de las intervenciones de pozos que proveen un retorno de capital, particularmente en pozos complejos, tales como: pozos multilaterales, instalaciones submarinas y plataformas desatendidas. Las aplicaciones de la tecnología de completación avanzada de pozos se han continuamente expandido por el hecho del valor agregado que esta tecnología ha estado demostrando en las instalaciones realizadas en diversos campos. Según Robinson (2003), las aplicaciones de completación avanzada de pozos están comenzando a expandirse, con aproximadamente 200 sistemas colocados durante los años 2002 y 2003, teniendo cerca de 50 a 75 sistemas instalados por año. Es de esperar que este nivel de aplicación se incremente debido a que la tecnología tiene una variedad de pruebas de campos que han sido exitosas. Hasta finales de 1980, el monitoreo remoto era generalmente limitado a transductores de superficie alrededor del cabezal o al reductor del pozo, a las válvulas de seguridad de control remoto hidráulico en superficie y a las válvulas en el cabezal del pozo con control hidráulico o eléctrico. Las primeras computadoras utilizadas en estos sistemas asistían a la optimización de la producción a través del gas de levantamiento por control del reductor (remoto) cerca del cabezal, a su vez, asistían al monitoreo y control de bombeo del pozo. Con el desarrollo, implementación exitosa y el mejoramiento de la confiabilidad de una variedad de sensores permanentes instalados, las operadoras de campos han comenzado a considerar el control directo del influjo en el hoyo del pozo para proveer

25 un beneficio económico significante. En ese sentido, las empresas proveedoras de este servicio han respondido diseñando sistemas funcionales de alto nivel para proveer un monitoreo y control completo de los activos bajo su gestión. Inicialmente, los dispositivos de control de flujo en la completación avanzada de pozos eran basados en la tecnología usada en las válvulas o mangas operadas con cable o guaya. Estas válvulas eran reconfiguradas para suministrar una posición variable de apertura o cierre por uso de un sistema o actuador hidráulico, eléctrico o electro-hidráulico. Luego resultaron en desarrollos de dispositivos o choke resistentes a la erosión y configurados al servicio de alta presión diferencial. A su vez, se desarrollaron equipos basados en la tecnología de las válvulas de seguridad en superficie con control remoto hidráulico de válvulas tipo bola que proveían en línea un cierre del pozo (on/off). Inicialmente, estos sistemas completamente integrados no fueron aceptados en su totalidad por el incremento de los costos de los trabajos de completación de pozos y por la baja posibilidad de éxito resultando en un alto riesgo en los costos asociados, el cual a su vez no encontraron criterios para establecerlos en los proyectos. Para cambiar esta situación, fueron ofrecidos por las empresas proveedoras de tecnologías sistemas hidráulicos a bajo costo que funcionalmente sustituían los primeros sistemas desarrollados. Estos sistemas una vez presupuestados permitieron ofrecer por paquetes una variedad de sensores junto con dispositivos de control hidráulico para proveer un sistema compuesto de completación avanzada de pozos. Los procesos de manipulación y transmisión de datos comenzaron a ser frecuentemente usados y reflejaron la naturaleza de los primeras instalaciones con la proliferación de las computadoras, los sistemas básicos de monitoreo de producción consecuentemente originaron la sobrecarga de datos e información. Los medidores de presión y temperatura y la completación avanzada fueron combinados con la tecnología de información a través de la transmisión de datos por intranet o Internet, incrementando la velocidad y el uso de los datos. Los sensores fueron desarrollados para medir tasas de flujo por el uso de sistemas no intrusitos o venturi. La combinación de estos dispositivos se unieron con los sistemas de fibra óptica para medir la distribución de perfiles de temperatura, presiones

26 multipuntos y señales acústicas (permitiendo el despliegue de sensores sísmicos permanentes). El comportamiento del ciclo de vida de estos sistemas fueron variables pero han alcanzados niveles aceptables como para que las empresas proveedoras del servicio inviertan en busca de la confiabilidad en el desarrollo tecnológico de esta tipo de completación avanzada. En ese sentido, el autor de esta investigación con el fin de consolidar la base teórica y práctica de este estudio, realizó una revisión bibliográfica de diferentes antecedentes en lo que respecta a las variables ingeniería de yacimientos y de producción en completación avanzada de pozos, lo que permitió sustentar el presente trabajo con diferentes autores que a continuación se describen. Al-Asimi, M. (2003) desarrolló una investigación titulada “Avances en materia de vigilancia de pozos y yacimientos”, la cual tuvo como propósito describir los progresos observados en la tecnología de vigilancia continua, incluyendo la vigilancia de la producción en el fondo del pozo y en la superficie, y las técnicas de vigilancia rutinaria de yacimientos. Para lograr este objetivo principal el autor se fundamentó teóricamente en los autores Eck (2000), Williams (2002), Veneruso (2001), entre otros. Por medio de una investigación de tipo evaluativa la cual se aplicó a una población conformada por diversos campos, tales como el campo Blake, operado por BP el cual es un desarrollo submarino ubicado en la región septentrional del Mar del Norte en donde los pozos han utilizado medidores de flujo multifásico. Así como también, un campo en Omán operado por Occidental Petroleum Coporation (Oxy) utilizando recientemente instalaciones de fibra óptica para monitorear la inyección de agua en pozos horizontales. Además, de pozos multilaterales y horizontales operados por Petrozuata C.A en Venezuela en la Formación Oficina. Y una combinación de tecnologías para vigilar, analizar y controlar la producción de petróleo con alto corte de agua en un pozo perteneciente al campo Lamott Consolidated, operado por Team Energy. Eck, J. (2000) elaboró una investigación titulada “Monitoreo en el fondo del pozo: su evolución”, el cual tuvo como objetivo fundamental evaluar los desafíos que se presentan en el monitoreo permanente de los yacimientos. Ahora bien, para lograr este objetivo, el autor desarrolló una revisión de la literatura existente en el área temática

27 que estuviera relacionada directamente con las variables objeto de su estudio, destacando autores tales como Nestlerode (1963), Baker (1995), Brown (2000), Veneruso (2000), entre otros. La metodología de este estudio se enfocó como de tipo descriptiva, la cual se aplicó a una población constituida por sistemas de monitoreo permanentes instalados en el fondo de diez pozos en el área de Enchilada en la zona continental del Golfo de México la cual es operado por Shell Offshore Inc. Además, de desarrollos complejos en aguas profundas en el campo Baldéate ubicado en el Bloque 260 del área Garden Banks del Golfo de México la cual lo opera la empresa Amerada Hess Corporation. Algeroy, J. (1999) en su trabajo titulado “Control remoto de yacimientos”, tuvo como objetivo general examinar las mediciones de fondo y las soluciones de control que permiten optimizar la producción y la recuperación de las reservas. Para cumplir con dicho objetivo se utilizaron los fundamentos teóricos de los autores Economides (1998), Van Dyke (1997), Greenberg (1999), Jalali (1998), entre otros. Por medio de una investigación tipo descriptiva el autor aplicó dicho estudio a una población conformada por pozos que tienen sistemas de completaciones avanzadas de los campos Troll, operado por Norsk Hydro y Statoil en el Mar del Norte, en donde se produce una zona delgada de petróleo por medio de pozos de alcance extendido o de pozos horizontales que hacen contacto con un área más extensa del yacimiento en comparación con los pozos verticales, con lo cual se reduce la caída de presión por unidad de área y se evita la conificación de gas prematura. Además, un novedoso pozo con múltiples tramos laterales ha permitido la producción desde dos secciones diferentes de un yacimiento de petróleo en el campo Wytch Farm de Dorset, Inglaterra, operado por BP Amoco. En la literatura revisada de la industria petrolera nacional a la cual se pudo acceder a la información se logró evaluar un documento oficialmente sustentado para soportar el tipo de aplicación de completación avanzada de pozos en el occidente del país, por lo que cobró más importancia esta investigación para formar parte como fundamento y postulado teórico en futuros trabajos de investigación en donde involucren a las variables que son objeto de estudio. En tal sentido la Gerencia Técnica de Proyectos Integrados de Occidente de Petróleos de Venezuela inicio varios proyectos que contemplaban la incorporación de la

28 completación avanzada de pozos a nivel nacional mediante proyectos o laboratorios integrados de campo (LIC). En 1998, se vislumbraba el inicio de dos procesos de recuperación mejorada por medio de Inyección Alternada Agua-Gas (AGA) en la unidad de negocios Lagocinco y la Inyección Optimizada de Agua (IOA) en la unidad de negocios Lagomar. En cuanto al LIC de Lagocinco de Inyección Alternada de Agua-Gas tuvo como objetivo incrementar el factor de recobro en 7% (43% a 50%) en el yacimiento Eoceno C Profundo VLE-305 del Lago de Maracaibo ubicado a profundidad mayor de 10.000 pies, mediante la aplicación de dicho proceso. El alcance del LIC de Lagocinco fue efectuar una prueba piloto de inyección AGA en un arreglo hexagonal constituido de siete pozos invertidos, es decir, 3 productores nuevos (VLE-1313, VLE-1342 y VLE1462), 1 inyector doble (VLE-1324), 1 observador (VLE-1346) y 2 productores existentes (VLE-1328 y VLE-773), en la cual se evaluó las tecnologías de caracterización de yacimientos, estrategias de drenaje, construcción de pozos, monitoreo y automatización. Planta de agua PA-9/5

N

VLE-1328

ts 340 m

VLE-1313

VLE-1346

LPG-1462

VLE-1342 VLE-1324

ÁREA VLEVLE- 305 VLE-773

Productor Inyector Doble

Planta de gas LAMARGAS

Observador

Figura 1. Diseño del experimento LIC AGA Lagocinco.

29 El LIC de Lagomar de IOA tuvo como objetivo incrementar el factor de recobro en 5% (40% a 45%) en el yacimiento del Eoceno VLA-6/9/21 en Crudos Livianos y Medianos, sometidos a inyección de agua mediante el uso integrado de tecnologías avanzadas que mejoraron la productividad y costos de producción. El alcance de este proyecto fue evaluar dos pruebas pilotos sobre Inyección Optimizada de Agua e Inyección de mezcla Alcali-Surfactante-Polímero (ASP) en arreglos específicos de pozos, realizando la caracterización detallada del yacimiento, perforación de once (11) pozos, adecuación de facilidades de inyección/producción y monitoreo en tiempo real. Los pozos productores fueron VLA-1326, VLA-1332, VLA-1331, VLA-1335, VLA-1344 y VLA-1348. En cuanto a los pozos inyectores se encontraron VLA-1341, VLA-1343 y VLA-1347. Y un solo pozo observador VLA-1329. La prueba piloto de ASP fue realizada con los pozos VLA-1325, VLA-765, VLA-180W, ASN-3 y ASN-4.

1332 1321

1341

1325 1348

180w

1329

765 1331

1326 1335

20

1344

AQ M-3

0m

ASN-3

1347

ASN-4

1343

Figura 2. Diseño del experimento LIC IOA y ASP Lagomar.

Para el año 1999 se inició otros dos proyectos o LIC en el occidente del país con la empresa estatal, los cuales fueron el proceso de recuperación mejorada de inyección alternada agua-gas en la unidad de negocio Tía Juana Lago y la recuperación de crudo pesado en la Costa Bolívar en la unidad de negocio Tía Juana Lago y Tierra Este Pesado a través del drenaje por gravedad asistido con vapor (SAGD). El LIC de la unidad de negocio Tía Juana Lago tuvo como objetivo incrementar el factor de recobro en 10% (48% a 58%) en el Yacimiento B-6-X.10 del Eoceno B de mediante la inyección alternada de agua-gas (AGA), cuyo alcance fue evaluar la tecnología de AGA con lo cual se esperaba mejorar la eficiencia de barrido, disminuir

30 corte de agua mediante la uniformidad del perfil de inyección y reconectar los bancos de crudo atrapados por el agua. El proyecto consistió en 4 arreglos las cuales se ilustran a continuación.

LL-672 Inyector existente Productor existente LL-820

1

2

LL-3039

s mt 300

800 mts

3

LL-3079

LL-3053

LL-W-7R11A4

LL-1200

LL-W-79R9

LL-899

LL-1127 400 mts

LL-447

LL-1195

400 mts

400 mts

ts m 50 mts

ts m

LL-2993

ts 0m 30

0 30 0 60

LL-1128

ts 0m 30

400 mts

Productor a perforar-1999

LL-3072

LL-X-8R3

LL-3025

ts 0m 60

mts 400

Productor existente

LL-3071

LL-1331

Productor a perforar-año 2000

YAC.: BB-6-X.10

Productor a convertir en observadoraño 2000

LL-1389

Inyector doble a perforar- año 2000

Figura 3. Diseño del experimento LIC AGA Tía Juana Lago.

El LIC de la unidad de negocio Tierra Este Pesado tuvo como objetivo incrementar la rentabilidad de la explotación de yacimientos de crudos pesados utilizando el sistema de explotación de pozos SAGD. El alcance de dicho proyecto fue perforar y completar dos pares de pozos SAGD y un SW-SAGD en áreas de proyectos térmicos en desarrollo y maduros de la Costa Bolívar, así como también, implementación de tecnologías en facilidades de superficie para la recolección de gas a baja presión, optimación de longitud horizontal y determinación de técnicas óptimas de inyección de vapor. Se incrementó el factor de recobro en 43% (23% a 60%). Para la fecha que fue realizada esta investigación existieron ya terminados los pozos LSE-5083A (SWSAGD), LSE-5085/5088 y LSE-5091/5092

(DW-SAGD) en el área de Tía Juana, así

como también, los pozos LSE-5298/5302 y LSE-5308/5311 (DW-SAGD) en el área de Laguna en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo.

31

Pozo Inyector

Pozo Productor Hoyo 17 - 1/2” Revestidor 13 - 3/8”

Hoyo 12 - 1/4 ”

Tubing 3 - 1/ 2” 3” Bomba

Tubing 2 - 3/8 ”

PRESS . - TEMP. GAUGES

Revestidor 9 - 5/8 ”

Hoyo 8 1/2 ” (Sección Horizontal 900’)

SLOTTED LINER 5 1/2 ”

Figura 4. Esquema del pozo LSE-5083A. SW-SAGD. Tía Juana. LSE-5085

LSE-5088

PRODUCTION

STEAM

66 FT

STEAM

REV. 13-3/8" @ 190’

13-3/8” CAS. @ 224’

3-1/2” TUBING

2-7/8” CIRCULATING PIPE

LINER @ 1214’ REV. 9-5/8" @ 1301’ 7” LINER 0.015” x 292 SLOTS/FT @ 2340 FT

12-1/4” HOLE

10” HOLE @ 2392’

9-5/8” CAS. @ 1314’

7” LINER 0.015” x 292 SLOTS/FT @ 2365 FT

16 FT

10” HOLE @ 2610’

Figura 5. Esquema del pozo LSE-5085/5088. DW-SAGD. Tía Juana.

Para mediados del año 1999 se originaron dos LIC adicionales. El primero de ellos fue en la unidad de negocios de La Salina con un proceso de recuperación mejorada de inyección álcali surfactante y polímeros (ASP) y el segundo desarrollado fue un esquema de explotación con automatización subsuelo y superficie en la unidad de negocio de Ceuta.

32 El LIC de la unida de negocio de La Salina tenia como objetivo incrementar en 20% el factor de recobro en yacimientos del Mioceno (ll-03) sometidos o candidatos a inyección de agua mediante la inyección de ASP (Alcali-Surfactante-Polímero), que permitió evaluar esta tecnología con el fin de mejorar la productividad de los pozos y reducir costos de producción. Además, tuvo como alcance evaluar tres áreas de inyección de ASP bajo diferentes condiciones de yacimiento, mediante la perforación 6 localizaciones, rehabilitar 13 pozos e instalar facilidades de mezcla e inyección de ASP en el lago de Maracaibo. Se realizó seguimiento del frente de inyección mediante técnicas de monitoreo con trazadores, modelaje de alta resolución y automatización de pozos. ARREGLO 1

ARREGLO 3

NO SOMETIDO A INY. DE AGUA

621

ts m

656

0 30

15 0m ts

0 30

(SOMETIDO A INY. DE AGUA. LL-INF)

680

666

799

ts m

726

557 1077

1061 1078

1044

1006 PB-734

624

1056

1074

627

1076

629 LEYENDA:

ARREGLO 2

Observador a

(SOMETIDO A INY. DE AGUA. LR-S)

1075 LEYENDA: Observador a Perforar

Perforar

Iny. Existente Iny a perf. Prod. a perf.

Prod. Exist.

Prod. reparac. Prod. Exist.

Figura 6. Diseño del experimento LIC ASP La Salina.

En cuanto al LIC de la unidad de negocio de Ceuta tuvo como objetivo generar un esquema de explotación técnica y económicamente viable para el control de arenamiento y mantenimiento de presión, que permitió la materialización de las reservas recuperables. El alcance de este proyecto se resumen en los siguientes términos: controlar la producción de arena, asfáltenos y daño, incrementar la longevidad de los pozos,

33 disminuir la caída de presión o drawdown al frente de las formaciones productoras y alcanzar un mantenimiento de la presión del yacimiento. AREA PILOTO 50 Kms 3762 37561 3720 3734 3767 3738 3691 3759 3768 37223749 3764 3756 3774 3743 3740 3760 3769 3782 3770 3747 3817 3777 3776 -15000 3788 3755 3775 3792 3809 3790 3784 3786 3818 3801 3797 3780 3791 3820 3787 3792 3798 -16000 3789 3785 3800 3813 3815 3803 3793

3796 GR

3826

-16500

3823 3816 -17000

3799 3804

3802 3802 3805 3802 3810

3806 3811

3794 3814

3808

3821 -17500

3807

Figura 7. Diseño del experimento LIC AI2S Ceuta.

A partir del año 2001, en función de las nuevas tecnologías y como parte de estrategia de explotación de yacimientos de las empresas operadoras de los campos en Venezuela se comenzó a incluir el concepto de integración subsuelo superficie con la filosofía de automatización de las operaciones de producción, esto con el fin de evaluar e implantar nuevos esquemas de medición y control del subsuelo que permitan apoyar de forma integral a los activos bajo su gestión. Es así como a partir del año 2002 se inició en la unidad de negocio Lagunillas Lago de la empresa del estado la instrumentación de fondo en tres pozos verticales colocando sensores permanentes de presión y temperatura (LL-2712, LL-2210 y LL2110) con el fin de monitorear el avance del frente de inyección de agua como proceso de recuperación secundaria en el yacimiento Lagunillas Inferior-07. A su vez, se colocó en un pozo horizontal (LL-3996) del yacimiento Bachaquero-01 el sistema de fibra óptica adicionalmente a los sensores permanentes de presión y temperatura para monitoreo y control de la inyección alternada de vapor en la sección horizontal, tal como se muestran en las siguientes figuras.

34

LL-2712 EF: LL-51 MGL: LH-1-19 LL-2210 EF: LL-35 MGL: LH-1-18 LL-2110 EF: LL-36 MGL: LH-1-18

Figura 8. Pozos verticales AI2S en LL-07. Lagunillas Lago.

Fibra en Tubing

Fibra en Casing

DTS-800

TELLI PC

PRES. @ 2290 ´ 3500,00

PRES. @ 2710 ´ 3500,00

PSI

PE 01

PSI

PE 02

PRES. INICIO

3500,00

PSI

PRES. FINAL

LEYENDA Fibra Optica en Tubing Fibra Optica en Casing

3500,00

25

ºC

TEMP. GAB 2

25

ºC

TEMP. GAB PPAL

25

ºC

PSI

PE 04

PE 03

TEMP. GAB 1

Pta. Abierta Gab. Ppal

Cerrado

SUMINISTRO ENERGIA NORMAL DETECCION DE GAS TE 02

TE 01 TEMP. INICIO

600,00

ºF

TEMP. FINAL

600,00

ALTO NIVEL DE GAS Mt.

RUPTURA FIBRA TUBING

750 0

Mt.

RUPTURA FIBRA CASING

0

Mt.

0

Mt.

ºF

Figura 9. Pozo horizontal AI2S LL-3696 en Bach-01. Lagunillas Lago.

35 Bases teóricas

La fundamentación teórica de esta investigación estuvo enfocada hacia el desarrollo de las variables principales del estudio, las cuales son ingeniaría de yacimientos y de producción en completación avanzada de pozos. Sin embargo, el autor de esta investigación optó por dedicar un apartado acerca de una breve descripción de la completación avanzada de pozos de manera de dar a conocer algunos términos de dicha tecnología.

Completación avanzada de pozos

El término de “Completaciones Inteligentes” y “Pozos Smart” básicamente designan la misma cosa. Completaciones Inteligentes significa que el sistema que es bajado en un pozo tiene la capacidad de enviar información de retorno al ingeniero acerca de lo que esta pasando en el yacimiento. El ingeniero es capaz de ejecutar operaciones que son ordenadas remotamente, tales como el ajuste de la tasa de flujo. El sistema permite continuar con la adquisición de datos a través de la instrumentación en el subsuelo para luego facilitar el posterior análisis y la toma de decisión, donde remotamente actúan dispositivos de control de flujo para permitir que sean ejecutas futuras acciones de optimización de la producción. Según Algeroy (1999), el propósito de los dispositivos de las completaciones inteligentes consiste en lograr una integración segura y confiable entre el aislamiento zonal, el control de flujo, el levantamiento artificial, el monitoreo permanente y el control de la producción de arena. Menciona el mismo autor, que una completación inteligente se define como aquella que cuenta con la capacidad de monitorear y controlar por lo menos una zona de un yacimiento. Sobre la base de la literatura consultada, se puede aseverar que existen varios nombres diferentes para referirse a las completaciones inteligentes, o de avanzada, y todas implican un impacto significativo sobre el manejo de los activos. La adquisición y la interpretación de los datos y la capacidad de optimizar la producción a través de un ajuste remoto de las válvulas en el subsuelo, marcan la

36 diferencia entre completaciones avanzadas y las tradicionales y ofrecen la posibilidad de enfrentar una situación en forma interactiva antes de que se convierta en un problema. Desde la misma perspectiva, Veneruso y otros (2000), definen a las completación avanzada como aquellos sistemas de monitoreo permanente que son instalados en los pozos productores para optimizar la recuperación de hidrocarburos de los yacimientos. Estas instalaciones consisten de un dispositivo electrónico de medición a 2 a 6 kilómetros por debajo de la superficie del pozo y conectados a equipos de grabación a través de un cable unido a la tubería del pozo. Desde el fondo del hoyo del pozo a la superficie, este cable encuentra varios obstáculos, tales como, la válvula de seguridad del espacio anular, la suspensión de la tubería y el cabezal del pozo, a su vez es accesible solo por la superficie del pozo (o en completaciones submarinas, por el lecho submarino). En ese mismo orden de ideas, Jalali y otros (1998) conceptualizan a las completaciones avanzadas de pozos como sistemas integrados de sensores y dispositivos controlados remotamente, colocados en forma permanente en el pozo, con la capacidad de recolectar datos en tiempo real y la posibilidad de reconfigurar la arquitectura del pozo, sin intervenciones en el mismo. Debido al hecho de que los yacimientos raramente se comportan como se espera, es necesario optimizar el desarrollo del comportamiento de la producción que envuelve su explotación. Para alcanzar una explotación optima de los yacimientos, es esencial entender los mecanismos mediante el cual trabaja y ajustar debidamente la caracterización de los modelos existentes. En ese sentido, por medio del monitoreo continuo de los yacimientos se puede desarrollar una película exacta con el tiempo, por lo que es imprescindible realizar los pasos necesarios para optimizar el comportamiento de la producción para incrementar la recuperación de las reservas existentes. Los sistemas de control de procesos en el fondo del hoyo del pozo comienzan a ser más importantes aun en pozos complejos tales como, pozos de alcance extendido, horizontales y multilaterales. Estos sistemas permiten aislar y selectivar la producción de varias secciones del pozo expuestas al flujo. Los pozos verticales que interceptan diferentes yacimientos

37 también pueden beneficiarse de esta tecnología, ya que un pozo vertical sencillo con un sistema de control del proceso en el fondo pudiera efectivamente drenar múltiples yacimientos simultáneamente, acelerando la producción. En otro orden de ideas, existen aplicaciones que contemplan la gerencia de la energía de los yacimientos a través de los sistemas de control de flujo para asistir con el levantamiento de los fluidos hasta superficie. Estas aplicaciones son particularmente beneficiosas en ambientes de producción cambiantes donde los costos del levantamiento artificial son considerables. De hecho según Huck (1999), en el proceso completo para la gerencia integral de los activos estas aplicaciones están siendo esenciales donde la mayoría de los datos adquiridos permiten hacer de una manera más precisa una mejor caracterización en el modelo del yacimiento, principalmente para tomar las mejores decisiones en cuanto a minimizar el riesgo, incrementar la eficiencia de los costos y mejorar la gerencia integral de los yacimientos. A su vez, la base del éxito de los dispositivos permanentes en el subsuelo tales como, las válvulas de control de flujo, entre otros, consiste en contar con los datos del yacimiento que posibilitan la toma de decisiones sobre la producción eficiente de las reservas asociadas a los activos.

Sistemas de monitoreo y control del yacimiento

La completación avanzada de pozos presenta ciertos componentes para que en forma integrada permitan a las empresas operadoras de campos petroleros gestionar de forma racional a los activos. En ese sentido, se mencionan a continuación los principales elementos que forman parte integral de este tipo de completación.

Sensores permanentes de producción

El sistema de producción permanente en el fondo del hoyo del pozo provee mediciones continuas de presión, temperatura, tasa de flujo y densidad del fluido. El monitoreo permanente de la presión y temperatura es realizado con sensores de zafiro y cuarzo. La tasa de flujo y la densidad pueden ser obtenidas de un ensamblaje o

38 medidor tipo ventura (con sensores de presión). Los sensores electromagnéticos o nucleares permiten una aproximación en la medición del corte de agua. Existen sensores que registran la distribución de la temperatura a través de aplicaciones basadas en fibra óptica por medio de medidas dinámicas de dicha distribución a lo largo de las cercanías del hoyo. Entre las aplicaciones típicas de los sensores de producción se encuentran: alocación de la producción, productividad del pozo, análisis transiente de presión, diagnostico de levantamiento artificial e identificación de problemas en el pozo.

Captura de resistividad

En el monitoreo del yacimiento es necesario prever el comportamiento de fluidos indeseables (agua o gas) antes de que arriben a las cercanías del hoyo. Esto toma mayor fuerza si el objetivo es mejorar la eficiencia del drenaje en dicho yacimiento e incrementar la producción desde un hoyo sencillo. Solamente con la información acerca del movimiento de los fluidos indeseables dentro del yacimiento, capturando esta información desde en hoyo, puede generar acciones correctivas que pueden ser anticipadas. Los sensores en contacto con la formación pueden proveer tal información permitiendo capturar información observando el hoyo o sidetracks, por fuera del anular de producción o en pozos de inyección. Esta técnica de captura de resistividad es colocada en pozos particularmente para ciertas situaciones de monitoreo, tales como: movimiento regional del agua, conificación de agua en pozos verticales, seguimiento de frente de inyección y movimientos de fluidos indeseables en pozos horizontales. El diseño de este tipo de captura de información debe ser previamente planificado para permitir que la instalación sea adaptada a una aplicación en particular, cada vez que se planifique este tipo de aplicación debe ser bajo decisiones tomadas en cuanto a que tipo de sensor, espaciamiento, posicionamiento, así como también, el despliegue o su transporte hasta el fondo del pozo.

39 Dispositivos de control de flujo

Las válvulas de control de flujo son dispositivos que pueden optimizar la producción de un pozo por la selectividad controlada en el flujo de un hoyo en especifico (pozos multilaterales) o intervalos (aplicaciones de completaciones selectivas y pozos horizontales). La apertura de la válvula es remotamente controlada desde la superficie, por medio de una línea hidráulica o una línea eléctrica. Las válvulas de control de flujo pueden ser usadas cuando varias zonas de producción están presentes. Las válvulas de control de flujo pueden ser parte del aparejo de producción (tubería recuperable) o pueden estar insertadas en un bolsillo mandril (recuperable con guaya fina). Estas válvulas pueden ser usadas para varios propósitos, tales como: optimización de producción, mejoramiento del drenaje del yacimiento, optimización de la inyección y reducir las intervenciones en el pozo.

Sistema de telemetría

Permite transmitir los datos de los sensores hasta la superficie y las señales de control desde la superficie para el respectivo control en el fondo del hoyo.

Sub-sistema de superficie

Esta constituido por los siguientes elementos: una computadora que recolecta y almacena los datos, un “software” que analiza los datos y orienta al usuario en la toma de decisiones, una conexión con el sistema de telemetría para recibir datos y enviar las señales de control.

Herramientas de modelaje

Existen diferentes herramientas que tienen la capacidad de simular pozos avanzados que contienen dispositivos de control de flujo y configuraciones complejas (pozos horizontales, desviados y multilaterales).

40 Estos simuladores numéricos poseen un modulo de modelaje en la cercanía del hoyo del pozo donde es posible definir un volumen de interés sin la necesidad de tener a la mano un modelo completo del campo en estudio. Los límites de presión y flujo son extraídos del modelo dinámico de simulación. Las características de este tipo de modulo son: estudio de pozos sencillos, geometría del pozo y las perforaciones extraídas del modelo dinámico del campo, importación de la tabla de desviación, edición en tres dimensiones, modificaciones de las propiedades de las zonas en las cercanías del hoyo del pozo y diálogos para editar las perforaciones, parámetros de mallado y modelos de flujo multisegmentado. A su vez, estos simuladores numéricos presentan un modulo de pozo multisegmentado donde es posible simular arquitecturas de pozos avanzados usando un método de simulación completamente implícito. Las ventajas de este modulo son: manipulación mejorada de la topología de multilateral y la representación de la sección de flujo del pozo, la sección de flujo y los puntos de los laterales se pueden colocar fuera del mallado, modelaje de los efectos complejos de flujo cruzado (incluyendo flujo cruzado entre los laterales), mejoramiento del modelaje de flujo multifásico, los segmentos pueden ser configurados para representar un rango de dispositivos de control para modelaje de pozos avanzados y niveles múltiples de laterales que permiten detallar el modelaje de los dispositivos de control.

Relación entre la ingeniería de yacimientos y de producción en completación avanzada de pozos

En la mayoría de las empresas del sector de la industria de petróleo y gas, intervienen dos organizaciones funcionales. Una de ellas se refiere a la ingeniería de yacimientos y la otra, a la ingeniería de producción. De una manera típica, los ingenieros de yacimientos son responsables de todas las facetas del trabajo que conducen a la predicción del comportamiento de la recuperación de petróleo y gas. Están encargados, preparan mapas estructurales, de isopropiedades del yacimiento entre otras actividades. Recopilan los análisis de núcleos existentes y los datos de las propiedades de los fluidos, así como los resultados de los registros especiales de los pozos o de los estudios de transientes de presión.

41 Los ingenieros de yacimientos pueden solicitar pruebas especiales de laboratorio para medir, por ejemplo, las características de la permeabilidad relativa o de presión capilar. Utilizando estos datos, investigan diferentes patrones de explotación de los campos, seleccionan las localizaciones de los pozos nuevos, estiman su potencial de producción, y recomiendan pozos de desarrollo adicionales. El producto final de su trabajo es una predicción detallada del comportamiento de la recuperación de petróleo mediante diferentes estrategias de explotación de los activos asignados a su gestión. Los ingenieros de producción, frecuentemente en los llamados grupos de operaciones, han estado trabajando con los ingenieros de yacimientos, contribuyendo con sus conocimientos en los aspectos de operación. Frecuentemente, esto incluye la selección y dimensión del equipo de levantamiento artificial, aparejo de producción, líneas de superficie, tratamiento de fluidos en superficie, especificaciones de las instalaciones de medición y de prueba, la investigación de la corrosión o de tendencias a la incrustación y un estudio de los pozos existentes para determinar cualquier trabajo correctivo necesario. En la gestión de los activos principales de la industria petrolera nacional, los grupos de ingeniería de yacimientos y de producción comparten la responsabilidad de una explotación racional de las reservas existentes. En ese orden de ideas Craig Jr (1982) indica que los ingenieros de yacimientos son responsables de la revisión continua del comportamiento del yacimiento, actualizando y modificando

el

comportamiento

previsto.

Los

ingenieros

de

producción

son

responsables de la operación de las instalaciones superficiales para la producción e inyección. Sin embargo, en lo referente a las reparaciones de pozos se planean conjuntamente para mantenimiento del potencial de las diferentes unidades de explotación. Las funciones antes mencionadas del ingeniero de yacimientos y de su equivalente de producción están demasiado simplificadas. Cada uno de ellos tiene su propia área de competencia, pero es necesario el esfuerzo en conjunto así como también la integración de las disciplinas de ingeniería de yacimientos y de producción para el éxito en lo que concierne a la maximización de la recuperación de las reservas presentes en los activos bajo su gestión.

42 Al respecto Baker y otros (1995) establecen que el comportamiento de los yacimientos puede ser monitoreado fácilmente en tiempo real, veinticuatro horas al día, día tras día y a lo largo del tiempo de vida del yacimiento. Además de ver el comportamiento del yacimiento diariamente, se puede examinar la respuesta a cambios en producción o procesos de recuperación secundaria y así como también grabar los eventos para ayudar a diagnosticar los posibles problemas monitoreando las acciones de remediación. Explican los autores que todas las aplicaciones que describen el comportamiento del yacimiento que pueden tener influencia en el uso de la tecnología de completación avanzada requieren de un dispositivo de medición en el fondo del pozo, a su vez, en algunos casos un segundo dispositivo ha sido usado para observar la redundancia de los datos. Citan estos autores, que las aplicaciones, desde el punto de vista de ingeniería de yacimientos, utilizan los sistemas de monitoreo permanentes son caracterizadas como aplicaciones para la gestión del yacimiento, entre las cuales se encuentran: pruebas de interferencia, control de la presión del yacimiento, pruebas transiente de pozos, cotejo histórico, comportamiento del pozo, fracturamiento hidráulico y datos de presión en el fondo del hoyo Al mismo tiempo, Eck y otros (2000) afirman que una vez instalados en el fondo del pozo los sistemas de monitoreo permanentes los datos aplican en dos problemas de producción generales: el drenaje de los yacimientos y la productividad del pozo. Para tal efecto los aspectos relativos al drenaje del yacimiento comprenden: monitoreo de la presión, mantenimiento de la presión, modelos de balance de materiales y de simulación dinámica de los yacimientos. Los mismos autores, mencionan que las aplicaciones típicas, desde el punto de vista de ingeniería de producción, de los datos obtenidos con sensores instalados en forma permanente en el fondo del pozo se tienen: interpretación y análisis de pruebas de pozos (recuperación de presión, fluencia, flujo a tasas múltiples e interferencia); así como también, datos de entrada para análisis nodal, índice de productividad y variación a largo plazo de la medición del IP, generación de agua, correlación de la tasa de producción de arena y de gas en función de la presión, estudio de la presión fluyente en el fondo del pozo para determinar la tasa máxima de producción, monitoreo en tiempo

43 real de operaciones de fracturamiento y estimulación y finalmente evaluación de perfiles de inyección y producción en todo el pozo. Dentro de ese mismo orden, señalan Baker y otros (1995) que las aplicaciones desde el punto de vista de ingeniería de producción bajo la condición de pozo se enfoca en las siguientes aspectos: acceso restringido a los pozos, pozos altamente desviados y pozos con bombeo.

Ingeniería de yacimientos en completación avanzada de pozos

Para que un yacimiento de hidrocarburos produzca, debe tener suficiente energía propia capaz de expulsar los hidrocarburos desde cada punto del yacimiento hasta el fondo de los pozos que lo penetran y desde aquí hasta la superficie y las estaciones de recolección. Cuando existe este mecanismo se dice que el pozo descarga por flujo natural. Pero si la presión es solamente suficiente para que los fluidos, especialmente el petróleo, lleguen a un cierto nivel en el pozo, entonces este deberá hacerse producir por medio de algún método de levantamiento artificial. Cada pozo representa un punto de drenaje del yacimiento y, para un periodo dado, la suma de la contribución de todos los pozos producibles equivale al volumen de producción disponible. Según Mannucci (1997), dentro de los fluidos que contienen los yacimientos, la naturaleza ha almacenado muchos tipos de energía, entre las cuales tenemos: calor, energía potencial, de expansión de los hidrocarburos, de acuíferos, cinética, energía capilar, química y otras. Sin embargo, de estas formas de energía, las expansiones de los hidrocarburos y la roca, los acuíferos, la potencial y la capilar son las cuatro fuentes principales energéticas del yacimiento. El mismo autor indica que es imposible identificar o distinguir los tipos de energía presentes en un yacimiento y mucho menos cuantificarlos. Dentro de ese contexto, la medición de la presión del yacimiento indica la cantidad de energía útil para hacer fluir el petróleo hasta las instalaciones de superficie.

44 Debido al hecho de que resulta importante el conocimiento de la presión como indicador de la cantidad de energía útil almacenada en el yacimiento, a su vez como indicativo del grado de drenaje o agotamiento que presentan los yacimientos, es conveniente describir los aspectos de ingeniería de yacimiento que involucran la aplicación de la completación avanzada de pozos para comprender bajo que criterio se usó esta tecnología en el occidente del país en la fecha en que el autor finalizó esta investigación.

Monitoreo de la presión de yacimiento

Cuando se extraen los hidrocarburos del yacimiento, la energía natural útil disminuye y, por ende, la presión del yacimiento también. En ese orden de ideas, existen yacimientos que no tienen suficiente energía (presión) para expeler el petróleo hasta la superficie por lo que es necesario recurrir al levantamiento artificial, es decir, suministrar energía desde la superficie para que el petróleo recorra primeramente el resto del camino dentro del pozo y fundamentalmente, dentro del yacimiento. Por medio del monitoreo continuo de la presión del yacimiento en el subsuelo a través de los dispositivos permanentes colocados en la completación de los pozos ubicados estratégicamente en la estructura permite conocer como es la evolución de la vida útil de un yacimiento a medida que va transcurriendo el tiempo desde el inicio de la producción hasta su agotamiento normal final o abandono definitivo. Lo antes expuesto es de suma importancia para poder establecer de alguna manera las tendencias de la presión promedio de los campos y a su vez reconocer durante la vida productiva de los yacimientos los periodos por medio de los cuales se están explotando, es decir, para identificar las posibles etapas de recobro primario o agotamiento natural y recobro secundario o agotamiento adicional. En otro orden de ideas, en la industria petrolera se tienen diferentes opiniones acerca de la completación avanzada de pozos. Muchos creen que abarca el control desde la superficie de un dispositivo de fondo de pozo, donde las mediciones en marcha dirigen el control. Si bien existe un acuerdo general respecto a la definición, el valor y la aplicación de la tecnología de completación avanzada de pozos en un contexto a escala de campo aun están tomando forma.

45 En ese sentido, los avances acontecidos en materia de tecnologías de construcción y completación de pozos, en combinación con los ocurridos en transmisión, manejo y procesamiento de datos, acercan más esta visión a la realidad. Los ingenieros y científicos de las compañías que prestan el servicio de completación avanzada de pozos creen que en este tipo de pozo debe incluir no solo los elementos de vigilancia y control en tiempo real, sino también la capacidad para mover, almacenar, procesar e interpretar grandes cantidades de datos rápidamente y con exactitud, lo cual permitiría convertir al monitoreo en acción efectiva en tiempo real. En la actualidad se ha avanzado mucho en la tecnología del monitoreo permanente. Según Baker (1995), hoy en día los dispositivos permanentes cuentan con un formidable historial establecido en el mundo entero en cuanto a su capacidad de monitorear en forma confiable la presión, la temperatura y la tasa de flujo en el fondo del pozo. Estos datos, obtenidos en tiempo real o prácticamente en tiempo real, muestran las continuas variaciones que se producen en el comportamiento de los yacimientos. La obtención de datos segundo a segundo puede parecer exagerada durante las operaciones rutinarias de producción, pero esta misma abundancia de datos es lo que garantiza que los equipos multidisciplinarios pueden realizar un análisis de alta calidad en el momento en que resulte necesario. Dentro de ese marco, el valor de los datos obtenidos con los dispositivos permanentes en la completación avanzada reside en que el equipo de trabajo del yacimiento ya no necesita especular acerca de lo que está ocurriendo en el subsuelo. Con solo obtener y analizar los datos del yacimiento, se puede decidir si es necesario realizar modificaciones en la completación o cuándo podrían resultar apropiadas. Una vez evaluado a detalle el comportamiento del yacimiento, el quipo puede introducir los datos reales en los modelos de simulación, en lugar de utilizar valores supuestos, y continuar las operaciones o ajustar las condiciones de fondo, utilizando válvulas controladas en forma remota y operada desde la superficie.

Mecanismos de producción del yacimiento

Es conveniente resaltar que la gran mayoría de los yacimientos en el occidente del país se producen por tres de los mecanismos que predominan, los cuales son empuje

46 por gas en solución, empuje por capa de gas y/o empuje hidráulico, ya sean independientes o en combinación. En ese sentido, cada tipo de mecanismo genera un perfil de agotamiento de presión por lo que existe un comportamiento diferente tanto en las fases del fluido como de las permeabilidades relativas, y se generan variaciones en el índice de productividad (curva de IPR) a lo largo del tiempo, de acuerdo con el tipo de mecanismo imperante. Yacimientos con empuje por gas en solución: Este tipo de yacimientos también se conoce con el nombre de expansión interna de gas, agotamiento de presión o de comportamiento volumétrico. Se caracteriza porque existe volumen constante, es decir, no hay cambio en el tamaño inicial del yacimiento. El fluido en el yacimiento se encontrará por encima de la presión de burbujeo. A medida que transcurre el tiempo y se incrementa la producción acumulada, la presión del yacimiento declinará hasta alcanzar la presión de burbujeo y el sistema de hidrocarburos, hasta ese momento monofásico liquido, comienza a liberar hidrocarburos livianos como fase gaseosa, y, puesto que la fase liquido se contrae debido a la liberación, la producción se debe a la expansión de la fase gaseosa. A medida que cae más la presión de yacimiento, más gas es liberado de la fase liquida, se crean alta saturación de gas, la cual comienza a fluir en forma bifásica con la fase liquida. Esto comienza a reducir la facilidad del petróleo para moverse; en otras palabras, la permeabilidad relativa al petróleo disminuye. En resumen, a medida que progresa el agotamiento en un yacimiento por gas en solución, existe un deterioro en la capacidad de producir petróleo (IP) debido, entre otras cosas, a una disminución de la permeabilidad relativa por aumento de la saturación de gas. Este tipo de mecanismo es por lo general uno de los más ineficientes en cuanto a la recuperación. Yacimientos con empuje por capa de gas: Este tipo de yacimientos también se conoce como de drenaje gravitacional. El yacimiento se encuentra en un estado de segregación, donde el petróleo se encuentra infrayacente a una capa de gas. Esta capa de gas puede estar presente en la condición inicial del yacimiento o puede generarse en forma secundaria, a partir del gas que ha salido de solución.

47 La eficiencia de este tipo de mecanismo depende de un control adecuado de producción; hay que determinar una tasa de producción eficiente y hacer el control correspondiente. Asimismo, se debe ir cerrando los pozos invadidos por gas para preservar la energía de la capa de gas como agente desplazante. Yacimientos con empuje hidráulico: También denominados de intrusión de agua o con acuífero activo. En este tipo de yacimiento, el volumen del yacimiento no permanece constante, sino que cambia en la medida en que avanza el acuífero. Para los yacimientos cuyo mecanismo de producción es el empuje hidráulico, el principal factor que impulsa el agua por fluir hacia la zona de petróleo es la expansión del agua del acuífero, como consecuencia de la diferencial de presión creada entre las zonas productoras y el acuífero. Cuando el disturbio de presión llega al contacto agua-petróleo, el agua del acuífero comienza a expandirse a la presión menor; a medida que el tiempo avanza, el disturbio viaja a través del acuífero y más agua se expande, aumentando la intrusión de agua al yacimiento. Si el acuífero es muy grande con respecto al tamaño del yacimiento, la intrusión de agua puede ser alta, manteniendo la presión de yacimiento constante o con muy poca pérdida, en este caso. Si la presión esta por encima de la presión de burbujeo, los pozos mostrarán índices de productividad constantes a lo largo de la vida productiva del yacimiento.

Comportamiento de fases en el yacimiento

Las propiedades de los fluidos cambian a medida que la presión, temperatura del yacimiento y la composición de los fluidos cambian durante la vida productiva del yacimiento. En general, la temperatura del yacimiento permanece constante durante el agotamiento, a menos que un proyecto de inyección de agua o vapor, sea iniciado. En tal sentido, a medida que la producción progresa, la presión del yacimiento, por lo general, disminuyen por debajo de la presión inicial provocando que las fracciones más

48 livianas del hidrocarburo se liberan fuera del petróleo, formando una fase de gas libre en el yacimiento, lo cual reducirá la permeabilidad relativa al petróleo (Kro). Por lo tanto, si un pozo es producido a una tasa que requiera que la presión de fondo fluyente sea menor que la presión de burbuja, la permeabilidad relativa y, por consiguiente el IP sufrirá una disminución alrededor del pozo. Esta situación puede ocurrir aún cuando la presión de yacimiento puede estar por encima de la presión de burbujeo. Adicionalmente al cambio de composición del fluido, también se producen cambios en las propiedades físicas, tales como la viscosidad y el factor volumétrico del petróleo. Comportamiento de la viscosidad del petróleo: La viscosidad del petróleo saturado con gas a temperatura constante disminuirá a medida que la presión del yacimiento declina desde la inicial hasta la presión de burbujeo. Debido a que la viscosidad esta en relación inversa al IP, esta disminución favorece al flujo. Por debajo de la presión de burbujeo, la viscosidad se incrementará debido a que el gas sale de la solución, dejando las moléculas más pesadas en la fase líquida. Comportamiento del factor volumétrico del petróleo: La igual que la viscosidad, el factor volumétrico del petróleo afecta inversamente el índice de productividad; es decir, un aumento del Bo provoca una disminución del IP. A medida que la presión disminuye sobre un líquido, éste se expandirá. Cuando se alcanza la presión de burbujeo, el gas que sale de solución producirá un encogimiento del petróleo.

Mantenimiento de la presión del yacimiento

Cuando se agota la energía propia de los yacimientos de hidrocarburos, se disminuye consecutivamente la producción hasta ser incosteable o poco atractiva. Bajo estas circunstancias, es necesario inyectar en el yacimiento un fluido tal como agua, gas natural, entre otros, a fin de proporcionarle energía adicional al yacimiento aumentando la producción y la recuperación final de hidrocarburos. A esta forma de explotar los yacimientos, proporcionándoles energía después de agotarse la propia, se le llama recuperación secundaria.

49 Según el Instituto Americano del Petróleo, API, definió la recuperación secundaria como la actividad encaminada a la obtención de hidrocarburos a través de dos o más pozos, con la característica que se agrega energía a la propia del yacimiento mediante la inyección de fluidos, que pueden ser líquidos o gaseosos y poseer o no un alto nivel de temperatura. Antes o casi al final del proceso del periodo de recobro primario se necesita inyectar fluidos en el yacimiento con el único objetivo de mantener su energía (presión), estableciéndose en esta forma una extensión de la etapa de transición hacia el periodo de recobro secundario. Mannucci (1997), expone que los periodos siguientes al agotamiento natural envuelven variados procesos de extracción adicional de petróleo, que son también denominados procesos de recuperación suplementaria. Durante el recobro primario se usa al máximo la energía natural útil del yacimiento para obtener el mayor volumen posible durante esta etapa del ciclo de vida del yacimiento. Al empezar a agotarse la energía e iniciarse la declinación de la tasa de producción, se tiene la opción de ayudar al yacimiento desde la superficie mediante la inyección de agua y/o gas para mantener la presión. Desde el momento en que se inicia el mantenimiento de la presión, empiezan a actuar en el yacimiento dos tipos de energía: la natural y la suministrada desde superficie. Después de efectuar el desplazamiento adicional de hidrocarburos por agua y/o gas, todavía queda una cantidad sustancial de estos en el yacimiento (saturación residual), debido a la falta de energía y a las fuerzas capilares y viscosas que retienen el petróleo y/o gas remanentes en los poros de la roca petrolífera, por lo que se debe recurrir a variados procesos de recobro adicional de crudo no convencionales entre los cuales tenemos: 1. Métodos térmicos. 2. Procesos químicos y 3. Desplazamientos miscibles. El monitoreo continuo de la presión del yacimiento mediante la colocación de sensores permanentes en la completación de los pozos en la etapas tempranas a los procesos de recuperación secundaria permite visualizar las tendencias de avances de

50 fluidos de inyección, tendencias de declinación anómalas y presurización en diferentes puntos en el yacimiento, evaluar si el reemplazo volumétrico de estos fluidos inyectados están haciendo el efecto de no mover las interfaces agua-petróleo o petróleo-gas con el fin de maximizar la recuperación de reservas incrementando la eficiencia de barrido durante la vida del yacimiento. Al tener una buena distribución de completación avanzada de pozos en la estructura del yacimiento y con la adquisición de la información relevante a las variables de presión y temperatura se puede confirmar la continuidad lateral de los yacimientos así como también su comunicación.

Análisis e interpretación de pruebas de pozo

Una de las funciones más importantes de un ingeniero de yacimientos es analizar e interpretar apropiadamente el comportamiento de presión de pozos de petróleo y gas. Los datos de presión pueden ser usados para obtener la permeabilidad de la formación, para determinar el grado de daño a la formación durante la perforación y completación del pozo, para medir cuan efectivo o eficiente ha sido una estimulación o tratamiento del pozo, determinación de la presión estática del área drenada por el pozo, el grado de conectividad entre pozos, limites del yacimiento, entre muchos otros usos. Para lograr lo anteriormente mencionado se requiere que el ingeniero de yacimientos entienda perfectamente las leyes físicas que rigen el flujo de fluidos a través de medios porosos, así como también las propiedades y limitaciones de las soluciones a las ecuaciones de flujo que resultan de la aplicación de esas leyes físicas. Según Alvarado (1987), los datos de presión cuando se combinan con datos de producción de los fluidos del yacimiento, a su vez, con datos de laboratorio de propiedades de las rocas y de estos fluidos constituyen un medio para estimar el petróleo original in situ y el recobro que puede ser esperado del yacimiento bajo diversas formas de producción. Tibold y otros (2000), indican que los sistemas de monitoreo permanentes que proveen datos continuos de presión, temperatura y tasa de flujo bajo esquemas en ambientes integrados de completación avanzada permiten obtener en línea el comportamiento del monitoreo, la simulación de yacimiento y el análisis de las pruebas de pozos.

51 En ese mismo orden, las disciplinas de las geociencias y de ingeniería de yacimiento requieren que las pruebas de pozos proporcionen una suite de datos que permita de manera confiable administrar los activos bajo su gestión. Las lecturas de presión y temperatura del fondo del hoyo que se capturan en la superficie proveen una importante retroalimentación durante las pruebas de pozos de tiempos iniciales y extendidos. La disponibilidad en tiempo real de datos suministrados en superficie permite tener la capacidad de diagnosticar anomalías en la producción y realizar operaciones de optimización. Las presiones en el fondo del hoyo también se requieren para simulación de yacimientos y para la interpretación analítica de la restauración de presión. El sistema de monitoreo seleccionado debe cumplir satisfactoriamente los requerimientos de las disciplinas antes mencionadas. Según los mismos autores, la tasa de captura de información de presión y temperatura para diagnosticar el comportamiento y el monitoreo por estos sistemas instalados en el pozo es menor que el muestreo sencillo realizado por las pruebas comunes de restauración de presión. Los datos recolectados por ambas tipos de pruebas son grabados por una computadora en el sitio del pozo, lo que permite luego ser adquirirla para análisis específicos teniendo en cuanta que los datos pueden ser reducidos en intervalos de tiempos menores o promediar los intervalos de tiempo de la muestra recolectada dependiendo de los análisis o aplicación que sea requerida. La aplicación de dispositivos permanentes de presión y temperatura en cuanto a pruebas de pozo se refiere tenemos las pruebas de interferencia, las cuales pueden disminuir la incertidumbre del grado de comunicación a lo largo de toda la extensión del campo, entre pozos, entre bloques fallados y así como también la transmisibilidad vertical entre yacimientos. Dentro de este marco de ideas, las pruebas de transiente de presión de pozos como la restauración de presión automáticas se pueden realizar cuando se requiera siempre y cuando estos dispositivos permanentes de fondo se encuentren como componentes de la completación de los pozos permitiendo no realizar cierres de producción muy extensos. Similarmente las pruebas de drawdown se pueden realizar cuando el pozo es abierto.

52 Monitoreo de los procesos de recuperación secundaria

En un contexto de reducción de reservas, de ausencia de descubrimientos, de demora en la implementación de un nuevo y vasto programa de exploración sobre las cuencas improductivas y de previsible aumento de las necesidades energéticas, la recuperación secundaria pasó a ser un factor clave en la producción petrolera del país. La recuperación denominada "secundaria" es aquella que se obtiene mediante la inyección de agua en las formaciones productivas y está relacionada estrechamente con la madurez de los yacimientos y su progresivo agotamiento. En Venezuela, muchas de las principales áreas petroleras han alcanzado su madurez, lo que se evidencia en la disminución de la producción primaria y en el aumento de la secundaria, aunque, igualmente, todo se traduce en una menor producción total. Desde hace varios años se han explotado los yacimientos en el país con el fin de recuperar la mayor cantidad de hidrocarburos, pero también estos yacimientos evidencian signos inequívocos de agotamiento. En ese sentido, es de suma importancia para las empresas que tienen operaciones en diferentes campos del país la incorporación en su base de recursos de un plan de adquisición de información que permita darle seguimiento y control a variables de subsuelo, tales como, presión, temperatura, control de flujo, entre otras. Lo antes expuesto se logra de alguna manera con la automatización subsuelo superficie, es decir, colocando estratégicamente en la estructura de los yacimientos sensores permanentes y/o dispositivos de control de flujo, así como también, algunos sensores que registran cambios de frentes de fluidos, interfaces, o contrastes de fluidos para monitorear y controlar las desviaciones de los procesos de recuperación secundaria con el fin de maximizar la eficiencia de recuperación y por ende el recobro final de los yacimientos. Al tener control de las variables de subsuelo con el seguimiento o monitoreo de los procesos de inyección de agua y/o gas, las empresas operadoras de campos pueden inferir la velocidad de avance de los contactos de fluidos por lo que es de mucho interés para estas empresas ya que les permite predecir los tiempos de ruptura de los fluidos inyectados en los pozos más cercanos a los pozos inyectores.

53 Adicionalmente, si existen colocados estos dispositivos en la completación de los pozos las empresas operadoras pueden también distinguir si existe un canal preferencial de flujo o un posible adedamiento en el área de drene de los pozos que pertenecen al proyecto de recuperación secundaria. En este contexto, cuando llega la ruptura de los fluidos de inyección y las empresas operadoras poseen esta completación avanzada, pueden realizar acciones inmediatas de cierre o ajuste de los dispositivos de control para mitigar la irrupción a su vez mejorar la eficiencia de recuperación del área de drene de los pozos del campo.

Perfeccionamiento y validación del modelo del yacimiento

El enfoque clásico de caracterización de yacimientos consiste en elaborar un modelo basado en la información estática del yacimiento y validarlo posteriormente con la información dinámica (datos de producción). En ese sentido, por medio de diversos procesos sinérgicos las empresas llevan a cabo modelos estáticos y dinámicos que integralmente la gestión de los fluidos de los campos a los que tienen asignados. Dentro de eso marco, al aplicar el modelo estático por estadística integrada las empresas operadoras logran la identificación de las variables a utilizar para la definición y caracterización de los yacimientos, analizando estadísticamente correlaciones cruzadas entre señales sísmicas (atributos simples, múltiples y pseudoatributos directos e invertidos), perfiles de pozo (crudos o interpretados), testigos laterales y muestreo y datos dinámicos (ensayos de producción y presión, producciones, etc.). Cuando la información sísmica no es relevante utilizan sólo la información de pozos. A su vez el modelo estático permite la selección del valor de corte sobre las variables de definición y caracterización de los yacimientos, por análisis estadísticos de las distribuciones de las mismas, calibradas con el comportamiento productivo. Adicionalmente, la generación del modelo estático integral de los yacimientos conlleva a su representación tridimensional y continua, con realizaciones estructurales, sedimentológicas,

de

electrofacies,

independientes más probables.

petrofísicas

y

de

unidades

hidráulicas

54 El logro de estos modelos estáticos “calibrados” con el comportamiento productivo asegura resultados más certeros en las predicciones realizadas por ingeniería convencional o simulación numérica. En este último caso se logra también una más rápida y segura convergencia del ajuste histórico. En el entorno antes descrito, se busca realizar los procesos de upscaling, que puedan requerir los modelos de entrada a los simuladores, con pérdidas mínimas y acotadas en la definición del modelo estático. En otro orden de ideas, con la incorporación del total de los datos dinámicos se continúa el análisis del comportamiento productivo de los yacimientos, con sus límites físicos y mecanismos de producción dominantes. También sobre bases estadísticas integradas se completa la caracterización de los fluidos y de la roca yacimiento. Para generar el modelo estático-dinámico integral, en el proceso de ajuste histórico integrado de yacimientos esencialmente se refinan las realizaciones del modelo de entrada al simulador. Donde los ajustes se hacen sobre las realizaciones estáticas y los procesos de upscaling, no directamente sobre el modelo de entrada, de esta manera se respetan los procesos de definición del modelo estático más probable de los yacimientos. Con algún software de simulación actual es posible integrar el modelo de yacimiento, con la zona de los alrededores del pozo y luego con las facilidades de pozo y superficie, para realizar un ajuste histórico integrado total y obtener así el modelo final de yacimientos, pozos y superficie. Por último, con el uso y aplicación de datos en tiempo real de variables del subsuelo de la completación avanzada de las empresas operadoras de campos bajo su gestión ajustan o calibran el modelo final y luego realizan las predicciones, diseño y posterior selección de los escenarios de explotación, que responden a las estrategias y condiciones económicas definidas por las dichas empresas con el fin de valorar los resultados económicos para su final optimización. Se busca adquirir en esta etapa el más completo, detallado y preciso entendimiento y manejo de los yacimientos en sus aspectos estáticos y comportamiento dinámico, de ellos depende el éxito de la simulación numérica dinámica, o de la evaluación clásica, a llevar a cabo.

55 Mediciones adicionales de monitoreo de yacimiento

Las tecnologías innovadoras de vigilancia rutinaria de yacimientos se concentran en cambios de gran escala y que ocurren dentro de la formación. Las técnicas de monitoreo, control y seguimiento de yacimientos, tales como, el uso de arreglos de resistividad

y

los

levantamientos

sísmicos

(4D),

permiten

a

los

equipos

interdisciplinarios de los activos de las empresas operadoras de campos de petróleo y gas observar los cambios que ocurren dentro del yacimiento alrededor de sus pozos de producción e inyección para anticipar y luego mitigar los efectos perjudiciales en la producción. En ese sentido, el valor de la vigilancia sísmica de yacimientos se ha demostrado repetidamente en diferentes partes del mundo, tal como en el Mar del Norte, donde se utilizan en gran medida estudios 4D para observar los cambios en los yacimientos creados por la producción de los mismos. En consecuencia, los datos de estos estudios ayudan a los equipos de activos a construir estrategias de desarrollo de producción y estrategias de desarrollo de recuperación y mejoramiento a nivel de campo en base a la simulación de yacimientos. Dentro de ese contexto, los aumentos en la producción de gas o agua como consecuencia de irrupciones de los fluidos de inyección asociados con técnicas de recuperación mejorada o cambios en los contactos de fluidos, se pueden predecir antes de que ocurran, permitiendo así un manejo proactivo del yacimiento. A su vez, si se integran las capacidades de monitoreo de fondo de pozo y de superficie en tiempo real con las técnicas de vigilancia de yacimientos que están avanzando rápidamente, el paradigma de poder manejar el yacimiento verdaderamente de un modo integral puede convertirse en una realidad. En los últimos años, los datos sísmicos 3D/4D se han convertido en una herramienta de exploración indispensable para las compañías de petróleo y gas. Las inversiones realizadas en adquisición, procesamiento e interpretación de datos sísmicos, han permitido obtener crucial acerca de las estructuras y ubicaciones de los yacimientos. Dentro de ese marco, las empresas operadoras de campos de petróleo y gas en Venezuela están descubriendo mejores formas de aprovechar sus datos sísmicos, transcendiendo los limites de la exploración, para extraer información adicional que les

56 permita evaluar sus reservas con mayor certeza desarrollar sus descubrimientos con efectividad y producir petróleo y gas de manera más efectiva desde el punto de vista de los costos. En ese mismo contexto, los datos sísmicos pueden incrementar el valor de los activos en todas las etapas de la vida productiva del yacimiento. Durante la etapa de exploración, las áreas prospectivas promisorias se examinan con gran detalle. Los datos sísmicos de superficie de alta resolución ayudan a refinar el modelo geológico de un área prospectiva y permiten entender mejor el yacimiento, con lo que se puede optimizar la selección inicial de las localizaciones de los pozos y aportar información para el análisis de riesgo. Durante la etapa de evaluación de la vida productiva del yacimiento, los ingenieros de perforación aprovechan los modelos mecánicos y los modelos de presión tridimensionales, ambos construidos en base a datos sísmicos, para predecir la ubicación de las zonas riesgosas del subsuelo, tales como, zonas de flujo de agua someras y altas zonas de presión de poro. En la etapa de desarrollo, se pueden confeccionar mapas de las propiedades de los yacimientos en la región entre los pozos, utilizando los datos sísmicos calibrados con la información de los pozos. Los geocientíficos y los ingenieros utilizan datos de registros, núcleos y pruebas de pozos para generar descripciones de los yacimientos en base a datos sísmicos, a partir de los cuales pueden crear modelos de yacimientos. Luego los grupos de producción pueden usar los levantamientos sísmicos aplicando la técnica de lapsos de tiempo (sísmica 4D) a fin de rastrear cambios de saturación y de presión, para un mejor emplazamiento de los pozos de relleno y con el objetivo de prolongar la vida productiva del campo. Es aquí donde las empresas operadoras de campos petroleros en Venezuela deben de aprovechar los avances tecnológicos en materia de completación avanzada de pozos para lograr la adquisición y procesamiento de grandes volúmenes de información de variables del subsuelo, tales como saturación, presión y temperatura que combinados con los datos sísmicos de alto resolución en superficie ayuden a mejorar el rendimiento de sus activos de petróleo y gas bajo su gestión desde el descubrimiento hasta el abandono.

57 Actualización del modelo de balance de materiales

Cuando se produce un volumen de petróleo de un yacimiento, el espacio que estuvo ocupado por ese petróleo debe ser llenado por otro elemento. Si no se inyecta fluido, la producción del petróleo resulta en una declinación de presión del yacimiento. En ese sentido, la declinación de presión puede causar la afluencia de fluidos desde un casquete de gas o de un acuífero colindante, la expansión de los fluidos originales del yacimiento y la expansión de los granos que forman la roca del reservorio. Según Mannucci (1997), el volumen poroso luego de haber producido cierta cantidad de petróleo puede dividirse en seis volúmenes distintos para responder a todas las maneras posibles que el espacio dejado por el petróleo producido puede llenarse (no todos estos volúmenes pueden considerarse en cada yacimiento). Los seis volúmenes designados son los siguientes: 1.

La expansión de un casquete o capa de gas colindante, si existe alguna.

2.

El volumen de gas liberado del petróleo, si la presión desciende por debajo del

punto de burbujeo. 3.

El volumen de petróleo todavía existente en el yacimiento.

4.

La expansión de los granos de la roca que forma el yacimiento.

5.

El agua connata original (saturación de agua irreducible que es la existente en

la zona de petróleo), que ahora se ha expandido. 6.

La afluencia de agua procedente de un acuífero colindante, si existe.

Los renglones antes mencionados pueden cada uno de ellos considerarse como una fuente de energía del yacimiento, ya que estas expansiones y/o desplazamientos, automáticamente resultan del descenso de la presión del yacimiento. En ese sentido, los dispositivos permanentes en el fondo acoplados a la completación avanzada de los pozos de las empresas operadoras de campos petroleros en Venezuela, juegan un papel importante a la hora de definir la fuente de energía predominante en los activos bajo su gestión, monitoreando tendencias y/o comportamientos de parámetros de subsuelo tales como la presión promedio del yacimiento, entre otros. En otro orden de ideas, la producción de petróleo y gas de un yacimiento es una operación donde se aplica la Ley de Conservación de la Masa. En su forma más simple

58 y haciendo en forma volumétrica, es decir, donde los volúmenes son medidos a las mismas condiciones de presión y temperatura, aunque no es estrictamente necesario, la ecuación de balance de materiales para los fluidos de un yacimiento, puede escribirse en la forma siguiente: (Volumen inicial en un yacimiento) = (Volumen remanente en el yacimiento) + (Volumen removido del yacimiento)

(1)

La ecuación de balance de materiales se emplea en la mayoría de los casos para evaluar la cantidad de fluidos presentes en el yacimiento a cualquier tiempo durante el agotamiento, estimar la cantidad de hidrocarburos inicialmente en el yacimiento y predecir el comportamiento futuro de los fluidos y la recuperación total de los mismos. La ecuación general de balance de materiales incluye los cuatro tipos de empuje principales de producción de un yacimiento, a saber: empuje por expansión de fluidos/roca, empuje por gas en solución, empuje por capa de gas y empuje hidráulico. Debido al hecho de que resulta sumamente importante la determinación de la magnitud relativa de cada uno de estos mecanismos de producción se hace conveniente su análisis para evaluar mejor las energías de producción individuales. Al realizar un artificio matemático en la ecuación general de balance de materiales se desprenden cuatro índices entre los que tenemos: •

La expansión del petróleo inicial y su gas disuelto liberado. Esta fracción se le

llama “Índice de Empuje por Gas en Solución” o “Índice de Empuje por Depleción”, es decir, IED. •

La expansión del gas en la capa original de gas. A la fracción correspondiente se

le llama “Índice de Empuje por Segregación o por Capa de Gas”, esto es, IES. •

La expansión del agua connata y de la roca del volumen poroso conteniendo

hidrocarburos. A la correspondiente fracción se le denomina “Índice de Empuje por Expansión de Fluidos/Roca”, es decir, IEFR. •

La intrusión neta de agua. A la fracción se le llama “Índice de Empuje Hidráulico”,

es decir, IEH. Lo antes expuesto permite escribir la ecuación general de balance de materiales como: IED + IES + IEFR + IEH = 1

(2)

59 Esta expresión señala los mecanismos de producción de hidrocarburos presentes en un yacimiento, los cuales pueden actuar como un único mecanismo en algunos casos, en otros casos pueden actuar combinadamente dos o más de ellos, predominando durante la etapa de explotación en un momento alguno de ellos, y en otro momento otro de ellos. Mannucci (1997) sugiere que el factor de recobro (FRP) para un yacimiento sea evaluado considerando los valores de estos índices particulares y el factor de recuperación para cada uno de los empujes existentes. Lo antes expuesto permite transformar la ecuación anterior en la siguiente: FRP = (IED).Rd + (IES).Rs + (IEFR).Rfr + (IEH).Rw

(3)

Donde Rd, Rs, Rfr y Rw son los factores de recobro originados por las expansiones del petróleo y su gas en solución liberado, la capa de gas, el agua connata y la roca y la intrusión neta de agua. Es de hacer notar que la ecuación de balance de materiales presenta ciertas limitaciones en cuanto a su uso se refiere. En ese sentido, al usarla para calcular la cantidad de petróleo en el yacimiento se basa en que el petroleo y el gas se comportan en el yacimiento en forma similar a como lo hicieron en el laboratorio durante el análisis de las muestras de fluido obtenidas en el fondo del pozo, es decir, que las propiedades físicas de los fluidos están estrechamente vinculadas con la presión y temperatura de fondo en el pozo. A su vez, también se puede aplicar si se considera con un alto grado de certidumbre la presión del yacimiento, la cual es ponderada a un solo valor para efectos de los cálculos. Dentro de ese orden de ideas, un pequeño valor usado para la presión promedio del yacimiento puede causar un grave error. Este error puede ser particularmente grande al comienzo de la vida productiva del yacimiento cuando la disminución de presión es todavía pequeña. A medida que el descenso general de presión se hace mayor, un pequeño error en presión del yacimiento se hace menos significativo. Sin embargo, los datos de presiones deben siempre anotarse lo más exacto posible y ponderarse de manera confiable. Ya que por razones económicas, no es posible cerrar todos los pozos con el fin de alcanzar equilibrio y así una presión promedio para todo el yacimiento. Generalmente

60 se toma la presión en ciertos pozos claves cerrados por un tiempo prudencial (pruebas de restauración de presión). Cuando se obtiene la presión estática de estos pozos claves, es necesario promediarles para obtener la representativa del yacimiento por lo que de estar colocados dispositivos permanentes en el fondo con las completaciones de los pozos permite una rápida actualización de las propiedades físicas de los fluidos, así como también, los modelos de balances de materiales existentes en los activos.

Ingeniería de producción en completación avanzada de pozos

Los equipos multidisciplinarios de los activos de las empresas operadoras de petróleo y gas enfrentan una variedad de problemas de producción que abarcan un amplio rango de escalas temporales y espaciales. A su vez, las fallas de los equipos de fondo del pozo generalmente ocurren en un periodo relativamente corto y afectan al pozo o a las regiones vecinas al mismo. Dentro de ese mismo marco, las complicaciones en los sistemas de levantamiento artificial reducen o difieren la producción. Tal es el caso cuando se tiene la falla de una bomba en el fondo del pozo que afecta la producción inmediatamente, sin embargo, el impacto de una operación ineficiente de la bomba es menos obvio. Al-Asimi y otros (2003), plantea que la vigilancia continua del ambiente en y alrededor de los equipos de levantamiento artificial mejorará significativamente la producción mediante la constante optimización de las operaciones de dichos equipos. En ese orden de ideas, al combinar la experiencia y conocimiento para vigilar extensamente los equipos de levantamiento artificial por medio de medidores permanentes de presión y temperatura de fondo de pozo se logra proporcionar datos cruciales acerca de la salud y eficiencia de las operaciones de dichos equipos y por ende la estabilización de la producción lo que se traduce en una mayor recuperación de las reservas de los activos bajo la gestión de las empresas operadoras de los campos de petróleo y gas en el occidente del país. En ese sentido, es conveniente describir los aspectos de ingeniería de producción que involucran la aplicación de la completación avanzada de pozos para comprender

61 bajo que criterio se usó esta tecnología en el occidente del país en la fecha en que el autor finalizó esta investigación.

Optimización de la producción

El petróleo es un recurso finito y escaso del cual la sociedad moderna depende fuertemente. Por esta razón, el racionalizar y optimizar su producción y consumo es necesario para hacerlo más seguro, eficiente y económico. Como resultado, la complejidad de los sistemas de producción de petróleo y gas representa un reto único que se debe resolver. El propósito principal de los ingenieros que tienen a su cargo la gestión de los campos de petróleo y gas es maximizar la recuperación de estos fluidos y mantener su producción dentro de los límites técnicos y económicos. Las metas son difíciles de lograr debido a que el plan de producción de un sólo pozo involucra varias etapas. Los intentos para optimizar la producción del petróleo han evolucionado en diferentes direcciones. Considerando sólo el yacimiento, el problema de optimización implica un análisis del sistema de producción-inyección donde los parámetros geológicos pueden llegar a ser importantes. El área de completaciones avanzadas con inteligencia artificial es una técnica fértil para incrementar la producción. Sin embargo, el problema operativo cotidiano ha recibido poca atención. Las producciones planeadas pueden chocar con la capacidad real de producción de gas o petróleo debido principalmente a la interconectividad la cual no es considera en mucho de los casos. El análisis de los ingenieros petroleros se reduce al uso de algunos paquetes comerciales

cuyo

cálculo

se

realiza

usando

la

técnica

de

análisis

nodal.

Desafortunadamente, esta técnica asume correlaciones que simplifican la estimación de propiedades, lo que conduce a la eliminación de efectos tales como el comportamiento retrógrado, entre otros.

Análisis nodal

El análisis nodal de un sistema de producción, realizado en forma sistemática, permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de

62 hidrocarburos, y consiste en dividir este sistema de producción en nodos de solución para calcular caídas de presión, así como gasto de los fluidos producidos, y de esta manera, poder determinar las curvas de comportamiento de afluencia y el potencial de producción de un yacimiento. Como resultado de este análisis se obtiene generalmente un incremento en la producción y el mejoramiento de la eficiencia de flujo cuando se trata de un pozo productor, pero cuando se trata de un pozo nuevo, permite definir el diámetro óptimo de las tuberías de producción, del estrangulador, y línea de descarga por el cual debe fluir dicho pozo, así como predecir su comportamiento de flujo (aporte de hidrocarburos) y presión para diferentes condiciones de operación. El procedimiento del análisis nodal ha sido reconocido en la industria petrolera como un medio adecuado para el diseño y evaluación, tanto en pozos fluyentes como en pozos que cuentan con un sistema artificial de producción, debido a las necesidades cada vez mayores de energía, y a los incentivos derivados del precio de los hidrocarburos. En el análisis nodal se evalúa un sistema de producción dividiéndole en tres componentes básicos: 1. Flujo a través de un medio poroso (Yacimiento), considerando el daño ocasionado por lodos de perforación, cemento, etc. 2. Flujo a través de la tubería vertical (Tubería de producción), considerando cualquier posible restricción como válvulas de seguridad, estranguladores de fondo, etc. 3. Flujo a través de la tubería horizontal (Línea de descarga), considerando el manejo de estranguladores en superficie. Para predecir el comportamiento del sistema, se calcula la caída de presión en cada componente. Este procedimiento comprende la asignación de nodos en varias de las posiciones claves dentro del sistema, tal como se ilustra en la siguiente figura. Entonces, variando los gastos y empleando el método y correlación de flujo multifásico que se considere adecuado dependiendo de las características de los fluidos, se calcula la caída de presión entre dos nodos.

63

Figura 10. Esquema de caídas de presión evaluadas en un análisis nodal.

Después de seleccionar un nodo de solución, las caídas de presión son adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, el cual generalmente es la presión estática del yacimiento, hasta que se alcanza la convergencia en las iteraciones de cálculo para obtener el valor del nodo de solución. Para utilizar el concepto nodal, al menos se deberá conocer la presión en el punto de partida. En un sistema de producción se conocen siempre dos presiones, las cuales se consideran constantes para fines de cálculo, siendo éstas la presión estática del yacimiento (Pws) y la presión de separación en la superficie (Psep). Por lo tanto, los cálculos pueden iniciar con cualquiera de ellas, para después determinar la presión en los nodos de solución intermedios entre estas posiciones de partida. Los resultados del análisis del sistema no solamente permitirán la definición de la capacidad de producción de un pozo para una determinada serie de condiciones, si no que también muestran los cambios en cualquiera de los parámetros que afectan su comportamiento. Por lo tanto, el resultado neto es la identificación de los parámetros que controlan el flujo en el sistema de producción. Las curvas de comportamiento de afluencia obtenidas, son función de los siguientes puntos clave del sistema: a) Características del yacimiento. b) Características de la tubería de producción y línea de descarga. c) Presión en el nodo inicial y final del sistema.

64 d) Porcentaje de agua producido e) Relación gas-líquido f) Longitud de las tuberías. g) Temperatura h) Características de los fluidos a manejar i) Topografía del terreno en el caso de la línea de descarga. j) Grado de desviación del pozo. La selección del nodo o nodos iniciales depende grandemente del componente del sistema que se desea evaluar, pero su posición deberá ser tal que muestre, de la mejor manera posible, la respuesta del sistema a una serie de condiciones, para que como resultado final se tenga una evaluación total del problema, dando así una solución confiable. Un punto importante es que, además de las razones técnicas, se tendrá que aportar también una justificación económica, validando con ello de manera completa la solución encontrada. Se puede entonces referirse al análisis nodal como una herramienta analítica para pronosticar el desempeño en diversos puntos o nodos de un sistema de producción, se utiliza para optimizar el diseño de operaciones de completación de pozos y las instalaciones de superficie y maximizar el desempeño de los pozos y la productividad de los yacimientos, identificar las restricciones o limitaciones del sistema y mejorar la eficiencia operacional. A su vez, para identificar condiciones de operación óptimas, a nivel de pozo y de instalaciones del campo. Dentro de ese mismo contexto, el análisis nodal consiste en reproducir las presiones dinámicas en superficie mediante el ajuste de las perdidas de carga en las tuberías modificando los parámetros que representan la productividad del pozo y los coeficientes de fricción y la rugosidad de las mismas, en función del tipo de correlación de flujo que aplica para el área.

Curvas de comportamiento de afluencia

Históricamente el primer intento para construir una curva de comportamiento de afluencia de un pozo o IPR (Inflow Performance Relationship), resultó de la suposición

65 de que la IPR era una línea recta. Por lo tanto, bajo esta suposición, el flujo de líquido en un pozo será directamente proporcional a la caída de presión en el fondo del mismo. La constante de proporcionalidad con la cual se mide la productividad de un pozo se llama índice de productividad (IP) y la ecuación que la define es:

IP =

qo Pws − Pwf

(4)

donde: qo = Tasa de petróleo (BPD) Pws = Presión promedio de yacimiento = Presión de fondo estática en el fondo del pozo (psia) Pwf = Presión de fondo fluyente en el pozo (psia)

Sin embargo, posteriormente W. E. Gilbert (1954) realizó diversas observaciones en campos productores de hidrocarburos y se dio cuenta que esto sólo se cumplía cuando la Pwf se encontraba por encima del punto de burbuja o presión de saturación, mientras que para la mayoría de los pozos, los cuales su Pwf estaba por debajo del punto de burbuja, la IPR graficada formaba una curva debido a que la fase gaseosa presente en el petróleo tenía un efecto en la producción, tal como se observa en la siguiente figura:

Figura 11. Representación esquemática de las curvas de comportamiento de Presión-Producción.

66 Este investigador encontró que el índice de productividad variaba con respecto al tiempo. Esto se debe a que la presión en el yacimiento disminuye conforme a la explotación del mismo, lo cual se traduce en un incremento en la saturación de gas y en un incremento en la resistencia a fluir del petróleo. Para una caída constante de presión, el IP también dependerá del mecanismo de empuje del yacimiento. Para un yacimiento con empuje asociado a un acuífero activo, el IP permanecerá casi constante cuando produzca por encima del punto de burbuja, debido a que no existe gas liberado en el yacimiento que pueda afectar las permeabilidades relativas del petróleo y del agua. Todo lo anterior ilustró la necesidad de contar con correlaciones útiles para construir curvas de IPR. M. V. Vogel (1968) desarrolló un estudio sobre IPR para yacimientos con empuje por gas en solución derivando ecuaciones que describían los perfiles de presión y saturación de gas desde el agujero del pozo hasta las fronteras del yacimiento. Con estas ecuaciones consideró variaciones en las caídas de presión y en las propiedades roca-fluido, hasta obtener una relación adimensional para el índice de productividad. La correlación de Vogel para obtener una curva IPR adimensional es la siguiente:

qo ⎛ Pwf ⎞ ⎛ Pwf ⎞ = 1 − 0.2⎜ ⎟ ⎟ − 0.8⎜ qo max ⎝ Pb ⎠ ⎝ Pb ⎠

2

(5)

donde: qo = Tasa de petróleo correspondiente a la Pwf (BPD) qomax = Tasa máxima de producción cuando la Pwf es igual a cero (BPD) Pwf = Presión de fondo fluyente en el pozo (psia) M.J. Fetkovich (1973) demostró que los pozos de petróleo y los pozos de gas que producen por debajo de la presión de saturación o punto de burbuja, se comportaban de manera similar en términos del índice de productividad, por lo que desarrolló la siguiente correlación:

(

qo = C Pws 2 − Pwf 2

)

n

donde: qo = Tasa de petróleo correspondiente a la Pwf (BPD) qomax = Tasa máxima de producción cuando la Pwf es igual a cero (BPD) Pwf = Presión de fondo fluyente en el pozo (psia)

(6)

67 C = Coeficiente de la curva n = exponente (un valor entre 0.5 y 1.0) Para aplicar el método de Fetkovitch, es necesario determinar los valores de C y de n. Estos coeficientes se obtienen a través de una prueba de presión-producción de un pozo, donde se miden las tasas aportados por tres diferentes diámetros de estrangulador con sus correspondientes presiones de fondo fluyentes, así como la presión de fondo estática con el pozo cerrado. En escala log-log se grafican los valores de presión contra tasa, obteniendo una línea recta. El valor de C es la ordenada al origen y el valor de n es la pendiente de dicha recta. El potencial del pozo o tasa máxima teórico se obtiene intersectando el valor de la Pws con la recta obtenida, para encontrar su correspondiente valor de tasa, tal como se muestra en la siguiente figura:

Figura 12. Comportamiento Presión-Producción correlación de Fetkovich.

Desde otra perspectiva, se tiene que el yacimiento es el principal actor en el sistema de producción. El pozo y las facilidades, tanto de subsuelo como de superficie, han sido creados para el transporte de los fluidos por él aportados. Sin yacimientos no hay sistema de producción. En primer término, el yacimiento transfiere fluidos al fondo del pozo, y esta capacidad de mover fluidos es el índice de productividad. Lo que el sistema de producción pueda transportar va a depender, en primer lugar, de lo que el yacimiento pueda aportar, por lo

68 que, para planificar y optimizar el sistema de producción, el primer paso es conocer la curva de comportamiento de afluencia (IPR). Una aplicación de las curvas de comportamiento de es la determinación del punto de operación en un sistema de producción. Debido a la importancia que las curvas de comportamiento de afluencia de pozos representan para la optimización de la producción de los activos de petróleo y gas, es conveniente que al aplicar las completaciones avanzadas en el occidente del país se describa la aplicación antes mencionada para su comprensión, por lo que el autor optó por resumirla como sigue: Determinación del punto de operación en un sistema de producción: Para definir completamente el sistema de producción, es necesario conocer, además de la curva de comportamiento de afluencia, la forma en que se comportan las facilidades de producción. La capacidad de transporte del sistema de producción se define mediante la curva de transporte de tubería (tubing intake curve). Esta representa la presión que se requiere en el fondo de la tubería de producción, para permitir que determinada tasa de producción se obtenga en la superficie y, por lo tanto, incluye las pérdidas de presión en la línea de flujo, tubería de producción, reductores, válvulas de seguridad y cualquier otra restricción. Para construir una curva de transporte, lo que se hace es que se selecciona una serie de parámetros del sistema y se mantiene constante, luego se varía la tasa de producción q y se calculan los correspondientes valores de presión de fondo fluyente Pwf. Los parámetros fijos son: longitud y diámetro de la tubería de producción, reductor, presión de cabezal o presión de separación, longitud y diámetro de las líneas de flujo, grados API, porcentaje de agua y sedimento y relación gas líquido. Estas curvas se construyen utilizando cualquiera de las correlaciones de flujo mutifásico existentes en la literatura, a través de nomogramas o mediante el uso de programas especializados para computadoras diseñados para tal fin. El punto de operación de un sistema se obtiene balanceando la capacidad de aporte del yacimiento con la capacidad de transporte del sistema de producción. El punto de equilibrio es la intersección de ambas curvas.

69 La inspección de este tipo de gráfico es muy útil, ya que permite definir las situaciones en las cuales el equipo de producción es una restricción al aumento de producción, o la producción está limitada por la capacidad de la formación para producir; de acuerdo a como se intersectan las curvas de comportamiento de afluencia y la curva de transporte, se puede hablar de tres casos:

•

Las curvas no se intersectan

La curva de transporte esta por encima de la IPR. Esto indica que el pozo no fluirá bajo las condiciones dadas. En este caso se puede tratar de implementar algún cambio en el sistema de producción, tal como cambiar el diámetro de la tubería de producción, tamaño de reductores, presión de separación o tratar de implementar algún método de levantamiento artificial.

•

Las curvas se intersectan

Las curvas se intersectan a una tasa dada, que corresponde al punto de operación del sistema. La producción puede incrementarse si la curva de transporte es trasladada hacia la derecha, mediante la eliminación de restricciones en el sistema de producción.

•

Las curvas se intersectan en dos puntos

Las curvas se intersectan en dos puntos, a tasa baja y a tasa alta. Los pozos que muestran este tipo de curva, por lo general muestran condiciones de flujo inestable a bajas tasas, cabeceo y cese de producción. Se debe tratar de producir el pozo a tasas más altas que la mínima. Se recomienda operar este tipo de pozos mediante levantamiento artificial para aumentar la tasa de flujo.

Índice de productividad

El análisis del comportamiento del sistema de producción subsuelo-pozo-superficie requiere de información de pruebas de pozo de buena calidad, de manera que la capacidad del yacimiento para producir fluidos pueda ser establecida. En tal sentido, la medida de la capacidad de la formación para producir fluidos puede ser expresada mediante una curva de tasas de producción (q) en función de presiones

70 de fondo fluyente (Pwf) llamada Relación de Comportamiento de Afluencia (IPR por sus siglas en inglés = Inflow Performance Relationship). Dentro de ese marco, al tener que la IPR se comporta como una línea recta se habla de IP como el inverso de la pendiente de la recta tangente en un punto del gráfico de Pwf vs. q, siempre y cuando la presión estática del yacimiento esta por encima de la presión de saturación, es decir, el yacimiento se encuentra subsaturado. En este mismo orden de ideas, al conocer el IP de un pozo es importante ya que permite tomar decisiones en cuanto al desarrollo de áreas nuevas; permite a su vez, pronosticar tasas de producción, por lo que puede utilizarse para planificar el desarrollo y la necesidad de facilidades de producción. Bajo este enfoque, al analizar el IP durante la vida productiva del pozo se puede detectar si existen problemas con el equipo de producción y/o si existe daño de formación, con lo cual se puede tomar decisiones en cuanto a la necesidad de trabajos de reparación, reacondicionamiento, estimulaciones, entre otras acciones. Así como también, se puede utilizar para evaluar la efectividad de dichos trabajos. En términos generales se conoce como IP (Índice de Productividad) al inverso de la derivada de la curva de relación de comportamiento de fluencia en un punto determinado. A su vez, otra forma de definir el concepto de IP es como la relación que existe entre la tasa de producción (q) en barriles fiscales por día y la caída de presión entre la presión estática del yacimiento y la presión de flujo del pozo frente a la formación productora a determinada tasa de producción, (CIED, 1995). Bajo este concepto se evalúa las presiones en el punto medio del intervalo productor. Desde esta perspectiva, el IP puede ser visualizado físicamente como la capacidad que posee la formación de transferir fluidos hasta el fondo del pozo. A su vez, el índice de productividad se define como la cantidad adicional de fluido que el pozo puede producir por cada libra (psi) de caída de presión (“draw-down”) obtenida en la formación. En otras palabras, si un pozo tiene un IP de uno (1), por cada libra (psi) de presión que se alivie en la cara de la formación, el pozo producirá un (1) barril adicional de fluido. En otro orden de ideas, la ecuación que define el IP para un pozo de petróleo, incluyendo el efecto de daño, puede ser escrita como sigue:

71 Pe Kro 7.08 x10 −3 Kh dp IP = (Pe − Pwf )[ln(re / rw) + s ] ∫Pwf μoBo

(7)

Al analizar la expresión anterior se observa que existe una función integral que no depende de la presión estática, sino del perfil de presión, desde el límite del radio de drenaje hasta el centro del pozo. Desde esa perspectiva, el IP es una función de la presión, y como la presión es función del tiempo, el IP también varía con el tiempo. Como IP es una función compleja de varios factores, Evinger, Muskat y Standing sugirieron que la comparación de IP a varios niveles de presión se efectúe a iguales condiciones de permeabilidad (K), la relación del radio de drenaje al radio del pozo y que la caída de presión sea igual a cero. En tal sentido, Standing definió el valor IP*.

IP* = lim IPPwf →Pws

IP* =

Kro 7.08x10 -3 Kxh x ( Pws ) ' ln(re / rw) + s μoxBo

(8)

(9)

De esta manera, suponiendo que la presión de fondo fluyente es igual a la presión estática, se obtiene una aproximación del IP únicamente en función de la presión estática y de la saturación promedio. De esta aproximación puede obtenerse una relación del IP a cualquier presión estática y saturación con respecto al IP a la presión inicial. A esta relación se le conoce con el nombre de factor de declinación del IP FDIP:

7.08 x10 −3 xKxh Kro ( P 2) ' IP2 * ln(re / rw) + s μoxBo FDIP = x = Kro IP1 * 7.08 x10 −3 xKxh ( Pi) ' μoxBo ln(re / rw) + s Kro ( P 2) IP2 * μoxBo FDIP = = Kro IP1 * ( Pi) μoxBo

(10)

(11)

72

Si se multiplica el FDIP por IP inicial obtenido de pruebas de producción, se obtiene un estimado del IP a presiones y saturaciones de yacimiento inferiores a las iniciales. Los valores de Kro, μo y Bo deben obtenerse en función de presión, utilizando los procedimientos adecuados. Para construir la curva de IPR, Standing efectuó una extensión del trabajo de Vogel y aplicó el concepto de declinación del IP con la ecuación:

qo =

IP * xPws ⎡ Pwf Pwf 2 ⎤ 1 − 0.2( ) − 0.8( ) ⎢ 1.8 Pws Pws ⎥⎦ ⎣

(12)

Finalmente si IP* es el valor actual, cualquier valor futuro IP*f, puede ser hallado utilizando la siguiente expresión:

IP*f = FDIP x IP1*

(13)

Es por esta razón que se puede predecir el comportamiento futuro de los pozos utilizando debidamente los resultados de los datos que se obtienen de los dispositivos de subsuelo colocados en las completaciones avanzadas de los pozos. En otro orden de ideas, otra aplicación que a través del IP se puede generar de las completaciones avanzadas es el control de producción de pozos que producen por empuje hidráulico. En este caso, el IP se calcula basado en la producción total de fluidos petróleo y agua. Tal como se expresa en la siguiente ecuación:

IP total = IP (petróleo) + IP (agua)

(14)

Utilizando las ecuaciones de Darcy para flujo radial se tiene la siguiente expresión evaluada a la presión promedio:

IP =

qo + qw 7.8 x10 −3 xKxh ⎡ Kro Krw ⎤ Pws − Pwf x⎢ ( ) = + ' Pws − Pwf ln(re / rw) + s ⎣ μo + Bo μw + Bw ⎥⎦ 2

(15)

73 Para un nivel de saturación dado en el yacimiento, el perfil de presión no afecta apreciablemente las propiedades del agua, y, por lo general se considera un comportamiento lineal del IP. El análisis expuesto anteriormente es válido cuando la producción se obtiene de un intervalo con propiedades homogéneas, de espesor constante h. Si la formación productora es heterogénea y que está compuesta por varios estratos y que el agua fluye hacia el pozo desde la fuente de agua a través de alguno de estas capas. La presión en el estrato que aporta el agua al pozo puede ser mayor o menor que la presión estática del estrato productor de petróleo, y para cada uno de estos casos existe una forma adecuada de operar la producción del pozo. La forma de estudiar este problema es mediante el análisis de las curvas de IPR del agua y del petróleo obtenidas de tres o cuatro pruebas a diferentes tasas de producción. En ese sentido, si la zona acuífera tiene mayor presión que la zona de petróleo, al cerrar el pozo existirá una diferencial de presión entre ambas zonas, y el agua se moverá dentro del pozo hacia la zona de petróleo, invadiéndola. Si se tiene una situación de este tipo en el pozo, no se recomienda cerrarlo, sino ponerlo a producir a una tasa lo más alta posible. En este tipo de pozos, donde existen fuentes de agua de alta presión es característico observar que a bajas tasas, el pozo produce solamente agua, hasta que alcanza una tasa crítica, la cual se encuentra en la intersección de las curvas de comportamiento de afluencia del agua y la de comportamiento total. A partir de este punto, el corte de agua disminuirá progresivamente con el aumento en la tasa de producción. Es importante destacar que en este tipo de yacimientos donde existen zonas de petróleo agotadas que pueden estar en contacto con estratos acuíferos de alta presión a través del pozo, hay que tener precaución y tratar de no cerrar el pozo, ya que la fuente de alta presión fluirá hacia zonas de petróleo agotadas, pudiendo causar daños graves a la permeabilidad efectiva del petróleo. Al abrir el pozo, fluirá 100% agua hasta que se elimine el agua que invadió el yacimiento durante la invasión. En otro orden de ideas, cuando la fuente de agua es de baja presión ocurre lo contrario a lo que sucede cuando existe un acuífero de alta presión. Cuando existe un

74 acuífero de baja presión, el pozo comenzará a producir petróleo con porcentaje de agua de cero o cercanos a cero, hasta alcanzar una tasa crítica que ocurre a la intersección de las curvas de IPR del petróleo y IPR total. A partir de este punto, el porcentaje de agua incrementará con aumento de la tasa de producción. Desde otra perspectiva, la ecuación que se muestra a continuación se puede utilizar para analizar el IP en pozos dañados o estimulados.

IP =

7.8 x10 −3 xKxh ( Pws.Pwf ) x ln(re / rw) + s '

[

Pws

]∫

Pwf

Kro dp μoxBo

(16)

donde:

s ' = s + Dp

(17)

En pozos de petróleo, por lo general el coeficiente de turbulencia es igual a cero (Dp = 0) y s’ se obtiene del análisis de pruebas de presión:

⎡ P1hora − Pwf (Δt = 0) ⎛ K − log⎜⎜ s ' = 1.1513⎢ 2 m ⎝ φxμxctxrw ⎣

⎤ ⎞ ⎟⎟ + 3.2275⎥ ⎠ ⎦

(18)

donde: m = pendiente del gráfico semilog de Horner. P1hora = valor de la presión a Δt = 1 hora tomada sobre la línea recta.

φ = porosidad de la formación en fracción. μ = viscosidad del fluido en cp. ct = compresibilidad total. rw = radio del pozo. K = permeabilidad total de la formación md. La ecuación de IP antes descrita es adecuado si se dispone de información de buena calidad, lo cual no siempre es cierto, por lo tanto la ecuación de Vogel era más ampliamente utilizada; sin embargo, la ecuación de Vogel no toma en cuenta el daño o estimulación del pozo.

75 Standing analizó el problema y diseñó un conjunto de curvas complementarias para tomar en consideración eficiencia de flujo diferente de 1.0 (caso de Vogel). Para utilizar estas curvas es necesario conocer la eficiencia de flujo, la cual se define como la relación entre la caída de presión en condición ideal y la caída de presión real. ΔPideal Pws − Pwf ' EF = = Δ Pr eal Pws − Pwf

(19)

donde:

Pwf ' = Pwf + ΔPskin

(20)

ΔPskin = 0.87 xmxs

(21)

EF =

Pws − Pwf − ΔPskin Pws − Pwf

(22)

La relación que existe entre el daño y la eficiencia de flujo es la siguiente: s > 0, EF < 1, pozo dañado. s = 0, EF = 1, pozo no dañado, ni estimulado. s < 0, EF > 1, pozo estimulado.

Con el juego de curvas construido por Standing se puede obtener: la tasa máxima de producción para un pozo con daño, la tasa máxima si el daño es eliminado EF = 1, la tasa máxima si el pozo es estimulado EF > 1, la determinación de tasas de producción para diferentes condiciones de presión de fondo fluyente en pozos estimulados o dañados, la construcción de curvas de IPR para pozos dañados o estimulados. En ese contexto, predecir el comportamiento de pozos bajo diferentes condiciones de daño resulta útil para tomar decisiones en cuanto a la factibilidad económica de ejecutar trabajos de estimulación; también puede ser utilizado para evaluar los resultados de trabajos de estimulaciones. A su vez, al mejorar las condiciones de flujo del pozo se notará en una gráfica de presión de fondo fluyente versus tasas como un traslado de la curva de IPR hacia la derecha y se obtiene que para una misma tasa de producción q, la presión de fondo

76 fluyente será mayor, es decir, la caída de presión entre la presión estática y la presión de fondo fluyente será menor, a medida que se elimina la condición de daño.

Métodos de levantamiento artificial

Una gran proporción de los pozos productores de petróleo en el occidente del país requieren alguna forma de levantamiento artificial. Según Bates y otros (2004), la mayoría de estos pozos se encuentran ubicados en campos marginales, también conocidos como campos maduros. Se utilizan técnicas de levantamiento artificial cuando los yacimientos no cuentan con suficiente energía como para producir petróleo o gas en forma natural conduciéndolos a la superficie, o cuando los regímenes de producción no son los deseados. A su vez, asociado en general con campos marginales, este déficit energético se produce habitualmente cuando la presión del yacimiento se ha agotado a través de la producción. No obstante, las estrategias de levantamiento artificial se emplean en una amplia variedad de pozos que incluyen desde los pozos de aguas profundas con infraestructura submarina que producen a altos regímenes de producción, hasta los pozos más viejos de los campos más longevos. En los campos marginales tal como ocurre en gran parte del occidente del país, el mantenimiento de la presión y los métodos de recuperación secundaria y terciaria ayudan a extender la vida productiva del yacimiento a nivel de campo; sin embargo, tarde o temprano, el interés termina centrándose en el manejo de los pozos individuales. Bajo esta perspectiva, la decisión acerca del tipo de sistema de levantamiento artificial a desplegar es complicada e implica la evaluación de las características del yacimiento, tales como temperatura, presión, regímenes de producción óptimos y propiedades de los fluidos, y de las particularidades del pozo; profundidad, inclinación, configuración de la completación, instalaciones de superficie y tipo de energía para producir el levantamiento. El método de levantamiento artificial más utilizado es el bombeo mecánico. Si bien las bombas de varilla son fáciles de operar, y en general tienen un costo inferior al de otros métodos de levantamiento, resultan menos eficaces y poseen menor capacidad

77 de bombeo que otros métodos, especialmente en pozos que producen con altas relaciones gas/líquido, a través de tubería de producción pequeña o desde grandes profundidades. Otro de los métodos de levantamiento artificial es el método que utiliza bombas de cavidad progresiva. Comparadas con otros métodos de bombeo, las bombas de cavidad progresivas resultan menos costosas, más confiables, son menos afectadas por los sólidos producidos (arena de formación y depósitos de incrustaciones) y demuestran ser más eficientes, en lo que respecta a volumen, que las bombas de varillas. En otro marco, cuando se cuenta con un suministro de gas natural y un sistema de compresión, se selecciona normalmente el método de levantamiento artificial por gas por su flexibilidad, adaptabilidad y por la facilidad de reemplazo del equipo asociado utilizando línea de acero. Los sistemas de levantamiento artificial por gas son resistentes a los sólidos producidos y resultan ideales para pozos con alta relación gas/petróleo (RGP) y pozos de gran inclinación. No obstante, los beneficios de este método se reducen a medida que las presiones del yacimiento se aproximan a los niveles de abandono, generando a veces la necesidad de emplear un método artificial diferente durante las últimas etapas de producción de los campos petroleros. Otra técnica de levantamiento artificial menos común utiliza sistemas de hidrocarburos para asistir la producción. Esta técnica resulta particularmente beneficiosa en regiones que contienen petróleo pesado porque implica mezclar aceite hidráulico liviano con petróleo producido pesado para facilitar la producción y los procesos aguas abajo. El segundo método de levantamiento artificial más común en el mundo, después del bombeo mecánico, es el bombeo electrosumergible el cual ha probado ser un sistema artificial de producción eficiente y económico. En la actualidad ha cobrado mayor importancia debido a la variedad de casos industriales en los que es ampliamente aceptado. En la industria petrolera, comparativamente con otros sistemas artificiales de producción tiene ventajas y desventajas, debido a que por diversas razones no siempre puede resultar el mejor. Es decir, un pozo candidato a producir artificialmente con una bomba electrosumergible, debe reunir características que no afecten su funcionamiento

78 como las altas relaciones gas/petróleo, las altas temperaturas, la presencia de arena en los fluidos producidos y medio ambiente de operación agresivo, que son factores con influencias indeseables sobre la eficiencia del aparejo. Entre las características únicas del sistema están su capacidad de producir volúmenes considerables de fluido desde grandes profundidades, bajo una amplia variedad de condiciones del pozo y particularmente se distingue por que, su unidad de impulso o motor está directamente acoplada con la bomba en el fondo del pozo. El aparejo de bombeo eléctrico trabaja sobre un amplio rango de profundidades y gastos. Su aplicación es particularmente exitosa cuando las condiciones son propicias para producir altos volúmenes de líquidos con bajas relaciones gas/petróleo. Sumergido en el fluido del pozo y suspendido en el extremo inferior de la tubería de producción, generalmente por arriba de la zona de disparos.

Figura 13. Métodos de levantamiento artificial.

Generación de fluidos indeseables (agua/gas)

Los fluidos indeseables (agua/gas) afectan todas las etapas de la vida del campo petrolero, desde la exploración tanto el contacto agua-petróleo (CAP) como el contacto

79 gas-petróleo (CGP) son un factor fundamental para determinar el petróleo en sitio, hasta el abandono del campo, pasando por el desarrollo y la producción de los mismos. Cuando se extrae petróleo de un yacimiento, tarde o temprano el agua proveniente de un acuífero subyacente o de los pozos inyectores, así como también en algunos casos, el gas perteneciente a una capa de gas suprayacente se mezcla y son producidos con el petróleo. Este flujo de fluidos indeseables a través de un yacimiento, que luego invade la tubería de producción y las instalaciones de procesamiento en la superficie y, por último, se extrae y se desecha, o bien se inyecta para mantener la presión del yacimiento, es lo que conocemos como el ciclo del agua o gas. El aspecto económico de la producción de estos fluidos a lo largo de el ciclo correspondiente, depende de una variedad de factores, tales como, la tasa de flujo total, las tasas de producción, las propiedades del fluido, la densidad del petróleo y las características del agua (salinidad) y del gas (composición). Así como también, del método final de desecho de dichos fluidos indeseables. El manejo de la producción de agua y/o gas, su separación en el fondo o en superficie y su posterior eliminación, comprenden una amplia variedad de servicios de campo, que incluyen la adquisición de datos y el diagnóstico con sensores de fondo; el perfilaje de producción y el análisis de los fluidos para detectar problemas de agua y/o gas; la simulación de yacimientos para caracterizar el flujo y diversas tecnologías para eliminar los problemas de agua y/o gas, tales como separación e inyección en el fondo, sello químico o mecánico, y separación de los fluidos en instalaciones de producción de superficie. La mayor parte de los campos petroleros se encuentran bajo un empuje de agua y/o gas, ya sea por un proceso de recuperación secundaria mediante la inyección de alguno de estos fluidos, por un acuífero natural, una capa de gas inicial y/o secundaria. Si se desea aumentar en forma significativa el factor de recuperación se debe incrementar por lo menos uno de los componentes de dicho factor: la eficiencia de desplazamiento, la eficiencia de barrido areal o la eficiencia de barrido vertical. El primero, la eficiencia de desplazamiento, sólo se puede mejorar reduciendo la saturación residual de petróleo con un surfactante, flujo miscible o esquema alternativo de agua y gas. El control de agua y/o gas mejora la eficiencia de barrido areal o vertical.

80 Para poder realizar un análisis de barrido de agua y/o gas a nivel de un campo es necesario entender la geología y contar con una buena caracterización de yacimiento. En los inicios de la vida del campo se sabe bastante poco del yacimiento, en particular de su heterogeneidad, pero la información aumenta gradualmente a medida que se obtiene datos de la dinámica de producción. En ese contexto, un pozo se produce conificación (vertical) o cúspide (horizontal) cuando existe un contacto agua-petróleo o un contacto gas-petróleo cerca de los disparos en una formación cuya permeabilidad vertical es relativamente elevada, ver figura anexa.

Figura 14. Conificación o cúspide.

Dentro de ese orden de ideas, la tasa crítica de conificación o cúspide es la tasa máxima a la cual se puede producir petróleo sin producir fluidos indeseables (agua y/o gas), a menudo es demasiado baja para que resulte económica. En ese sentido, la actualización dinámica del yacimiento utilizando los resultados del monitoreo en tiempo real a través de los dispositivos de control de flujo y sensores permanentes de presión y temperatura de fondo permite maximizar el valor de los datos al lograr que se tomen decisiones de ajustes para buscar el nivel óptimo de producción a fin de mejorar la recuperación de los hidrocarburos de los pozos.

Estudio de la presión de fondo fluyente

Es de gran importancia poseer datos de presión por medio de dispositivos colocados con las completaciones avanzadas de pozos que permitan generar perfiles del

81 comportamiento de la variable presión a fin de poder analizar, diagnosticar y evaluar los factores que más afectan la evolución del IP en el tiempo con cambios en la presión fluyente, las cuales se describen a continuación:

Permeabilidad y alteraciones de la permeabilidad

El índice de productividad IP esta en relación directa con el valor de la permeabilidad de la formación, es decir, valores de permeabilidad altos generaran índices de productividad altos. La ley de Darcy está basada en la suposición de que la permeabilidad al fluido era constante a lo largo del área de drenaje del pozo. La permeabilidad efectiva al petróleo es el producto de la permeabilidad relativa al petróleo por la permeabilidad absoluta del yacimiento. Ko = K x Kro

(23)

La permeabilidad absoluta K, puede ser incrementada alrededor del pozo, mediante estimulación, o disminuida por daño de formación, tal como hinchamiento de arcillas o taponamientos de los poros. Esto producirá un cambio en el perfil de presión hasta el radio en el cual la permeabilidad fue alterada. A menudo, es imposible determinar el valor de la permeabilidad alterada o el radio de la alteración, por lo que se asume que el cambio de presión debido a la alteración de permeabilidad ocurre en el pozo en la forma de un efecto pelicular (skin effect). El factor skin incluye los efectos de turbulencia y el daño de formación propiamente dicho. Turbulencia: A altas tasas de flujo, el régimen de flujo deja de ser laminar y se producen pérdidas adicionales en la presión de flujo, las cuales causan disminución en el índice de productividad. Forchheimer descubrió en 1901 que el gradiente de presión requerido para mantener altas tasas de flujo a través de un medio poroso eran más altas que las estimadas mediante la ecuación de Darcy. Esta desviación incrementa con aumento de la tasa de flujo. El atribuyó el exceso de gradiente requerido, a la resistencia inercial al flujo o turbulencia.

82 Cuando las velocidades de flujo son altas de forma que el comportamiento de flujo no sigue la ley de Darcy, se dice que el flujo es turbulento y las diferenciales de presión son mayores, ocasionando un pseudodaño, con reducción del índice de productividad. Comportamiento de la permeabilidad relativa: Debido a que en el yacimiento puede estar presente más de una fase, se hizo necesario extender el concepto de permeabilidad absoluta de Darcy para tener en cuenta el efecto de la presencia de varias fases fluyentes sobre la permeabilidad efectiva a cada fase. Para facilitar su interpretación, las permeabilidades efectivas han sido expresadas como fracciones de la permeabilidad absoluta, dando origen a los conceptos de permeabilidad relativa.

Kro =

Ko Kw Kg , Krw = , Krg = K K K

(24)

donde: Ko, Kw, Kg son las permeabilidades efectivas a cada fase. K es la permeabilidad absoluta, es la permeabilidad a un fluido, cuando éste satura completamente la roca, y es independiente del tipo de fluido.

Cuando el yacimiento se encuentra por encima del punto de burbujeo, el petróleo se encuentra en estado monofásico líquido y la fase líquida es la única presente en el yacimiento, por lo que la permeabilidad relativa al petróleo es máxima Kro = 1,0. Cuando en algún punto del yacimiento, la presión cae por debajo de la presión de burbujeo, se forma gas libre en los poros y la habilidad de la fase líquida para fluir es disminuida. Aún cuando la saturación de gas no sea suficientemente grande para permitirle fluir (saturación crítica de gas, Sgc), el espacio ocupado por el gas reduce el área efectiva de flujo para la fase líquida.

Correlaciones de flujo multifásico en tuberías

El flujo simultáneo de gas y líquido en una tubería es muy importante en las operaciones modernas. Para muchas instalaciones el uso de tuberías que manejan

83 flujos multifásicos es la solución más económica, ya que disminuye el costo 20 a 25% con respecto a utilizar dos tuberías para manejar fluidos en una sola fase. Diversos investigadores (ver figura 15) han desarrollado diferentes correlaciones de flujo multifásico en tuberías verticales y horizontales, basándose en los principios termodinámicos y de flujo de fluidos, pero principalmente en observaciones empíricas limitadas por caídas de presión por fricción, diámetros de tuberías, características de los fluidos utilizados, geometría y condiciones de flujo, y relaciones gas - líquido. No existe una correlación que sea la más adecuada para utilizarla en todas las aplicaciones. Cuando se utiliza algún modelo, se debe examinar la clase de sistemas en las cuales está basado, es decir, si el modelo y los datos que lo soportan son compatibles físicamente con el sistema propuesto para su aplicación. Por ejemplo, algunas correlaciones están basadas en datos para tuberías horizontales de diámetro pequeño. Su aplicación es limitada para tuberías de diámetro mayor con perfiles topográficos que presenten diferencias de nivel con respecto a un plano de referencia. La figura 15, presenta una referencia rápida de las correlaciones más utilizadas así como su rango de aplicación:

Figura 15. Correlaciones de flujo multifásico en tubería.

84 Flujo multifásico a través de estranguladores

Los estranguladores son dispositivos mecánicos o hidráulicos que se utilizan en los pozos para provocar una restricción al flujo, con objeto de controlar el aporte de agua y arena proveniente de los yacimientos. Cuando en un pozo se instala un estrangulador, lo que sucede es una semirestauración de presión en el yacimiento y en el pozo. Mientras más pequeño es el orificio mayor será la presión fluyente en el fondo del pozo y consecuentemente menor será la tasa de producción. La mayoría de las correlaciones existentes que simulan el comportamiento de flujo multifásico a través de reductores únicamente son válidas cuando existe flujo crítico. La predicción del comportamiento del flujo de mezclas gas-líquido en orificios no es un problema que pueda considerarse resuelto. Existen numerosos estudios sobre este tema y se han desarrollado varias correlaciones que relacionan el gasto a través del orificio, la presión y temperatura antes del orificio y el área de estrangulamiento cuando el flujo es crítico. Algunas de las correlaciones obtenidas están basadas en trabajos experimentales y se ajustan razonablemente a los rangos probados, sin embargo, se desconoce su precisión fuera de esos límites. En el desarrollo de sus correlaciones los autores han supuesto diversas relaciones de presión crítica. Establecer un valor fijo para dicha relación implica una simplificación que indudablemente se reflejará en la exactitud de las predicciones que se obtengan al aplicar las correlaciones citadas. Por lo tanto, es recomendable que al desarrollar una correlación se investiguen las fronteras de flujo crítico y además que las relaciones se cumplan para los casos extremos en los que tiene flujo solo de gas o flujo solo de líquido. Existen diversas correlaciones que predicen el comportamiento de flujo multifásico a través de estranguladores, pero las más utilizadas son las de Gilbert, Ros, Baxendell, Pilehxari y Achong (ver figura 16). A partir de datos de producción Gilbert desarrolló una expresión tomando como base la relación de las presiones antes y después de un orificio para flujo sónico de una fase, recomendando que dicha relación fuera de 0.588 o menor. Ros, Baxendell y Achong, tomaron como base el trabajo de Gilbert y cada uno estableció una correlación en la que sólo variaron los coeficientes de flujo.

85 La forma general de las ecuaciones desarrolladas por estos investigadores es la siguiente:

P1 =

Axq L xR B d Cc

(25)

Figura 16. Correlaciones que predicen el comportamiento de flujo multifásico a través de estranguladores. donde:

P1 = presión corriente arriba (psi) P2 = presión corriente abajo (psi) qL = producción de líquido (BPD) R = relación gas libre-líquido (PCN/BN) dc = diámetro del estrangulador (64 avo. de pulgada)

86

Figura 17. Correlación propuesta por Celestino Prada para diferentes mecanismos de producción. donde: RGL = relación gas-líquido (PCN/BN) AyS = agua y sedimentos (%)

Vigilancia rutinaria de la producción de arena

La determinación de la caída de presión crítica, para las diversas etapas de agotamiento del yacimiento en las que comienzan a producirse la falla del pozo o de los disparos, es una función esencial de las herramientas que permitan predicción de la producción de arena. En ese sentido, un elemento importante del control de la magnitud de la producción de arena es el manejo de la caída de presión y del régimen de producción a lo largo de la vida productiva de un pozo. Dentro de ese marco, la vigilancia rutinaria de las tasas de producción de arena ayuda a optimizar los regímenes de producción, calibrar los modelos, mejorar los métodos de control de la producción de arena y evaluar la necesidad de implementar tareas de remediación. Esta práctica es esencial para el correcto manejo del yacimiento. Una de las tecnologías disponibles que pueden minimizar la incertidumbre en cuanto a las medidas de exclusión y prevención de la producción de arena en las empresas operadoras de campos petroleros que están dando resultados o si se necesitan

87 operaciones de remediación en la completaciones de los pozos y a su vez cuándo es preciso realizarlas son los dispositivos de control y medición de flujo. En ese contexto, existen diversos métodos que son utilizados para vigilar rutinariamente la producción de arena, y su éxito depende de la magnitud del problema, así como también de la naturaleza y la completación del pozo. Los métodos de detección en superficie emplean sensores ubicados en posiciones estratégicas a lo largo de las líneas de flujo. Tal es el caso de las instalaciones de sensores ultrasónicos no intrusivos que detectan la colisión de las partículas con la pared interior de las tuberías, después de los codos de las líneas colectoras submarinas. Con el tiempo, estos registros pueden ser utilizados para determinar si la producción de arena está aumentando o disminuyendo y pueden facilitar la estimación de la erosión de los equipos. En otro orden de ideas, las mediciones periódicas de fondo de pozo ayudan a evaluar la efectividad de los métodos de prevención de la producción de arena a lo largo del tiempo. Tal como en el caso de los registros de producción o las pruebas de pozos registran los datos de presión y velocidad de flujo para evaluar el daño ocasionado a la completación. La caracterización del empaque se puede lograr utilizando una combinación de mediciones adquiridas con herramientas operadas a cable, incluyendo los datos de las herramientas de control de saturación del yacimiento, resistividad de la formación en pozo entubado, tiempo de decaimiento termal y registro de neutrón compensado. Estos dispositivos permiten a los ingenieros de operaciones y producción localizar la parte superior de una completación con empaque de grava y determinar su cobertura y calidad. La vigilancia rutinaria de los efectos de la producción de arena en forma más permanente se logra instalando sensores de fondo de pozo que registran la presión de flujo y la temperatura de fondo de pozo, ofreciendo capacidades de vigilancia rutinaria y control del tiempo real. Además, se pueden entregar datos obtenidos en tiempo real de sensores de fondo de pozo, submarinos y de superficie, utilizando el sistema de vigilancia rutinaria y entrega de datos en tiempo real que actualmente tienen disponibles las compañías de servicios para actualizar las herramientas de modelado y simulación.

88 En el occidente del país muchos pozos han sido completados actualmente se encuentran experimentando problemas de producción de arena. La producción de arena puede ser inexorable, produciendo efectos dañinos sobre los regímenes de producción y los equipos. En tal sentido, la detección temprana, a través de la vigilancia rutinaria, permite identificar problemas e instar a la intervención antes de que los problemas se vuelvan severos. No obstante, a veces las catástrofes se producen en forma inesperada, conduciendo a la falla total del pozo y generando la necesidad de intervención. Cuando es necesaria la intervención, las prácticas globales de manejo de la producción de arena ayudan a determinar las mejores medidas a tomar. Cuando los datos adecuados, tales como datos de producción, de pruebas de pozos, de núcleos y de registros, se combinan con información sobre la producción de arena y la historia del pozo, se puede evaluar la necesidad y el valor de las medidas de remediación y de mejoramiento de la producción. Las técnicas de intervención de pozos varían en lo que respecta al tipo y costo. Las empresas operadoras de campos pueden elegir un método de terminación sin cedazos que no requiere equipo de perforación, tal como las técnicas de agregado de disparos, nuevos disparos o fracturamiento hidráulico. En ciertos casos, se pueden instalar cedazos de ventilación sin equipo de perforación. En otro orden de ideas, pueden necesitarse operaciones de gran envergadura que requieren equipo de perforación, como el empaque con grava o la instalación de cedazos expansibles, para lograr el mejor resultado, pero estas operaciones resultan muy costosas. Cuando la rentabilidad del pozo justifica la ejecución de reentradas, muchos métodos de exclusión de arena y prevención de la producción de arena se convierten nuevamente en opciones viables. Por este motivo, las reentradas señalan una nueva oportunidad para que los operadores y proveedores de servicios incorporen el proceso de toma de decisiones adecuadas sobre la base de decisiones adecuadas asociado con prácticas minuciosas de manejo de la producción de arena. Los avances tecnológicos registrados en todas las facetas del manejo de la producción de arena, predicción, prevención, vigilancia rutinaria y remediación reflejan la escala del problema y la importancia de las soluciones.

89 Desde otra perspectiva, las herramientas de modelado que predicen cuándo fallarán las areniscas prospectivas ayudan a las empresas operadoras de campos petroleros a encarar los problemas en el fondo del pozo, previniendo la falla de la arenisca mediante la utilización de métodos de completación sin cedazos o impidiendo la migración de la arena hacia la corriente de flujo. En la actualidad las empresas que prestan servicios petroleros continúan procurando comprender en mayor profundidad la geomecánica de los disparos y de los pozos y sigue desarrollando soluciones innovadoras de disparos, fracturamiento y control de la producción de arena. En ese contexto, la gran utilidad de contar con la capacidad de predecir los volúmenes de arena en superficie, en forma precisa es un hecho. No obstante, éste sigue siendo un desafío intimidatorio, especialmente en pozos muy desviados y en pozos horizontales, porque requiere que se consideren todos los modos de transporte de arena. Además, implica complejidades adicionales para dar cuenta de los distintos tipos de completación y las variables velocidades de flujo. Por tal motivo mejorar las técnicas de vigilancia rutinaria de la producción de arena y aprender a explotar mejor los datos de vigilancia rutinaria en modelos y simuladores puede constituir un enfoque más práctico. Como sucede con otros desafíos que plantean los campos petroleros, el abordaje de los asuntos relacionados con la producción de arena requerirá la colaboración de especialistas, el desarrollo de procesos eficaces y efectivos, y la utilización correcta de las tecnologías.

Monitoreo de operaciones de estimulación

Se conoce como estimulación a una serie de tratamientos que tienen por objeto eliminar el daño a la formación y restaurar la capacidad natural de producción del pozo, o según el caso, incrementarla por encima de su valor natural. Dentro de ese orden de ideas, consiste en eliminar el daño a la permeabilidad en las cercanías del pozo para restaurar su capacidad natural de producción. Si la inyección del tratamiento se realiza a tasas y presiones inferiores a los necesarios para vencer la

90 resistencia mecánica de la roca, el tratamiento será matricial, si se excede la resistencia mecánica de la roca, será un tratamiento de fracturamiento. La estimulación matricial se lleva a cabo inyectando fluidos en la formación, reactivos o no, en régimen de flujo radial, a presiones inferiores a la presión de fracturamiento de la formación con el objeto de eliminar el daño presente y restaurar la permeabilidad a su valor original. A su vez, el objeto se concentra en estimular el pozo más allá de su capacidad natural de producción, eliminando el daño y parte de matriz de roca calcárea. En el fracturamiento ácido, los fluidos se inyectan a presiones por encima de la presión de fracturamiento de la formación, con el objeto de crear canales de alta permeabilidad por medio de la disolución química de parte de la matriz. En este caso, la permeabilidad creada es mayor que la original de la formación. Un fracturamiento hidráulico es la superposición de una estructura de muy alta conductividad en el yacimiento, de modo que exista un gran contraste entre la permeabilidad de éste y la de la fractura, y el aporte de fluidos sea desde el yacimiento a la fractura y de ésta al pozo. En general se fracturan yacimientos de arenisca de muy baja permeabilidad natural, o aquellos que han sufrido daño que no puede ser eliminado por medios químicos. La diferencia en los comportamientos de inyección entre un tratamiento matricial y el de fracturamiento puede verse en la figura 18.

Figura 18. Acidificación vs. Fracturamiento.

91 En la figura puede observarse que, mientras se esté inyectando fluido en régimen matricial (baja tasa de inyección) y exista flujo radial, el comportamiento de la presión será directamente proporcional a la tasa de inyección; una vez alcanzado el punto de ruptura, los incrementos de presión serán menores para cada aumento de la tasa, indicando que se ha fracturado la roca. Este método se utiliza para hallar la presión de fractura de una formación. Un tratamiento matricial restaura la permeabilidad eliminado el daño, por lo que mejora la productividad en areniscas y en rocas carbonáticas. Aunque los sistemas de ácido son diferentes para cada uno de estos tipos de roca, los principios que rigen son los mismos; así, si no hubiese daño, el volumen de ácido requerido para mejorar la permeabilidad de la formación en la vecindad del pozo será muy grande, especialmente en areniscas, y no podría justificarse el gasto con el

pequeño aumento en la

producción. En rocas carbonáticas, el ácido pasa a través del daño, formando canales o túneles. Así, el incremento en la permeabilidad será mucho mayor en carbonatos que en areniscas. Dentro de otro orden de ideas, el proceso de fracturamiento hidráulico consiste en la superposición de un canal de alta conductividad al yacimiento, para incrementar el índice de productividad de un pozo. La creación de ese canal o fractura se hace por medio de la inyección de fluidos a tasas y presiones que excedan los esfuerzos de cohesión de la roca, y la conductividad la proporciona un agente de relleno o empaque, que se transporta con el mismo fluido dentro de la fractura. Es la técnica mediante

la cual se crea una geometría de fractura (canal) en la

formación aplicando una presión mayor a los esfuerzos mínimos de la formación y apuntalada con agente de soporte (apuntalante o grava) de tamaño específico y alta conductividad con el propósito de apartar el daño de formación y aumentar el área de flujo. En el caso de pozos que son estimulados ya sea por tratamientos matriciales o fracturados hidráulicamente, existen diferentes programas de análisis de producción disponibles por las empresas de servicios que ayudan a determinar las propiedades de las reacciones de la formación y las características de la fractura de manera que los problemas que limitan la efectividad de la fractura pueden ser diagnosticados y corregidos.

92 Estos programas de computación permiten el análisis de los datos de producción de pozos para determinar las propiedades del yacimiento en la región vecina al pozo y predecir el desempeño del pozo al cambiar los escenarios de completación. Estos poderosos programas de computación pueden predecir el impacto de las tareas correctivas para estimar tanto los resultados económicos como los riesgos. La disponibilidad de datos de variables de subsuelo de presión y temperatura por medio de dispositivos instalados en el fondo de los pozos pueden influir positivamente no solo en el diseño sino en estos tratamientos de estimulación reestableciendo la productividad de las formaciones dañadas de un modo eficaz desde el punto de vista de los costos de la operación. Si se tienen en la completación de los pozos dispositivos de subsuelo de presión y temperatura esto puede ayudar a lograr el éxito de las operaciones en el diseño de los tratamientos de estimulación, a su vez, los objetivos para lo que fueron concebidos dicho tratamiento que es la optimización en la eliminación del daño minimizando al mismo tiempo los volúmenes o materiales necesarios para obtener un tratamiento que permita generar los mismos resultados con menos recursos monetarios. Lo anteriormente expuesto significa que es posible un ahorro de tiempo y dinero en este tipo de tratamientos.

Evaluación de perfiles de inyección y producción en todo el pozo

Luego que el pozo es puesto en producción o inyección, se detectan situaciones que inciden en su comportamiento y en el de los yacimientos. A menudo es necesario estudiar el sistema de producción/inyección para determinar si la completación mecánica cumple con las expectativas para la cual fue implantada. En ese sentido, la evaluación de los perfiles de producción e inyección tienen como objetivo evaluar condiciones de flujo en y detrás de la tubería, con el fin de maximizar la recuperación económica de los hidrocarburos disponibles en el portafolio de oportunidades de los activos. Los dispositivos de control instalados en las completaciones avanzadas permiten evaluar las tasas de flujo relativas con que contribuyen o reciben cada una de las regiones que se encuentran expuestas al flujo en el pozo. En pozos con completaciones

93 de múltiples horizontes, los programas especializados pueden darle asignación de la producción para cada de las zonas utilizando los datos de registros de producción. Estos permiten evaluar cada zona por separado, haciendo más selectivos los tratamientos correctivos. En algunos casos la completación avanzada tipo commingled ha sido considerada y planeadas para la producción e inyección en campos maduros a fin de reducir las inversiones asociadas a su explotación. El control de estos yacimientos puede ser obtenido por la perforación selectiva en pozos productores y chokes en el fondo en los pozos inyectores. En otro orden de ideas, una buena planificación de la captura de información durante la fase de inicial de explotación de los activos de petróleo y gas provee información acerca de las propiedades de los yacimientos, el potencial de producción y el comportamiento de los pozos. En ese sentido, las completaciones avanzadas juegan un papel importante durante las etapas del ciclo de vida de los yacimientos en donde contribuyen a la disminución de grandes incertidumbres que pueden ser parcialmente resueltas, tales como, el grado de comunicación a través de un sistema de fallas principales y la transmisibilidad vertical, entre otras. Esta información puede mejorar la descripción del yacimiento, así como también, puede permitir hacer los ajustes necesarios al plan de desarrollo del campo antes de realizar la perforación del primer pozo inyector.

Sistema de variables

Definición conceptual

Ingeniería de yacimientos: Son los elementos que desde el punto de vista de la ingeniería de yacimientos involucran la aplicación de los sistemas permanentes de monitoreo instalados en el fondo del hoyo durante la completación de los pozos, los cuales permiten medir y registrar no solo el comportamiento de los yacimientos sino también el desempeño de los pozos (Baker y otros, 1995).

94 Ingeniería de producción: Son aquellos componentes que desde el punto de vista de ingeniería de producción implican el uso de la completación avanzada de pozos a fin de obtener un mejoramiento en la producción para la optimización de la explotación del yacimiento, los cuales permiten detectar la presencia de una brecha entre la productividad real y el potencial del pozo de manera de llevar a cabo acciones correctivas de forma preventiva (Lowe y otros, 1999).

Definición operacional

Ingeniería de yacimientos: Se entiende como los elementos de ingeniería de yacimientos que son experimentados por las empresas operadoras de campos petroleros en el occidente del país, tras el juicio comparativo de la percepción del uso de la completación avanzada de pozos que son suministrados por las empresas proveedoras de esta tecnología. Esta variable será medida a través de la aplicación de un instrumento elaborado por Pabón (2007) por medio de las dimensiones, subdimensiones e indicadores que se muestran en la figura de operacionalización de dicha variable. (Ver figura 19).

Ingeniería de producción: Se concibe como los componentes que desde el punto de vista de ingeniería de producción permiten una vigilancia rutinaria de las condiciones del fondo del pozo y las condiciones operativas de los equipos y sistemas de producción. Estos elementos dictaminan a tiempo las condiciones del sistema de producción y en consecuencia las tasas de flujo que pueden ser optimizadas según fueran diseñadas para el mejoramiento de la producción. Esta variable será medida a través de la aplicación de un instrumento elaborado por Pabón (2007) por medio de las dimensiones, subdimensiones e indicadores que se muestran en la figura de operacionalización de dicha variable. (Ver figura 20).

121

FIGURA Nº 19: OPERACIONALIZACIÓN DE LA VARIABLE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS. OBJETIVO GENERAL: Integrar la ingeniería de yacimientos y de producción en la completación avanzada de pozos en el occidente del país. VARIABLE OBJETIVOS ESPECIFICOS A. Describir los aspectos de ingeniería de Ingeniería de yacimientos. yacimientos que involucran la aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país.

DIMENSIÓN Aspectos de ingeniería de yacimiento.

SUBDIMENSIÓN

INDICADOR

Monitoreo de la presión de yacimiento

Presión estática de fondo.

Mantenimiento de la presión de yacimiento

Represurización del yacimiento.

Análisis e interpretación de pruebas de pozo

Limites del yacimiento. Espaciamiento de pozos. Comunicación de presión. Factor de daño y permeabilidad.

Monitoreo de los procesos de recuperación secundaria

Comportamiento del programa de inyección. Grado de soporte de presión. Ajuste histórico.

Perfeccionamiento y validación del modelo del yacimiento

Modelo de simulación de yacimiento.

Mediciones adicionales de monitoreo del yacimiento

Innovaciones tecnológicas.

Actualización del modelo de balance de materiales

Actualización contínua. Perfeccionamiento del modelo.

B. Determinar los niveles de aplicación de la completación avanzada de pozos en el Este objetivo se obtendrá con la consecusión de los resultados obtenidos en el objetivo A. occidente del país, vinculados a los aspectos de ingeniería de yacimientos.

95

122

FIGURA Nº 20: OPERACIONALIZACIÓN DE LA VARIABLE INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN. OBJETIVO GENERAL: Integrar la ingeniería de yacimientos y de producción en la completación avanzada de pozos en el occidente del país. VARIABLE OBJETIVOS ESPECIFICOS C. Describir los aspectos de ingeniería de Ingeniería de producción. producción que implican el uso de la completación avanzada de pozos en el occidente del país.

DIMENSIÓN Aspectos de ingeniería de producción.

SUBDIMENSIÓN

INDICADOR

Análisis nodal. Curva de comportamiento de afluencia. Optimización de la producción. Índice de productividad (IP). Métodos de levantamiento artificial. Generación de fluidos indeseables (agua y/o gas). Alteraciones de la permeabilidad. Estudio de la presión de fondo Correlación de flujo multifásico en tubería. Flujo multifásico a través de estranguladores. fluyente. Vigilancia rutinaria de la producción de arena.

Monitoreo de operaciones de estimulación.

Presión máxima de tratamiento. Máxima tasa de inyección durante el trabajo. Diseño de tratamientos.

Evaluación de perfiles de inyección y producción en todo Tasa de producción o inyección por intervalo. el pozo. Flujo cruzado entre intervalos. D. Determinar los grados de aplicación de la completación avanzada de pozos en el Este objetivo se obtendra con la consecusión de los resultados obtenidos en el objetivo C. occidente del país, relacionados a los aspectos de ingeniería de producción. E. Establecer la integración de la ingeniería de yacimientos y de producción de la completación avanzada de pozos en el occidente del país.

96

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO

Tipo de investigación

De acuerdo con los objetivos propuestos en el presente estudio, el tipo de investigación realizado se clasificó como correlacional, ya que permitió determinar la integración de la ingeniería de yacimientos y de producción en la completación avanzada de pozos en el occidente del país que han aplicado las empresas operadoras de los campos petroleros y/o las empresas proveedoras de este servicio tecnológico que se estudiaron. Así pues, Hernández, Fernández y Baptista (2003) definen como estudio correlacional aquel que permite evaluar la relación que exista entre dos o más conceptos, categorías o variables. Cabe destacar que las investigaciones de tipo correlacional plantean que la utilidad y propósito principal de estas, es conocer como es el comportamiento de una variable con respecto al comportamiento de la otra. Del mismo modo, la presente investigación fue definida por su método de investigación como descriptiva, ya que el investigador solo describió la conducta de las variables ingeniería de yacimientos y de producción de la completación avanzada de pozos, simplemente se caracterizó las variables en su entorno natural, es decir, en las empresas operadoras de campos petroleros y proveedoras de esta tecnología. Al respecto Hernández y otros (2003), exponen que su propósito es describir situaciones y eventos, es decir, cómo es y cómo se manifiesta determinado fenómeno, a su vez, pretenden medir o recoger información de manera independiente o conjunta sobre los conceptos o las variables a las que se refieren. Por otra parte, Bavaresco (2001) expone que los estudios descriptivos consisten en describir y analizar sistemáticamente características homogéneas de los fenómenos estudiados sobre las realidades de los hechos. En consecuencia, en este estudio se describió los aspectos de ingeniería de yacimientos y de producción que involucran la aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país por las empresas tanto operadoras de campos

98 petroleros como por las empresas proveedoras de la tecnología que fueron objeto de esta investigación. Del mismo modo, el estudio fue definido por su propósito como aplicado, ya que a partir de los resultados obtenidos respecto al comportamiento de las variables ingeniería de yacimientos y de producción en completación avanzada de pozos servirán como soporte para resolver problemas en las empresas operadoras de campos petroleros y/o proveedoras de esta tecnología en el occidente del país que fueron objeto de estudio, referentes a producir y manejar campos más efectiva y eficientemente, es decir, aprender más en menos tiempo acerca del yacimiento y de su rendimiento de producción, agilizar y perfeccionar el proceso de toma de decisiones que mejora la producción y la recuperación de hidrocarburos. Según Chávez (2001) el estudio aplicado tiene como propósito resolver un problema en un tiempo relativamente corto. En conclusión, el tipo de investigación se tipificó en su totalidad como correlacional, descriptivo y aplicado.

Diseño de la investigación

En esta investigación se aplicó un diseño no experimental, debido a que no hubo manipulación alguna de los variables objeto de estudio, es decir, de la ingeniería de yacimientos y de producción en completación avanzada de pozos, solo se limitó a observar los fenómenos tal y como se dan en su contexto natural para luego ser analizados. En la investigación con diseño no experimental resulta imposible manipular variables o asignar aleatoriamente a los sujetos o a las condiciones, puesto que estas son observadas en su ambiente natural por lo que no construye ninguna situación, sólo se observó situaciones ya existentes y que no han sido provocados intencionalmente. Según Hernández y otros (2003), este tipo de diseño de investigación tiene como objetivo indagar la incidencia y los valores en que se manifiesta una o más variables, presentan un panorama del estado de una o más

grupos de personas, objetos o

indicadores en determinado momento. Asimismo, en cuanto a la evolución del fenómeno, esta investigación fue transeccional correlacional, puesto que se recopiló los datos de ambas variables en un solo momento para luego correlacionarlas de acuerdo al propósito de describir la 98

99 integración entre las variables en cada uno de los individuos integrantes de la población que se estudió, es decir, de las empresas operadoras de los campos petroleros y/o las empresas proveedoras de servicios tecnológicos de completación avanzada de pozos en el occidente del país. Según Hernández y otros (2003), los diseños transeccionales correlacionales recolectan datos en un solo momento en un tiempo único, a fin de describir las variables y analizar su incidencia e interrelación en un momento dado. Por último, esta investigación empleó un diseño de campo o “in situ”, por estudiarse cada variable en su ambiente natural, es decir, la ingeniería de yacimientos y de producción en las empresas operadoras de campos petroleros y proveedoras de la tecnología de completación avanzada que fueron objeto de investigación. Según plantea Bavareco (2001) estas investigaciones se realizan en el propio sitio donde se encuentra en objeto de estudio, lo que permite el conocimiento más a fondo del problema por parte del investigador y así puede manejar los datos con más seguridad. Al mismo tiempo, Arias (2006) define el diseño de campo como aquella que consiste en la recolección de datos directamente de los sujetos investigados o de la realidad donde ocurren los hechos. En conclusión, el diseño de la presente investigación es no experimental, transeccional correlacional y de campo.

Población

Según Parra (2003) el universo de la investigación es definido como un conjunto conformado por todos los elementos, seres u objetos que contienen las características y mediciones u observaciones que se requieren en una investigación dada. Así pues, el universo del presente estudio estuvo representado por el conjunto de empresas operadoras de campos petroleros y proveedoras del servicio de completación avanzada de pozos en el occidente del país. Dentro de este mismo orden de ideas, Parra (2003) define la población como el conjunto integrado por todas las mediciones u observaciones del universo de interés en la investigación, por tanto varias poblaciones pueden ser definidas para un solo

99

100 universo, tantas como características a medir. La población puede ser finita e infinita y su tamaño es denotado, generalmente con el símbolo “N”. De acuerdo a la definición anterior, la población objeto estudio de la presente investigación, estuvo constituida por las mediciones u observaciones sobre los aspectos de ingeniería de yacimiento y de producción en la completación avanzada de pozos en el occidente del país Según Parra (2003), la unidad de información es aquella que contiene los elementos que se van a estudiar. En ese sentido, la unidad de información de la presente investigación estuvo constituida por diez empresas entre operadoras de campos petroleros y proveedoras de tecnologías de completación avanzada de pozos al cual se tuvo acceso para efectos del estudio, las cuales se encuentran ubicadas en el occidente del país, pertenecen a la industria del petróleo y gas, y a su vez están establecidas en Venezuela desde hace varios años en el sector energético nacional. El mismo autor expresa que es de suma importancia para una investigación definir la unidad de análisis, la cual es aquella que se está estudiando. En la presente investigación, la unidad de análisis estuvo constituida por los grupos multidisciplinarios de las unidades de exploración y producción de las empresas operadoras de campos petroleros, específicamente en las áreas de yacimientos y producción. A su vez, los grupos de desarrolladores de negocios que dan soporte técnico en las áreas de yacimiento y producción en las empresas de servicios de la tecnología de completación avanzada de pozos. Igualmente Parra (2003), indica la importancia de especificar la unidad de observación definiéndola como aquella por medio de la cual se obtiene la información, es decir la unidad informante. En la presente investigación, la unidad de observación estuvo representada por un total de 24 sujetos que laboran en las empresas que fueron objeto del estudio, los cuales fueron distribuidos de la siguiente manera, 16 pertenecientes a las empresas operadoras de campos petroleros y 8 pertenecientes a las empresas proveedoras de la tecnología de completación avanzada de pozos. Para mantener las condiciones de oferta y demanda, el investigador se comprometió con las altas direcciones de las empresas objeto de esta investigación a no citar las semejanzas y diferencias, ventajas y desventajas, beneficios y áreas de mejoras o 100

101 cualquier otra información de la tecnología en estudio que pudiera hacer referencia en el mercado de la industria del petróleo y gas en el occidente del país.

Muestra

En la presente investigación fue posible realizar un censo poblacional, es decir, estudiar todas las unidades de análisis definidas para este estudio. Según Tamayo y Tamayo (2000) definen censo poblacional como un recuento de todos los elementos de una población, por lo cual la información que se recibió de esta investigación tuvo un nivel de exactitud mayor a que si se hubiera tomado una muestra. En ese sentido, el autor de esta investigación optó por realizar una enumeración completa, quedando la muestra determinada bajo el parámetro de un censo poblacional considerando que la misma es finita y accesible en su totalidad, lo cual garantizó la generalización de los resultados. Para tal efecto se describe el marco poblacional de esta investigación donde se caracterizó las unidades de observación para cada una de las áreas de conocimiento de las empresas en estudio. (Ver figura 6).

Muestreo

Según Parra (2003), el método de muestreo no probabilístico se basa en la selección de muestras cuyos elementos son escogidos bien sea por decisión personal del investigador (muestreo opinático) o por situaciones de conveniencia y facilidad de acceso a los elementos de la muestra (muestreo circunstancial). En ese orden de ideas, el tipo de muestreo utilizado en esta investigación fue casual o incidental ya que el investigador realizó un proceso en el que seleccionó directa e intencionadamente los individuos de la población por tener fácil acceso a estos individuos.

101

102

Nombre de la empresa

Unidad de Área observación de conocimiento PDVSA 4 2 Yacimiento 2 Producción PETROBRAS 4 2 Yacimiento 2 Producción REPSOL YPF 4 2 Yacimiento 2 Producción BP 2 1 Yacimiento 1 Producción CHEVRON-TEXACO 2 1 Yacimiento 1 Producción HALLIBURTON 2 1 Yacimiento 1 Producción SCHLUMBERGER 2 1 Yacimiento 1 Producción BAKER HUGHES 2 1 Yacimiento 1 Producción ABB 1 1 Yacimiento WEATHERFORD 1 1 Producción Total 24 Figura 21. Marco poblacional de la investigación. Fuente: Pabón (2007)

Técnica e instrumentos de recolección de datos

Es importante resaltar que una investigación no tiene significado sin las técnicas de recolección de datos, pues estas conducen a la verificación del problema planteado. Por lo que en la presente investigación la técnica de recolección de datos que se utilizó fue la observación a través de la encuesta y como instrumento el cuestionario. En tal sentido, Bavaresco (2001) opina que uno de los medios que brinda la oportunidad al investigador de conocer lo que se piensa y dice del objeto de estudio es el cuestionario, el cual permite determinar con los datos recogidos el futuro análisis y discusión de los resultados; cuya aplicación fue empleada en esta investigación. Según Hernández y otros (2003) afirman que un cuestionario constituye un conjunto de preguntas respecto a uno o más variables a medir. 102

103 Blanco (2000) expresa que los cuestionarios son instrumentos de recolección de información primaria que contienen un conjunto de preguntas o ítems relativos a la característica que se desea medir. En esta investigación el autor diseñó un cuestionario para medir la ingeniería de yacimientos y de producción, ambas variables en el contexto de las aplicaciones en completación avanzada de pozos. Para dicho cuestionario fue necesario como primer paso operacionalizar las variables objeto de estudio (ver figuras 4 y 5), elaborando una tabla de construcción donde se establecieron las dimensiones, subdimensiones, e indicadores basándose en el marco teórico que soporta esta investigación, especificando los objetivos del instrumento, a través de la agrupación de las variables a medir, determinando su importancia. A partir de esta operacionalización se elaboró los ítems, lo que permitió conformar al instrumento con la totalidad de reactivos o preguntas de tipo cerradas con múltiples opciones, a las cuales se le asignó la puntuación con un direccionamiento positivo, es decir, bajo el enfoque positivista, y fueron formuladas con la técnica de escala estadística de tipo ordinal tipo Likert, con cinco (5) opciones de respuestas. Así el cuestionario diseñado por el autor fue aplicado a la unidad de observación definida para este estudio, el cual midió la variable ingeniería de yacimientos constituida por una dimensión, 7 sub-dimensiones y 13 indicadores, haciendo un total de 15 ítems. Y la variable ingeniería de producción constituida por una dimensión, 4 sub-dimensiones y 14 indicadores, haciendo un total de 19 ítems para dar un total de 34 afirmaciones o preguntas contestadas por cada uno de los sujetos a los cuales le fue aplicado el instrumento de recolección de datos. (Ver anexo A). Por otro lado, las opciones de respuesta para el instrumento diseñado fueron: totalmente de acuerdo, de acuerdo, ni de acuerdo ni en desacuerdo, desacuerdo y totalmente en desacuerdo, a las cuales se le asignaron puntuaciones entre 5 y 1, tal como se visualiza en el siguiente cuadro:

103

104 AFIRMACIÓN CON TENDENCIA POSITIVA 1

OPCIONES DE RESPUESTA

Totalmente en

AFIRMACIÓN CON TENDENCIA NEGATIVA 5

Desacuerdo 2

En Desacuerdo

4

3

Ni de acuerdo ni en

3

desacurerdo 4

De Acuerdo

2

5

Totalmente de Acuerdo

1

Figura 22. Opciones de respuestas y ponderación de preguntas. Fuente: Pabón (2007). Validez

Hernández y otros (2003), plantean que la validez se refiere al grado en que un instrumento realmente mide la variable que pretende medir. En ese sentido, el instrumento fue sometido a la validación de contenido, a través del juicio de cuatro (4) expertos dos por área de conocimientos, quienes analizaron el contenido de cada ítem para determinar la pertinencia o no que estos tienen con los objetivos específicos, las variables, la dimensión, las subdimensiones y los indicadores. Los expertos emitieron su juicio, realizando las sugerencias y recomendaciones que existieron en el instrumento preliminar la cual se procedió luego reestructurar las fallas presentes, y así se elaboró la segunda versión definitiva del cuestionario ya validado. Por tratarse de un cuestionario con escalas de actitudes, tipo Likert, el instrumento fue sometido a un proceso de análisis discriminante de ítems, a través de la aplicación del coeficiente estadístico “t” de student o diferencia de proporciones, que se presenta a continuación:

104

105 tc =

X −Y S 2 ga S 2 gb + n1 − 1 n 2 − 1

(26)

donde: tc = Test de student calculado.

X = Media del grupo alto. Y = Media del grupo bajo. S 2 ga = Varianza del grupo alto. S 2 gb = Varianza del grupo bajo. n1 = Número de sujetos que integra el grupo alto.

n 2 = Número de sujetos que integra el grupo bajo.

El procedimiento para la ejecución de dicha prueba consistió en la aplicación del cuestionario con escalas de actitudes en una fase posterior a la validez de contenido por expertos, a una muestra compuesta por diez (10) sujetos con características similares a las unidades de observación en estudio, para la cual se tomaron los siete (7) puntajes generales más altos y los siete (7) más bajos por cada item. Los valores tomados para dicha prueba discriminante fueron los siguientes: un nivel de error de 0,05 bilateral, y doce (12) grados de libertad, definen una “t” estimada o teórica de 2,179, por lo cual todos los items del instrumento discriminaron por encima de dicha “t” estimada o teórica. La comparación entre los valores obtenidos de test de student calculado por cada ítems y “t” estimada o teórica determinado, permitió al investigador, seleccionar los ítems relacionados con la variable, es decir, los ítems que discriminan para el instrumento, la cual se conoció a partir de la siguiente premisa o condición: test calculado ≥ Test teórico

(27)

Como la condición antes mencionada se cumplió en cada item, entonces el ítem discriminaba, es decir, el ítem fue considerado para formar parte del cuestionario definitivo la cual se aplicó a la unidad de observación que fue objeto de estudio.

105

106 Confiabilidad

Según Hernández y otros (2003), la confiabilidad de un instrumento se refiere al grado en que su aplicación repetida al mismo sujeto u objeto produce iguales resultados. Al respecto Blanco (2000) señala que un instrumento es confiable cuando se obtienen resultados similares en diferentes aplicaciones. Existen diferentes procedimientos para estimar la confiabilidad de un instrumento de medición, todos utilizan formulas que producen coeficientes de confiabilidad, los cuales pueden oscilar entre 0 y 1, donde el coeficiente de 0 significa nula confiabilidad y 1 representa un máximo de confiabilidad. (Hernández y otros, 2003). En ese sentido, para calcular la confiabilidad del instrumento se aplicó la prueba de confiabilidad de partición por mitades, el cual fue elegido por ser la prueba apropiada cuando se utilizan cuestionarios con escala tipo Likert. Dicha prueba consistió en tomar el instrumento y dividirlo en dos, es decir, como si se tratará de dos aplicaciones diferentes, y luego se correlacionó la suma de los puntajes entre ambas partes. Se utilizó de un lado los ítems pares y del otro los ítems impares como criterio de dividir en dos el instrumento. El coeficiente estadístico para esta prueba fue calculado a partir de la siguiente fórmula matemática:

rtt =

∑(X

p

)( X i ) / N − ( X p )( X i ) ( S p )( S i )

(28)

donde:

rtt = Coeficiente de confiabilidad. X p = Puntajes totales de los pares. X i = Puntajes totales de los impares. X

p

= Media de puntajes de los ítems pares.

X i = Media de puntaje de los ítems impares.

S p = Desviación estándar de puntajes de los ítems pares. S i = Desviación estándar de puntajes de los ítems impares. N = Número de sujetos a los cuales se les aplica la prueba piloto.

106

107 Además se utilizó la corrección de Spearman-Brown, y se aplicó la premisa o condición de que si el coeficiente de confiabilidad es mayor de 0,80 es confiable el instrumento, tal como se explica a continuación: rttsb =

2(rtt ) 1 + (rtt )

Corrección por Spearman-Brown.

rtt ≥ 0,80

(29) (30)

Es importante recalcar que el instrumento diseñado fue sometido a una prueba piloto, constituida por un total de diez (10) sujetos con características similares de la muestra definitiva de la investigación, sin embargo no formaron parte de la aplicación final del cuestionario. Estos procedimientos demostraron un coeficiente de confiabilidad corregida por Spearman-Brown cuyo valor es de 0,87 lo cual hace al instrumento confiable. (Ver Anexo C). El resultado expresado anteriormente, representa un índice aceptable con respecto a la medición de la reacción de los ítems que conforman el instrumento en función de las variables estudiadas, denotando finalmente una confiabilidad alta en el cuestionario de recolección de datos diseñado.

Análisis de los datos

Luego de haber culminado la fase de recolección de datos a través del instrumento diseñado para la presente investigación, antes de la presentación estadística se procedió a realizar una clasificación de los datos por medio de un recuento manual de los mismos. Para alcanzar los objetivos específicos (a) y (c), se utilizó estadísticas descriptivas a través del cálculo de frecuencia absoluta, relativa, y acumulada, así como también, se usó medidas de tendencia central, específicamente la media para evaluar los indicadores, subdimensiones y dimensión de las variables objetos de estudio. (Ver Anexo D). Para alcanzar los objetivos específicos (b) y (d), se analizaron a través del uso de las medidas de tendencia central, específicamente los promedios de las medias de los indicadores, utilizando para ambas variables un baremo diferente, así pues: 107

108 Para la variable Ingeniería de Yacimientos, se utilizó:

CATEGORIAS Baja aplicación Mediana aplicación Alta aplicación

RANGOS 1,00 = X < 2,33 2,33 = X < 3,66 3,66 = X < 5,00

Figura 23. Baremo para la categorización de las estadísticas aplicadas a los indicadores, subdimensiones, y dimensión de la variable Ingeniería de Yacimientos. Fuente: Pabón (2007) Para la variable Ingeniería de Producción, se utilizó:

CATEGORIAS Baja aplicación Mediana aplicación Alta aplicación

RANGOS 1,00 = X < 2,33 2,33 = X < 3,66 3,66 = X < 5,00

Figura 24. Baremo para la categorización de las estadísticas aplicadas a los indicadores, subdimensiones, y dimensión de la variable Ingeniería de Producción. Fuente: Pabón (2007) Así mismo para el cumplimiento del objetivo específico (e) que se refiere a la integración o establecimiento del cálculo estadístico de la correlación de ambas variables se recurrió al uso de estadísticas inferenciales de carácter no paramétrico o de distribución libre, los cuales consideran tres suposiciones que deben ser satisfechas para su aplicación, tales como: (a) Que las muestras que se tomen sean aleatorias. (b) Escala de medición al menos ordinal. (c) Que la función de distribución que siguen los datos que se estudian sea desconocida. En ese sentido, se utilizó el cálculo de la correlación por el método de rangos ordenados de Spearman; por ser ambas variables medidas en una escala estadística de medición de tipo ordinal, dicho coeficiente se explica a continuación:

⎡ ∑ ( X i − Yi ) 2 ⎤ rs = 1 − ⎢6 ⎥ 2 ⎣ n(n − 1) ⎦

(31)

108

109 donde:

( X i − Yi ) 2 = Diferencias de los rangos al cuadrado. 6 = constante. 1 = correlación perfecta. n = número de mediciones o puntajes del total de sujetos.

Según Hernández y otros (2003), esta es una prueba estadística para hallar la correlación entre variables con un nivel de medición ordinal, permitiendo así el logro del objetivo general de la investigación. Como lo expresan los autores antes mencionados el baremo utilizado para determinar la dirección y magnitud de la correlación fue el siguiente:

Dirección y magnitud de la

Interpretación.

correlación. - 0,90

Correlación negativa muy fuerte.

- 0,75

Correlación negativa considerable.

- 0,50

Correlación negativa media.

- 0,10

Correlación negativa débil.

0,00

No existe correlación alguna.

+ 0,10

Correlación positiva débil.

+ 0,50

Correlación positiva media.

+ 0,75

Correlación positiva considerable.

+ 0,90

Correlación positiva muy fuerte.

+ 1,00

Correlación positiva perfecta.

Figura 25. Baremo de correlación entre las variables.

Procedimiento de la investigación

El procedimiento utilizado para llevar a cabo el cumplimiento de los objetivos propuestos en la presente investigación, se lista a través de los siguientes pasos: (a) Se planteó diferentes ideas o temas de investigación. (b) Se definió el tema y las variables a investigar.

109

110 (c) Se planteó el problema referente al tópico de investigación seleccionado en el contexto de las variables. (d) Se formuló el problema a través de interrogantes que orientaron la investigación. (e) Se consolidó los objetivos de la investigación tanto general como específicos. (f) Se justificó la investigación desde el punto de vista social, teórico, práctico y metodológico. (g) Se definió el alcance de la investigación. (h) Se delimitó la investigación. (i) Se revisó, analizó y jerarquizó los antecedentes y referencias bibliográficas que soportan dicha investigación. (j) Se fundamentó la investigación por medio de las bases teóricas, teorías o postulados de diferentes autores que sustentan dicha investigación. (k) Se estableció el sistema de variables por medio de la definición conceptual y operacional de las variables que son objeto de estudio. (l) Se realizó el cuadro de operacionalización de las variables ingeniería de yacimientos y de producción en completación avanzada. (m) Se definió la tipología y diseño de la investigación. (n) Se delimitó la población que es objeto de estudio. (o) Se especificó la técnica e instrumentos de recolección de datos según el propósito del presente estudio. (p) Se realizó la versión preliminar del instrumento de recolección de datos para las variables del estudio. (q) Se sometió el instrumento a la validez de contenido a través del juicio de cuatro (4) expertos dos por cada área de conocimiento, es decir, dos para yacimiento y dos para producción, respectivamente. (r) Se realizó la versión preliminar del instrumento ya validado por expertos tomando en cuenta sus recomendaciones. (s) Se aplicó la prueba piloto a una población similar a la del estudio. (t) Se aplicó el análisis discriminante de ítems al instrumento por medio de la prueba estadística de test de student. (u) Se calculó la confiabilidad del instrumento a través del cálculo de Partición por Mitades, siendo posteriormente corregidas por Spearman Brown.

110

111 (v) Se procedió a la aplicación efectiva del instrumento de recolección de datos, de acuerdo a la muestra seleccionada. (w) Seguidamente, se realizó el tratamiento estadístico, análisis e interpretación de los resultados de acuerdo con los objetivos propuestos. (x) Finalmente, se elaboraron las conclusiones y recomendaciones a las que llegó la presente investigación.

111

CAPÍTULO IV

RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN

Análisis e interpretación de datos

A continuación se presenta el análisis de los resultados estadísticos alcanzados luego de una investigación minuciosa y de la aplicación del instrumento de recolección de datos de las variables objetas de estudio. Es importante resaltar, que los análisis presentados a continuación sirven de punto de partida para determinar los aspectos de ingeniería de yacimientos ante los aspectos de ingeniería de producción en la completación avanzada de pozos aplicadas por las empresas operadoras de campos petroleros y las empresas proveedoras de esta tecnología, específicamente en el occidente del país. Al respecto, la información o datos suministrados por la unidad de observación considerada para el estudio de las empresas mencionadas se plasmaron en sus respectivas tablas, donde se muestra el cálculo de frecuencia absoluta, relativa y acumulada. Asimismo, se utilizó la media como medida de tendencia central para evaluar el análisis de los ítems, indicadores y subdimensiones de las variables ingeniería de yacimientos y de producción, estableciendo los baremos correspondientes a dichas variables, tal como se mencionan en el capitulo III numeral 5 análisis de datos. Ahora bien, con relación al cumplimiento del objetivo específico (a) que se refiere a describir los aspectos de ingeniería de yacimientos que involucran la aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país, se presentan a continuación los análisis respectivos:

113 Variable: Ingeniería de yacimientos Dimensión: Aspectos de ingeniería de yacimientos Subdimensión: Monitoreo de la presión de yacimiento Indicador: Presión estática de fondo

Tabla 1. Monitoreo. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL

8

33,3%

33,3%

16

66,7

100%

24

100%

MEDIA: 4,67

Fuente: Pabón (2007) De la revisión de la tabla 1, los resultados correspondientes a la muestra cuestionada reflejan que el 100% de los encuestados opinan estar totalmente de acuerdo (66,7%) o de acuerdo (33,3%) en que el monitoreo de la presión estática de fondo en los pozos marca un revelamiento acerca de como es la evolución de la vida útil de un yacimiento a medida que va transcurriendo el tiempo. Asimismo, el monitoreo de la presión estática de fondo demostró un promedio con una media de 4,67 por lo que se considera una alta aplicación de la tecnología.

114 Tabla 2. Conocimiento continuo de los datos. ALTERNATIVAS Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

2

8,3%

8,3%

6

25,0%

33,3%

16

66,7%

100%

24

100%

MEDIA: 3,25

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL Fuente: Pabón (2007)

De la revisión de la tabla 2, los resultados correspondientes a la muestra cuestionada reflejan que el 66,7% de los encuestados opinan estar de acuerdo (66,7%) en que al poseer un conocimiento continuo de los datos de presión estática de fondo en los pozos, no se necesita especular acerca del comportamiento de fases en el yacimiento. Asimismo, el conocimiento continuo de los datos mostró una media de 3,25 por lo que se considera una mediana aplicación de la tecnología.

115 Subdimensión: Mantenimiento de la presión de yacimiento Indicador: Represurización del yacimiento

Tabla 3. Represurización del yacimiento. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL

8

33,3%

33,3%

16

66,7%

100%

24

100%

MEDIA: 4,67

Fuente: Pabón (2007)

Según la tabla 3, los resultados obtenidos demostraron que el 100% de los encuestados opinan estar totalmente (66,7%) o de acuerdo (33,3%) que cuando se agota la energía propia de los yacimientos es necesario inyectar un fluido (agua, gas, N2, CO2) a fin de proporcionarle energía adicional para incrementar la recuperación final de hidrocarburos. Este rasgo produjo una media de 4,67 por lo tanto se consideró una alta aplicación de la tecnología.

116 Subdimensión: Análisis e interpretación de pruebas de pozos Indicador: Limites del yacimiento

Tabla 4. Limites del yacimiento. ALTERNATIVAS Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

4

16,7%

16,7%

20

83,3%

100%

24

100%

MEDIA: 1,83

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL Fuente: Pabón (2007)

Este análisis refiere a la tabla 4, donde las respuestas otorgadas denotaron que el 83,3% de los encuestados están en desacuerdo en que los datos adquiridos durante las pruebas de presión en los pozos no permiten investigar sobre la distancia aproximada a distintos límites del yacimiento. Este elemento evidencia una baja aplicación de la tecnología en cuanto a este indicador, debido a que proporcionó un promedio muy bajo con una media de 1,83.

117 Subdimensión: Análisis e interpretación de pruebas de pozos Indicador: Espaciamiento de pozos

Tabla 5. Espaciamiento de pozos. ALTERNATIVAS Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

4

16,7%

16,7%

16

66,7%

83,4%

2

8,3%

91,7%

2

8,3%

100%

24

100%

MEDIA: 2,17

De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL Fuente: Pabón (2007)

En la tabla 5, se observa que el 83,4% de los encuestados contestaron estar totalmente en desacuerdo (66,7%) o en desacuerdo (16,7%), en que el área de drenaje de los pozos no se puede inferir de la interpretación de las pruebas de presión. Es importante mencionar que de los todos encuestados ninguno manifestó estar totalmente de acuerdo en la aseveración anteriormente descrita. Asimismo este elemento evidencia una baja aplicación de la tecnología con un promedio de 2,17.

118 Subdimensión: Análisis e interpretación de pruebas de pozos Indicador: Comunicación de presión

Tabla 6. Comunicación de presión. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo

2

8,3

8,3

13

54,2

62,5%

9

37,5

100%

24

100%

MEDIA: 4,21

De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL Fuente: Pabón (2007)

De la tabla 6, se infiere que el 54,2% de las respuestas otorgadas por los sujetos encuestados, manifiestan una tendencia neutral al estar ni de acuerdo, ni en desacuerdo que con las pruebas de automáticas de presión se puede establecer el grado de comunicación de presión a través del campo, entre pozos, entre bloques fallados y también la transmisibilidad vertical entre yacimientos. Sin embargo, un 37,5% de los encuestados manifestaron estar totalmente de acuerdo por lo que dicho rasgo genera una alta aplicación de la tecnología, debido a que proporcionó un promedio de 4,21.

119 Subdimensión: Análisis e interpretación de pruebas de pozos Indicador: Factor de daño y permeabilidad

Tabla 7. Factor de daño y permeabilidad. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL

3

12,5%

12,5%

14

58,3%

70,8%

7

29,2%

100%

24

100%

MEDIA: 4,17

Fuente: Pabón (2007)

Con respecto a este rasgo, se les pregunto a los encuestados si la disponibilidad en tiempo real de datos suministrados durante las pruebas de presión permite tener la capacidad de diagnosticar anomalías en la producción y realizar operaciones de optimización, de tal manera que el 87,5% manifestó estar totalmente (58,3%) y de acuerdo (29,2%) con dicha afirmación. Ante esto, el promedio de este rasgo es de una media de 4,17, lo cual indica una alta aplicación de la tecnología.

120 Subdimensión: Monitoreo de los procesos de recuperación secundaria Indicador: Comportamiento del programa de inyección

Tabla 8. Comportamiento del programa de inyección. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

8

33,3%

33,3%

16

66,7%

100%

24

100%

MEDIA: 3,67

Totalmente de acuerdo TOTAL Fuente: Pabón (2007)

En la tabla 8, se aprecia que el 66,7% manifestó estar de acuerdo en que durante los procesos de recuperación secundaria en los yacimientos, el uso de una completación avanzada en los pozos permite visualizar las tendencias de avances de fluidos de inyección. Este rasgo demuestra una media de 3,67 por lo tanto, poseer el conocimiento del comportamiento del programa de inyección genera alta aplicación de la tecnología.

121 Subdimensión: Monitoreo de los procesos de recuperación secundaria Indicador: Grado de soporte de presión

Tabla 9. Grado de soporte de presión. ALTERNATIVAS Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

4

16,7%

16,7%

17

70,8

87,5

3

12,5

100%

24

100%

MEDIA: 1,96

De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL Fuente: Pabón (2007)

Según la tabla 9 al analizar la opinión de los encuestados, se encontró que un 87,5% está totalmente en desacuerdo (70,8%) o en desacuerdo (16,7%) en que al ubicar completaciones avanzadas de pozos estratégicamente en la estructura de los yacimientos no se puede monitorear y controlar las desviaciones de los procesos de recuperación secundaria. Este indicador demostró un promedio con una media de 1,96; lo cual es indicativo que existe una baja aplicación de la tecnología con el mismo.

122 Subdimensión: Perfeccionamiento y validación del modelo del yacimiento Indicador: Ajuste histórico

Tabla 10. Ajuste histórico. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL

12

50,0%

50,0%

12

50,0%

100%

24

100%

MEDIA: 4,50

Fuente: Pabón (2007)

De la tabla 10, se infiere que el 100% de las respuestas otorgadas por los sujetos encuestados, manifiestan una tendencia positiva al estar totalmente (50,0%) o de acuerdo (50,0%) que la completacion avanzada provee grabación continua de los datos de presión del yacimiento durante el tiempo de vida de los pozos. Por lo que dicho rasgo genera una alta aplicación de la tecnología con respecto a este indicador, debido a que proporcionó un promedio de 4,50.

123 Subdimensión: Perfeccionamiento y validación del modelo del yacimiento Indicador: Modelo de simulación de yacimiento

Tabla 11. Modelo de simulación de yacimiento. ALTERNATIVAS Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

12

50,0%

50,0%

12

50,0%

100%

24

100%

MEDIA: 1,50

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL Fuente: Pabón (2007)

Del detalle de la tabla 11, se infiere que el 100% de los sujetos manifestaron estar totalmente (50,0%) o desacuerdo (50,0%) que con la verificación o ajuste de los modelos de yacimientos no mejoran la descripción del yacimiento así como también la estimación de las reservas. Asimismo, este indicador evidencia un promedio de 1,50 por lo tanto, se considera una baja aplicación de la tecnología respecto a dicho indicador.

124 Subdimensión: Mediciones adicionales de monitoreo de yacimiento Indicador: Innovaciones tecnológicas

Tabla 12. Arreglos de resistividad y levantamientos sísmicos (4D). ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL

5

20,8%

20,8%

13

54,2%

75,0%

6

25,0

100%

24

100%

MEDIA: 4,04

Fuente: Pabón (2007)

En la tabla 12 se analiza que el 79,2% de las personas encuestadas respondió estar totalmente (25,0%) o de acuerdo (54,2%) en torno a que el uso de arreglos de resistividad y los levantamientos sísmicos (4D), permiten observar los cambios de producción e inyección que ocurren dentro del yacimiento alrededor de los pozos para anticipar y luego mitigar los efectos perjudiciales en la producción. De esta manera, este indicador evidencia una media de 4,04 por lo cual se considera una alta aplicación de la tecnología con dicho rasgo.

125 Subdimensión: Mediciones adicionales de monitoreo de yacimiento Indicador: Innovaciones tecnológicas

Tabla 13. Lapsos de tiempos (Sísmica 4D). ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL

6

25,0%

25,0%

15

62,5%

87,5%

3

12,5%

100%

24

100%

MEDIA: 3,88

Fuente: Pabón (2007)

De la tabla 13, se infiere que el 75,0% de las respuestas otorgadas por los sujetos encuestados, manifiestan una tendencia positiva al estar totalmente (12,5%) o de acuerdo (62,5%) que los levantamientos sísmicos se pueden usar aplicando la técnica de lapsos de tiempo (sísmica 4D) a fin de rastrear cambios de saturación y de presión, para un mejor emplazamiento de los pozos de relleno y con el objetivo de prolongar la vida productiva del campo. Por lo que dicho rasgo genera una alta aplicación de la tecnología con respecto a este indicador, debido a que proporcionó un promedio de 3,88.

126 Subdimensión: Actualización del modelo de balance de materiales Indicador: Actualización continua

Tabla 14. Actualización continua. ALTERNATIVAS Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

6

25,0%

25,0%

16

66,7%

91,7%

2

8,3%

100%

24

100%

MEDIA: 1,83

De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL Fuente: Pabón (2007)

En la tabla 14, se pude apreciar que el 91,7% de los sujetos encuestados reveló estar totalmente en desacuerdo (25,0%) o en desacuerdo (66,7%) con que al estar colocados dispositivos permanentes en el fondo con las completaciones de los pozos no permite una rápida actualización de las propiedades físicas de los fluidos. Es importante recalcar que únicamente el 8,3% de los sujetos encuestados manifestó estar neutral con esta declaración. El elemento actualización continua arrojó un promedio con una media de 1,83, lo que representa una baja aplicación de la tecnología con dicho elemento.

127 Subdimensión: Actualización del modelo de balance de materiales Indicador: Perfeccionamiento del modelo

Tabla 15. Perfeccionamiento del modelo. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

6

25,0%

25,0%

18

75,0%

100%

24

100%

MEDIA: 3,79

Totalmente de acuerdo TOTAL Fuente: Pabón (2007)

Del análisis de la tabla 15 se puede inferir que el 75.0 % de los sujetos encuestados manifiestan estar de acuerdo que el modelo de balance de materiales se mejora al poseer mediaciones de la cantidad de fluidos presentes en el yacimiento a cualquier tiempo durante el agotamiento, estimar la cantidad de hidrocarburos inicialmente en el yacimiento y predecir el comportamiento futuro de los fluidos y la recuperación total de los mismos. Este indicador produjo un promedio con una media de 3,79, valor que reportó una alta aplicación de la tecnología en cuanto perfeccionamiento del modelo de balance de materiales se refiere. Una vez analizado el comportamiento de cada uno de los indicadores a través de las medidas de tendencia central, específicamente la media, se elaboraron unos paretos para analizar el comportamiento de las subdimensiones que conforman la dimensión aspectos de ingeniería de yacimientos. Al respecto se muestran las siguientes figuras:

128 Subdimensión Monitoreo de la Presión de Yacimiento

3,96 5 4 3 2 1 0 Presión Estática de Fondo

Indicador

Figura 26. Subdimensión monitoreo de la presión de yacimiento. Fuente: Pabón (2007)

Como se observa en la figura 26, el comportamiento del indicador “Presión Estática de Fondo” demostró un promedio de 3,96; quedando en evidencia que la subdimensión Monitoreo de la Presión de Yacimiento esta representada por una alta aplicación de la tecnología de completación avanzada de pozos en las empresas operadoras de campos de petróleo en el occidente del país.

129 Subdimensión Mantenimiento de la Presión de Yacimiento

4.67 5 4 3 2 1 0 Represurización del Yacimiento

Indicador

Figura 27. Subdimensión mantenimiento de la presión de yacimiento. Fuente: Pabón (2007)

Como se puede apreciar en la figura 27, el comportamiento del indicador “Represurización del Yacimiento” demostró un promedio de 4,67. Al igual, que la subdimensión Monitoreo de la Presión Estática de Fondo, la subdimensión Mantenimiento de la Presión de Yacimiento es catalogada por los sujetos con alta aplicación de la tecnología de completación avanzada de pozos, específicamente en las empresas que operan en el occidente del país.

130 Subdimensión Análisis e Interpretación de Pruebas de Pozos

5

4.21

4.17

4 3

2.17

1.83 2 1 0 Limites del Yacimiento

Espaciamiento de Pozos

Comunicación Factor de Daño de Presión y Permeabilidad

Indicadores

Figura 28. Subdimensión análisis e interpretación de pruebas de pozo. Fuente: Pabón (2007)

Como se observa en la figura 28, el comportamiento de los indicadores “Comunicación de Presión” y “Factor de Daño y Permeabilidad” fueron los que mostraron los promedios más altos en esta subdimensión, 4,21 y 4,17 respectivamente. Sin embargo, los indicadores “Limites del Yacimiento” y “Espaciamiento de Pozos” demostraron los promedios más bajos de esta subdimensión, de 1,83 y 2,17; respectivamente. Por los antes expuesto queda en evidencia que la subdimensión Análisis e Interpretación de Pruebas de Pozos esta representada por una mediana aplicación de la tecnología evaluada.

131 Subdimensión Monitoreo de los Procesos de Recuperación Secundaria

5

3.67

4 3

1.96

2 1 0 Comportamiento del Programa Grado de Soporte de Presión de Inyección

Indicadores

Figura 29. Subdimensión monitoreo de los procesos de recuperación secundaria. Fuente: Pabón (2007)

En la figura 29, se puede apreciar el indicador “Comportamiento del Programa de Inyección” demostrando un promedio de 3,67; así mismo, el indicador “Grado de Soporte de Presión” mostró un valor cuya media fue de 1,96. En líneas generales, la subdimensión Monitoreo de los Procesos de Recuperación Secundaria presenta una mediana tendencia de aplicación de la tecnología evaluada en las empresas operadores de campos petroleros en el occidente del país.

132 Subdimensión Perfeccionamiento y Validación del Modelo de Yacimiento

4.50 5.00 4.00 3.00

1.50 2.00 1.00 0.00 Ajuste Histórico

Modelo de Simulación de Yacimiento

Indicadores

Figura 30. Subdimensión perfeccionamiento y validación del modelo del yacimiento. Fuente: Pabón (2007)

En la figura 30, se puede apreciar el comportamiento del indicador “Ajuste Histórico” demostrando un promedio de 4,50; así mismo, el indicador “Modelo de Simulación de Yacimiento” mostró un valor cuya media fue de 1,50. En líneas generales, la subdimensión Perfeccionamiento y Validación del Modelo de Yacimiento presenta una igualmente una mediana tendencia de la aplicación de la tecnología evaluada de completación avanzada de pozos, específicamente en el occidente del país.

133 Subdimensión Mediciones Adicionales de Monitoreo de Yacimiento

3,96 5 4 3 2 1 0 Innovaciones Tecnológicas

Indicador

Figura 31. Comportamiento de la subdimensión Mediciones adicionales de monitoreo del yacimiento. Fuente: Pabón (2007)

En la figura 31, se puede apreciar el comportamiento del indicador “Innovaciones Tecnológicas” demostrando un promedio de 3,96. En líneas generales, la subdimensión Mediciones Adicionales de Monitoreo de Yacimiento presenta una tendencia alta en la búsqueda

de

soluciones

tecnológicas

que

permitan

entender

aun

más

el

comportamiento del yacimiento, específicamente en las empresas operadoras de campos petroleros del occidente del país.

134 Subdimensión Actualización del Modelo de Balance de Materiales

5

3.79 4 3

1.83

2 1 0 Actualización Continua

Perfeccionamiento del Modelo

Indicadores

Figura 32. Comportamiento de la subdimensión Actualización del modelo de balance de materiales. Fuente: Pabón (2007)

En la figura 32, se puede apreciar el comportamiento del indicador “Actualización Continua”

demostrando

un

promedio

de

1,83;

así

mismo

y

el

indicador

“Perfeccionamiento del Modelo” mostró un valor cuya media fue de 3,79. En líneas generales, la subdimensión Actualización del Modelo de Balance de Materiales presenta una mediana tendencia del uso de la tecnología evaluada.

135 Aspectos de Ingeniería de Yacimiento

4.67

5 3.96

3.96

4 3.10

3.00

2.82

3

2.81

2 1 0

M onitoreo de la Presión de Yacimient o

M antenimiento de la Presión de Yacimiento

Análisis e Interpretación de Pruebas de Pozo

M onitoreo de los Perfeccionamient o Procesos de y Validación del Recuperación M odelo de Secundaria Yacimiento

M ediciones Adicionales de M onitoreo del Yacimiento.

Act ualización del M odelo de Balance de M ateriales

Subdimensión

Figura 33. Aspectos de Ingeniería de Yacimiento. Fuente: Pabón (2007)

En la figura 33, se observa la dimensión Aspectos de Ingeniería de Yacimientos a través del comportamiento de las subdimensiones consideradas para el estudio. Existen claramente dos tendencias, una alta aplicación de la tecnología con respecto a las subdimensiones Mantenimiento de la Presión de Yacimiento, Monitoreo de la Presión de Yacimiento y Mediciones Adicionales de Monitoreo de Yacimiento, los cuales demostraron promedios de 4,67, 3,96 y 3,96 respectivamente. Por otro lado, la tendencia de media aplicación resultó soportada por las subdimensiones

Análisis

e

Interpretación

de

Pruebas

de

Pozo

(3,10),

Perfeccionamiento y Validación del Modelo de Yacimiento (3,00), Monitoreo de los Procesos de Recuperación Secundaria (2,82) y Actualización del Modelo de Balance de Materiales (2,81). Con relación al cumplimiento del objetivo específico (b) el cual se refiere a determinar los niveles de aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país, vinculados a los aspectos de ingeniería de yacimientos, se da por concluido al

136 analizar la grafica anterior, referente a la dimensión Aspectos de Ingeniería de Yacimiento, donde se determinó un promedio general de la media de las subdimensiones. En relación a lo antes expuesto, dicho promedio arrojó un valor de 3,47 lo que implica al compararlo con el baremo diseñado para tal fin que existe una mediana aplicación de la completación avanzada de pozos con respecto a los aspectos de ingeniería de yacimientos específicamente en las empresas operadoras de campos petroleros en el occidente del país. Con relación al cumplimiento del objetivo específico (c) el cual se refiere a describir los aspectos de ingeniería de producción que implican el uso de las completaciones avanzadas de pozos en el occidente del país, se presentan a continuación los análisis respectivos: Variable: Ingeniería de producción Dimensión: Aspectos de ingeniería de producción Subdimensión: Optimización de la producción Indicador: Análisis nodal

Tabla 16. Análisis nodal en forma sistemática. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL Fuente: Pabón (2007)

10

41,7%

41,7%

14

58,3%

100%

24

100%

MEDIA: 4,58

137

Al analizar la tabla 16, se observa que el 100% de los encuestados opinaron estar totalmente (58,3%) o de acuerdo (41,7%), cuando se les pregunto acerca de que el análisis nodal de un sistema de producción, realizado en forma sistemática, permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos, las curvas de comportamiento de afluencia y el potencial de producción de un yacimiento. El rasgo análisis nodal en forma sistemática genera una alta aplicación de la tecnología de completación avanzada de pozos, pues arrojó un promedio de 4,58. Subdimensión: Optimización de la producción Indicador: Análisis nodal

Tabla 17. Incremento de la producción y mejoramiento de la eficiencia. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL

10

41,7%

41,7%

14

58,3%

100%

24

100%

MEDIA: 4,58

Fuente: Pabón (2007)

Al analizar la tabla 17, se observa que el 100% de los encuestados opinaron estar totalmente (58,3%) o de acuerdo (41,7%), con respecto a que por medio de este análisis se obtiene generalmente un incremento en la producción y el mejoramiento de la eficiencia de flujo cuando se trata de un pozo productor, pero cuando se trata de un pozo nuevo, permite definir el diámetro óptimo de las tuberías de producción, del

138 estrangulador, y línea de descarga por el cual debe fluir dicho pozo. El rasgo incremento de la producción y mejoramiento de la eficiencia genera una alta contribución al uso de la tecnología considerada en este estudio, pues arrojó un promedio de 4,58. Subdimensión: Optimización de la producción Indicador: Curva de comportamiento de afluencia

Tabla 18. Comportamiento de afluencia (IPR). ALTERNATIVAS Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

13

58,3%

58,3%

11

41,7%

100%

24

100%

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL

MEDIA: 1,46

Fuente: Pabón (2007)

En la tabla 18 se observa que los resultados proporcionados por los sujetos arrojaron una respuesta negativa al estar totalmente en desacuerdo (58,3%) o en desacuerdo (41,7%) al haber opinado sobre si la curva de comportamiento de afluencia de un pozo (IPR) resulta una línea recta no implica que el flujo de líquido es directamente proporcional a la caída de presión en el fondo del mismo. Este rasgo de comportamiento de afluencia (IPR) arrojó un promedio con una media de 1,46 demostrándose que el mismo genera una baja aplicación de la tecnología considerada para el estudio en las empresas investigadas.

139 Subdimensión: Optimización de la producción Indicador: Curva de comportamiento de afluencia

Tabla 19. Punto de operación. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL

17

70,8%

70,8%

7

29,2%

100%

24

100%

MEDIA: 4,29

Fuente: Pabón (2007) Del análisis de la tabla 19 se refiere a las opiniones de los entrevistados en torno a: que si una aplicación de las curvas de comportamiento de afluencia (IPR) de un pozo es la determinación del punto de operación en un sistema de producción, de tal manera que el 100% de los encuestados manifestó estar totalmente (29,2%) o de acuerdo (70,8%)

con

dicha

afirmación.

El

elemento

punto

de

operación

contribuye

favorablemente al uso de esta tecnología en las empresas estudiadas debido a que su promedio o media fue de 4,29.

140 Subdimensión: Optimización de la producción Indicador: Índice de productividad (IP)

Tabla 20. Índice de productividad (IP) a través del tiempo. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

PORCENTAJE ACUMULADO

14

58,3%

58,3%

8

33,3%

91,6%

2

8,3%

100%

24

100%

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL

MEDIA: 1,58

Fuente: Pabón (2007)

En la tabla 20 se revelan las opiniones recogidas por los entrevistados de estas empresas, considerando que el 91,6% de los mismos manifiestan estar totalmente en desacuerdo (58,3%) o en desacuerdo (33,3%) en que el índice de productividad de un pozo no varia con respecto al tiempo. El rasgo índice de productividad (IP) a través del tiempo generó baja contribución al uso de la tecnología estudiada debido a que su promedio o media fue de 1,58.

141 Subdimensión: Optimización de la producción Indicador: Índice de productividad (IP)

Tabla 21. Detección de problemas con el equipo de levantamiento. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL

16

66,7%

66,7%

8

33,3%

100%

24

100%

MEDIA: 4,33

Fuente: Pabón (2007)

En la tabla 21 se revelan las opiniones recogidas por los entrevistados, donde el 100% de los mismos manifestaron estar totalmente (33,3%) o de acuerdo (66,7%) en que al analizar el IP durante la vida productiva del pozo se puede detectar si existen problemas con el equipo de producción y/o si existe daño de formación, con lo cual se puede tomar decisiones en cuanto a la necesidad de trabajos de reparación, reacondicionamiento, estimulaciones y evaluar la efectividad de dichos trabajos. Es decir, la detección de problemas con el equipo de levantamiento resultó ser un rasgo que define una alta aplicación de la tecnología estudiada ya que su promedio o media fue de 4,33.

142 Subdimensión: Optimización de la producción Indicador: Métodos de levantamiento artificial

Tabla 22. Optimización del gas de levantamiento. ALTERNATIVAS Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

14

58,4%

58,4%

5

20,8%

79,1%

5

20,8%

100%

24

100%

De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL

MEDIA: 1,63

Fuente: Pabón (2007)

En la tabla 22 se observa que los resultados proporcionados por los sujetos arrojaron una respuesta negativa al estar totalmente en desacuerdo (58,4%) o en desacuerdo (20,8%) al haber opinado que al poseer una grabación continua de los datos de presión en el fondo del pozo no permite calibrar y optimizar el comportamiento del gas de levantamiento. Este rasgo de optimización de gas de levantamiento arrojó un promedio con una media de 1,63 demostrándose que el mismo genera una baja aplicación de la tecnología considerada para el estudio en las empresas investigadas.

143 Subdimensión: Optimización de la producción Indicador: Métodos de levantamiento artificial

Tabla 23. Mejoramiento del comportamiento de las bombas de producción. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL

11

45,8%

45,8%

13

54,2%

100%

24

100%

MEDIA: 4,54

Fuente: Pabón (2007)

Según la tabla 23, los resultados obtenidos demostraron que el 100% de los encuestados opinan estar totalmente (54,2%) o de acuerdo (45,8%) que la actualización dinámica del yacimiento utilizando los resultados del monitoreo en tiempo real a través de los dispositivos de control de flujo y sensores permanentes de presión y temperatura de fondo permite lograr que se tomen decisiones de ajustes para buscar el nivel óptimo de producción a fin de mejorar la recuperación de los. Este rasgo de mejoramiento del comportamiento de las bombas de producción arrojó una media de 4,54 por lo tanto se consideró una alta aplicación de la tecnología.

144 Subdimensión: Optimización de la producción Indicador: Generación de fluidos indeseables (agua y-o gas)

Tabla 24. Generación de fluidos indeseables (agua y/o gas). ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL

15

62,5%

62,5%

9

37,5%

100%

24

100%

MEDIA: 4,38

Fuente: Pabón (2007)

Asimismo, se puede observar en la tabla 24 que el indicador generación de fluidos indeseables (agua/gas) presenta un sesgo positivo en la respuesta otorgadas por los entrevistados. Es decir, el 100% manifestó estar totalmente (37,5%) o de acuerdo (62,5%) con respecto a que la actualización dinámica del yacimiento utilizando los resultados del monitoreo en tiempo real a través de los dispositivos de control de flujo y sensores permanentes de presión y temperatura de fondo permite lograr que se tomen decisiones de ajustes para buscar el nivel óptimo de producción a fin de mejorar la recuperación de los hidrocarburos. Lo que implica que este indicador genera una alta aplicación de la tecnología en estudio debido a que su promedio o media fue de 4,38.

145 Subdimensión: Estudio de la presión de fondo fluyente Indicador: Alteraciones de la permeabilidad

Tabla 25. Cambios en la permeabilidad absoluta. ALTERNATIVAS Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

8

33,3%

33,3%

14

58,3%

91,6

2

8,4%

100%

24

100%

MEDIA: 1,92

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL Fuente: Pabón (2007)

Con respecto a este rasgo (tabla 25), se les pregunto a los entrevistados: si la permeabilidad absoluta K, puede ser incrementada alrededor del pozo, mediante estimulación, o disminuida por daño de formación. Esto no produce un cambio en el perfil de presión hasta el radio en el cual la permeabilidad fue alterada, de tal manera que el 91,6% manifestó estar totalmente (33,3%) o en desacuerdo (58,3%) con dicha afirmación. Asimismo, este rasgo de cambios en la permeabilidad absoluta evidencia un promedio con una media de 1,92 lo cual es indicativo que genera una baja contribución al uso de esta tecnología.

146 Subdimensión: Estudio de la presión de fondo fluyente Indicador: Alteraciones de la permeabilidad

Tabla 26. Cambios en el perfil de presión. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL

3

12,5%

12,5%

5

20,8%

33,3%

13

54,2%

87,5%

3

12,5%

100%

24

100%

MEDIA: 3,67

Fuente: Pabón (2007) Asimismo, se puede observar en la tabla 26 que el rasgo cambios en el perfil de presión presenta una variabilidad en las respuestas otorgadas por los sujetos entrevistados. Así, el 66,7% de los entrevistados manifestaron estar totalmente (12,5%) o de acuerdo (54,2%) en que a menudo es imposible determinar el valor de la permeabilidad alterada o el radio de la alteración, por lo que se asume que el cambio de presión es debido a la alteración de permeabilidad ocurrida en el pozo. El 20,8% permaneció neutral, mientras que el 12,5% restaste opinan estar en desacuerdo. Lo que implica que este rasgo arrojó una mediana aplicación de la tecnología en estudio ya que su promedio o media fue de 3,67.

147 Subdimensión: Estudio de la presión de fondo fluyente Indicador: Correlación de flujo multifásico en tubería

Tabla 27. Correlación de flujo multifásico en tubería. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

PORCENTAJE ACUMULADO

13

54,2%

54,2%

11

45,8%

100%

24

100%

MEDIA: 1,46

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL Fuente: Pabón (2007)

En lo que respecta a la tabla 27, se puede apreciar que el 100% de los encuestados manifestó estar totalmente (54,2%) o en desacuerdo (45,8%) con que al estudiar los perfiles de presión generados por los dispositivos colocados en el fondo del pozo, no permite la posibilidad de determinar una correlación de flujo (vertical y horizontal) que sea la más adecuada para utilizarla en un área específica del yacimiento. Este elemento generó un promedio con una media de 1,46 lo cual es indicativo que contribuye poco al uso de la tecnología evaluada.

148 Subdimensión: Estudio de la presión de fondo fluyente Indicador: Flujo multifásico a través de estranguladores

Tabla 28. Flujo mutifásico a través de estranguladores. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL

6

25,0%

25,0%

16

66,7%

91,7%

2

8,3%

100%

24

100%

MEDIA: 3,83

Fuente: Pabón (2007)

Este análisis (tabla 28), refiere a las opiniones de los entrevistados en cuanto a que si al tener disponibles dispositivos de medición en las completaciones de los pozos, se puede desarrollar una expresión que permita predecir el comportamiento de flujo multifásico a través de estranguladores a fin de establecer tasas criticas de producción, bajo esta perspectiva los sujetos señalaron que el 75,0% están totalmente (8,3%) o de acuerdo (66,7%) con dicha afirmación. Dicho elemento constituyó un promedio de 3,83, lo que implica una mediana aplicación de la tecnología con respecto al indicador flujo multifásico a través de estranguladores.

149 Subdimensión: Estudio de la presión de fondo fluyente Indicador: Vigilancia rutinaria de la producción de arena

Tabla 29. Vigilancia rutinaria de la producción de arena. ALTERNATIVAS Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

16

66,7%

66,7%

8

33,3%

100%

24

100%

MEDIA: 1,33

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL Fuente: Pabón (2007)

Según la opinión de los encuestados de las empresas, se pudo constatar al preguntarles si el manejo de la caída de presión y del régimen de producción a lo largo de la vida productiva de un pozo no es un elemento importante para el control de la magnitud de la producción de arena, 100% indicó estar totalmente (66,7%) o en desacuerdo (33,3%) con dicha afirmación. Lo que implica que la vigilancia rutinaria de la producción de arena contribuye a generar una baja aplicación de la tecnología, debido a que su media fue de 1,33.

150 Subdimensión: Monitoreo de operaciones de estimulación Indicador: Presión máxima de tratamiento

Tabla 30. Presión máxima de tratamiento. ALTERNATIVAS Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

5

20,8%

20,8%

19

79,2%

100%

24

100%

MEDIA: 1,79

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL Fuente: Pabón (2007)

En lo que respecta a la tabla 30, los resultados proporcionados por los entrevistados expresaron, con un 100% estar totalmente (20,8%) o en desacuerdo (79,2%) con que el monitoreo continuo de la presión de tratamiento durante los trabajos de estimulación no sirve como punto de control para alcanzar eliminar el daño presente y restaurar la permeabilidad a su valor original. Asimismo, este indicador evidencia un promedio con una media de 1,79 por lo tanto, contribuye a generar una baja aplicación de la tecnología considerada en el estudio.

151 Subdimensión: Monitoreo de operaciones de estimulación Indicador: Máxima tasa de inyección durante el trabajo

Tabla 31. Máxima tasa de inyección durante el trabajo. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL

14

58,3%

58,3%

10

41,7%

100%

24

100%

MEDIA: 4,42

Fuente: Pabón (2007)

Al analizar la opinión de los encuestados (tabla 31), en cuanto a que si al tener conocimiento de la tasa de inyección a la cual se realizan los trabajos de estimulación permite realizar éstos acorde con el plan original diseñado, éstos respondieron con un 100% estar totalmente (41,7%) o de acuerdo (58,3%), con dicha afirmación. Este indicador de máxima tasa de inyección durante el trabajo constituyó una media de 4,42, lo cual es indicativo que generó una alta contribución al uso de esta tecnología en las empresas evaluadas.

152 Subdimensión: Monitoreo de operaciones de estimulación Indicador: Diseño de tratamientos

Tabla 32. Diseño de tratamientos. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL

5

20,8%

20,8%

13

54,2%

75,0%

6

25,0%

100%

24

100%

MEDIA: 4,04

Fuente: Pabón (2007)

En la tabla 32, se observa que el 79,2% de las personas encuestadas están totalmente (25,0%) o de acuerdo (54,2%) en que la disponibilidad de datos de variables de subsuelo de presión y temperatura pueden influir positivamente en el diseño de los tratamientos de estimulación reestableciendo la productividad de las formaciones dañadas de un modo eficaz desde el punto de vista de los costos de la operación. Este indicador constituyó una media de 4,04 lo cual contribuye a generar una alta aplicación de la tecnología evaluada.

153 Subdimensión: Evaluaciones de perfiles de inyección y producción en todo el pozo Indicador: Tasa de producción o inyección por intervalo

Tabla 33. Tasa de producción o inyección por intervalo. ALTERNATIVAS Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

11

45,8%

45,8%

13

54,2%

100%

24

100%

MEDIA: 1,54

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

Totalmente de acuerdo TOTAL Fuente: Pabón (2007) Con respecto a la tabla 33, los resultados proporcionados por las personas entrevistadas demostraron que el 100% están totalmente (45,8%) o en desacuerdo (54,2%) en que los dispositivos de control instalados en las completaciones avanzadas permiten evaluar las tasas de flujo relativas con que contribuyen o reciben cada una de las regiones que se encuentran expuestas al flujo en el pozo. Este indicador generó un promedio de 1,54. Dicha media reportó baja aplicación de la tecnología con respecto a este indicador.

154 Subdimensión: Evaluaciones de perfiles de inyección y producción en todo el pozo Indicador: Flujo cruzado entre intervalos

Tabla 34. Flujo cruzado entre intervalos. ALTERNATIVAS

FRECUENCIA

FRECUENCIA

ABSOLUTA

RELATIVA

PORCENTAJE ACUMULADO

Totalmente en desacuerdo En desacuerdo

Ni de acuerdo, ni en desacuerdo De acuerdo

7

29,2%

29,2%

17

70,8%

100%

24

100%

MEDIA: 3,71

Totalmente de acuerdo TOTAL Fuente: Pabón (2007) Con respecto a la tabla 34, los resultados proporcionados por los sujetos demostraron que un 70,8% están de acuerdo que si durante las etapas de la vida productiva de los pozos se puede evitar la perdida de producción debido a un diagnóstico rápido de flujo cruzado. Este indicador generó un promedio de 3,71. Dicha media reportó alta uso de la tecnología en cuestión. Una vez analizado el comportamiento de cada uno de los indicadores a través de las medidas de tendencia central, específicamente la media, se elaboraron unos paretos para analizar el comportamiento de las subdimenciones que conforman la dimensión ingeniería de producción. Al respecto se muestran las siguientes figuras:

155 Subdimensión Optimización de la Producción

5.00

4.58 4.38

4.00 2.88

3.00

2.96

3.08

2.00

1.00

0.00 Análisis Nodal

Curva de Índice de Comportamiento Productividad de Afluencia (IP)

Métodos de Levantamiento Artificial

Generación de Fluidos Indeseables (Agua/Gas)

Indicadores

Figura 34. Comportamiento de la subdimensión Optimización de la Producción. Fuente: Pabón (2007)

Como se observa en la figura 34, el comportamiento de los indicadores “Análisis Nodal” y “Generación de Fluidos Indeseables (Agua/Gas)” fueron los que mostraron los promedios más altos en esta subdimensión, 4,58 y 4,38 respectivamente. Sin embargo, los indicadores “Métodos de Levantamiento Artificial”, “Índice de Productividad (IP)” y “Curva de Comportamiento de Afluencia” demostraron los promedios más bajos de esta subdimensión, 3,08, 2,96 y 2,88, respectivamente. Por los antes expuesto queda en evidencia que la subdimensión Optimización de la Producción esta representada por una mediana aplicación de la tecnología evaluada.

156 Subdimensión Estudio de la Presión de Fondo Fluyente

5

3.83 4

2.80 3 2

1.46

1.33

1 0 Alteraciones de la Correlación de flujo Flujo multifásico a Vigilancia rutinaria de la producción de través de permeabilidad multifásico en arena estranguladores tubería

Indicadores

Figura 35. Comportamiento de la subdimensión Estudio de la Presión de Fondo Fluyente. Fuente: Pabón (2007)

Asimismo puede apreciarse en la figura 35, donde el indicador “Flujo Multifásico a través de Estranguladores” arrojó una media de 3,83; seguidamente de los indicadores “Alteraciones de la Permeabilidad”, “Correlación de Flujo Multifásico en Tubería” y “Vigilancia Rutinaria de la Producción de Arena” con medias de 2,80, 1,46 y 1,33, respectivamente, lo cual se traduce en que la subdimensión Estudio de la Presión de Fondo Fluyente presenta una baja a mediana tendencia a la aplicación de la tecnología de completación avanzada de pozos.

157 Subdimensión Monitoreo de Operaciones de Estimulación

4.42

5

4.04

4 3

1.79 2 1 0 Presión máxima de Máxima tasa de tratamiento inyección durante el trabajo

Diseño de tratamientos

Indicadores

Figura 36. Comportamiento de la subdimensión Monitoreo de Operaciones de Estimulación. Fuente: Pabón (2007)

Con respecto a la figura 36, donde se analiza el comportamiento de la subdimensión Monitoreo de Operaciones de Estimulación por medio de los indicadores “Máxima Tasa de Inyección durante el Trabajo”, “Diseño de Tratamientos” y “Presión Máxima de Tratamiento” los cuales arrojaron medias de 4,42, 4,04 y 1,79, respectivamente. Por los antes expuesto queda en evidencia que la subdimensión Monitoreo de Operaciones de Estimulación esta representada por una mediana aplicación de la tecnología evaluada.

158 Subdimensión Evaluación de Perfiles de Inyección y Producción en todo el Pozo

5

3.71 4 3

1.54 2 1 0 Tasa de producción o inyección por intervalo

Flujo cruzado entre intervalos

Indicadores

Figura 37. Comportamiento de la subdimensión Evaluación de Perfiles de Inyección y Producción en todo el Pozo. Fuente: Pabón (2007)

Con respecto a la figura 37, donde se analiza los indicadores “Tasa de Producción o Inyección por Intervalo” y “Flujo Cruzado entre Intervalos”, se demostró una media de 1,54 y 3,71 respectivamente, lo cual implica que la subdimensión Evaluación de Perfiles de Inyección y Producción en todo el Pozo se ubica en la categoría de mediana contribución para la aplicación de la tecnología en estudio.

159 Aspectos de Ingeniería de Producción

5 4

3.58

3

3.42 2.63

2.35

2 1 0

Optimización de la Producción

Estudio de la Presión de Fondo Fluyente

Monitoreo de Operaciones de Estimulación

Evaluación de perfiles de inyección y producción en todo el pozo

Subdimensión

Figura 38. Aspectos de Ingeniería de Producción. Fuente: Pabón (2007)

En la figura 38, se observa la dimensión Aspectos de Ingeniería de Producción, a través del comportamiento de la subdimensión Optimización de la Producción, la cual demostró un promedio de 3,58; la subdimensión Estudio de la Presión de Fondo Fluyente demostró un promedio de 2,35; la subdimensión Monitoreo de las Operaciones de Estimulación demostró un promedio de 3,42 y finalmente la subdimensión Evaluación de Perfiles de Inyección y Producción en todo el Pozo que demostró un promedio de 2,63. Con relación al cumplimiento del objetivo específico (d) el cual se refiere a determinar los grados de aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país, relacionados a los aspectos de ingeniería de producción, se da por concluido al analizar la grafica anterior, referente a la dimensión Aspectos de Ingeniería de Producción, donde se determinó un promedio general de la media de las subdimensiones.

160 Por lo antes mencionado, se determinó un valor para la media de 2,99 lo que implica un mediano grado de aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país, relacionadas a los aspectos de ingeniería de producción. Asimismo con relación al cumplimiento del objetivo específico (e) establecer la integración de la ingeniería de yacimientos y de producción de la completación avanzada de pozos en el occidente del país, se procedió a calcularlo estadísticamente a través del coeficiente de rangos ordenados de Spearman, por considerar que ambas variables fueron medidas en escalas de estadísticas ordinales. Para la aplicación del coeficiente estadístico de Spearman, sustituyendo valores en dicho coeficiente explicado en el capítulo III, numeral 5 análisis de datos, se obtiene un valor de rs = 0,976.

Discusión de los resultados

Luego de haber analizado los resultados de las encuestas con el análisis estadístico de los datos por cada uno de los objetivos específicos del estudio, se procede a contrastar dichos resultados con las bases teóricas referidas en el capitulo II. Los mismos se redactan en el orden en que aparecen los objetivos específicos a cumplir en dicha investigación: Con respecto al objetivo específico a) que implica describir los aspectos de ingeniería de yacimientos que involucran la aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país, los resultados evidenciados respecto a estos aspectos en general, señalan una tendencia de mediana a alta aplicación de dicha tecnología por las empresas operadoras de campos petroleros en el occidente del país. Al respecto Baker y otros (1995) establecen que el comportamiento de los yacimientos puede ser monitoreado fácilmente en tiempo real, veinticuatro horas al día, día tras día y a lo largo del tiempo de vida del yacimiento. Además de ver el comportamiento del yacimiento diariamente, se puede examinar la respuesta a cambios en producción o procesos de recuperación secundaria y así como también grabar los eventos para ayudar a diagnosticar los posibles problemas monitoreando las acciones de remediación. Explican los autores que todas las aplicaciones que describen el comportamiento del yacimiento que pueden tener influencia en el uso de la tecnología de completación

161 avanzada requieren de un dispositivo de medición en el fondo del pozo, a su vez, en algunos casos un segundo dispositivo ha sido usado para observar la redundancia de los datos. Citan estos autores, que las aplicaciones, desde el punto de vista de ingeniería de yacimientos, utilizan los sistemas de monitoreo permanentes son caracterizadas como aplicaciones para la gestión del yacimiento, entre las cuales se encuentran: pruebas de interferencia, control de la presión del yacimiento, pruebas transiente de pozos, cotejo histórico, comportamiento del pozo, fracturamiento hidráulico y datos de presión en el fondo del hoyo Al mismo tiempo, Eck y otros (2000) afirman que una vez instalados en el fondo del pozo los sistemas de monitoreo permanentes los datos aplican en dos problemas de producción generales: el drenaje de los yacimientos y la productividad del pozo. Para tal efecto los aspectos relativos al drenaje del yacimiento comprenden: monitoreo de la presión, mantenimiento de la presión, modelos de balance de materiales y de simulación dinámica de los yacimientos. Así pues, dentro de los aspectos de ingeniería de yacimientos que influyen notablemente en la aplicación de la tecnología de completación avanzada de pozos de las empresas operadoras de campos petroleros objeto de estudio, el Mantenimiento de la Presión del Yacimiento fue percibido por los sujetos encuestados como una de las subdimensiones que genera mayor aplicación de dicha tecnología. Dentro de ese mismo marco, al evaluar la subdimensión Monitoreo de la Presión de Yacimiento en las empresas sujetas al estudio, los sujetos encuestados percibieron en líneas generales una alta aplicación de la tecnología, haciendo énfasis en que al poseer un conocimiento continuo de los datos de presión estática de fondo en los pozos, se marca un revelamiento acerca de como es la evolución de la vida útil de un yacimiento a medida que va transcurriendo el tiempo. Asimismo, al evaluar la subdimensión Mediciones Adicionales de Monitoreo de Yacimiento en las empresas sujetas al estudio, los encuestados percibieron en líneas generales una alta aplicación de la tecnología; si nos vamos más al detalle los encuestados perciben que los datos sísmicos pueden incrementar el valor de los activos en todas las etapas de la vida productiva del yacimiento. Las tres subdimensiones antes descritas desde el punto de vista de ingeniería de yacimiento juegan un papel importante a la hora de tomar la decisión de incorporar la

162 tecnología de completación avanzada de pozos en las empresas evaluadas en el occidente del país. Esto a fin de tener un mejor entendimiento del comportamiento del yacimiento y minimizar la incertidumbre de las variables que impactan el proceso de recuperación de los hidrocarburos. En otro orden de ideas, al evaluar la subdimensión Análisis e Interpretación de Pruebas de Pozos en las empresas consideradas para el estudio los sujetos encuestados percibieron en líneas generales una mediana aplicación, si nos vamos a más al detalle, en primer orden se encuentra la comunicación de presión como elemento de mayor influencia en cuanto al uso de la tecnología para establecer el grado de comunicación a través del campo, entre pozos, bloques y fallas. En segundo orden, aparece el elemento factor de daño y permeabilidad en cuanto al posible beneficio de minimizar las intervenciones y poseer datos del yacimiento en tiempo real. En tercer orden, aparece el espaciamiento entre pozos para estimar de cierta forma el área de drenaje por pozo y definir el número de pozos óptimos para drenar las reservas involucradas. Y finalmente en cuarto orden, el elemento limites del yacimiento repercutiendo sobre la estimación de las posibles extensiones físicas del yacimiento, definir el volumen de hidrocarburos original y la posible incorporación de reservas. Al respecto, el Tibold y otros (2000) manifiestan que la ingeniería de yacimientos y las geociencias requieren de pruebas de pozos para proveer una mayor comprensión de los datos que sean altamente precisos y medidos para generar un plan de gestión confiable de los activos de hidrocarburos. Esto se logra a través de sistemas de monitoreo permanentes que proveen medición de datos continuos de presión, temperatura y tasas de flujo en ambientes adversos de completación de pozos técnicamente ejecutables. Asimismo, al evaluar la subdimensión Monitoreo de los Procesos de Recuperación Secundaria en las empresas consideradas para el estudio, las personas que opinaron percibieron en líneas generales una mediana aplicación de la tecnología evaluada con respecto a esta subdimensión. Sin embargo, mostraron interés por el hecho de conocer como es el comportamiento del programa de inyección y el grado de soporte de la presión debido a estos procesos de recuperación secundaria. En ese sentido, Baker y otros (2000) explican que el control de los procesos de recuperación secundaria es una aplicación para gestionar el comportamiento del yacimiento a través del mantenimiento de la presión de fondo fluyente en el pozo por

163 encima de la presión de saturación por el monitoreo permanente de datos de los dispositivos colocados en la completación de los pozos mientras se ajustan los flujos de inyección de agua o gas. Con respecto a la subdimensión Perfeccionamiento y Validación del Modelo de Yacimiento, un importante porcentaje de los sujetos entrevistados manifestaron la necesidad de establecer un medio para cotejar el histórico de presiones del modelo dinámico de yacimiento. Sin embargo, estos opinan que el modelo de simulación de yacimiento implica un rasgo que escasamente pueda ayudar a soportar el uso de las completaciones avanzadas de pozos; estos elementos de la subdimensión evaluada permiten medir como los sujetos encuestados perciben una baja aplicación de la tecnología en estudio. Dentro de esta perspectiva, Algeroy y otros (1999) manifiestan que el cotejo histórico de presión por medio de los datos obtenidos de los sistemas de monitoreo permanente proveen una grabación continua de los mismos durante el tiempo de vida de los pozos y por ende del yacimiento. Es decir, plantean que los datos medidos de estos dispositivos juegan un rol vital para lograr un ajuste histórico de los datos a fin de obtener un refinamiento del modelo dinámico. En otro orden de ideas, al evaluar la subdimensión Actualización del Modelo de Balance de Materiales en las empresas consideradas para el estudio los sujetos encuestados percibieron en líneas generales una mediana aplicación, si nos vamos a más al detalle, en primer orden se encuentra el perfeccionamiento del modelo como elemento de mayor influencia en cuanto al uso de la tecnología para establecer un control del flujo entre los intervalos expuestos al flujo dentro y fuera de cada área de interés para de alguna manera obtener un equilibrio entre los volúmenes extraídos. En segundo orden, aparece el elemento actualización continua que mostró entre los sujetos entrevistados una baja tendencia a su aplicación por medio de esta tecnología. Con respecto al cumplimiento del objetivo específico b) determinar los niveles de aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país, vinculados a los aspectos de ingeniería de yacimientos, los resultados evidenciaron una mediana a alta aplicación de la completación avanzada de pozos en las empresas operadoras de campos petroleros sujetas a dicho estudio. En ese sentido, Al-Asimi y otros (2003) plantean que las tecnologías innovadoras de completación avanzada de pozos permiten a los equipos multidisciplinarios de los

164 activos de petróleo y gas observar los cambios que ocurren dentro del yacimiento alrededor de sus pozos de producción e inyección para anticipar y luego mitigar los efectos perjudiciales en la producción. Los datos que se obtienen de esta tecnología ayudan a los equipos de los activos a construir estrategias de desarrollo de producción y estrategias de recuperación y mejoramiento a nivel de campo en base a la simulación de yacimientos. Así como los aumentos de la producción de agua o gas como consecuencia de irrupciones de los fluidos de inyección asociados con técnicas de recuperación secundaria o cambios en los contactos de fluidos, se pueden predecir antes de que ocurran, permitiendo así un manejo más proactivo del yacimiento. Según los autores antes mencionados se esta avanzando rápidamente en la aplicación de esta tecnología y apenas el poder manejar el yacimiento verdaderamente de un modo integral apenas esta comenzando a convertirse en una realidad. Por otro lado, para el cumplimiento del objetivo específico c) describir los aspectos de ingeniería de producción que implican el uso de la completación avanzada de pozos en el occidente del país; en líneas generales, los resultados de estos aspectos arrojaron una tendencia a la mediana o moderada contribución al uso de la tecnología evaluada. En ese sentido, Eck y otros (2000) mencionan que las aplicaciones típicas, desde el punto de vista de ingeniería de producción, de los datos obtenidos con sensores instalados en forma permanente en el fondo del pozo se tienen: interpretación y análisis de pruebas de pozos (recuperación de presión, fluencia, flujo a tasas múltiples e interferencia); así como también, datos de entrada para análisis nodal, índice de productividad y variación a largo plazo de la medición del IP, generación de agua, correlación de la tasa de producción de arena y de gas en función de la presión, estudio de la presión fluyente en el fondo del pozo para determinar la tasa máxima de producción, monitoreo en tiempo real de operaciones de fracturamiento y estimulación y finalmente evaluación de perfiles de inyección y producción en todo el pozo. Dentro de ese mismo orden, señalan Baker y otros (1995) que las aplicaciones desde el punto de vista de ingeniería de producción bajo la condición de pozo se enfoca en las siguientes aspectos: acceso restringido a los pozos, pozos altamente desviados y pozos con bombeo. Ante esto, dentro de los aspectos de ingeniería de producción que influyen en generar una mayor aplicación de la tecnología evaluada en las empresas presentes en

165 el estudio, están en primer orden la subdimensión Optimización de la Producción donde el elemento análisis nodal, al igual que generación de fluidos indeseables (agua/gas) generan una alta contribución al uso de la tecnología en estudio. En segundo orden, se encuentran los elementos métodos de levantamiento artificial, índice de productividad (IP) y curva de comportamiento de afluencia, en cuanto al uso de la tecnología que les proporciona a los sujetos entrevistados una moderada aplicación, lo cual permite afirmar que en líneas generales que las empresas operadoras de campos petroleros en el occidente del país tienen una mediana aplicación con respecto a esta subdimensión evaluada. En cuanto a la subdimensión Estudio de la Presión de Fondo Fluyente vincula a la aplicación de la tecnología, pero contribuye en líneas generales moderadamente a su uso, así pues, los sujetos encuestados perciben a los elementos flujo multifásico a través de estranguladores y a alteraciones de la permeabilidad como los que tienen mayor influencia en esta subdimensión. Sin embargo, una proporción importante de sujetos, no vincula a los elementos correlación de flujo multifásico en tubería y vigilancia rutinaria de la producción de arena a ser considerados como rasgos que implican fuertemente la aplicación tecnológica de completación avanzada de pozos. Al respecto, CIED (1995) establece que es de gran importancia poseer datos de presión que permitan generar perfiles del comportamiento de la variable presión a fin de poder analizar, diagnosticar y evaluar los factores que más afectan la evolución del IP en el tiempo con cambios en la presión fluyente. En otro orden de ideas, al evaluar la subdimensión Monitoreo de Operaciones de Estimulación en las empresas consideradas para el estudio los sujetos encuestados percibieron en líneas generales una mediana o moderada aplicación, si nos vamos a más al detalle, en primer orden se encuentra la tasa máxima de inyección durante el tratamiento como elemento de mayor influencia en cuanto al uso de la tecnología para establecer un control del flujo entre los intervalos expuestos al flujo para de alguna manera obtener una penetración del tratamiento en toda la sección a estimular. En segundo orden, aparece el elemento diseño de tratamientos que mostró entre los sujetos entrevistados una alta vinculación al uso de esta tecnología a fin de controlar los parámetros de fractura y lecturas de presión en tiempo real para optimizar los trabajos. Y finalmente el elemento presión máxima de tratamiento mostró una baja contribución

166 del uso de esta tecnología a fin de monitorear la presión en el fondo del hoyo durante los trabajos de estimulación Al respecto, Baker y otros (1995) manifiestan que la disponibilidad de datos en tiempo real de presión en el fondo del hoyo permite que las operaciones de estimulación sean optimizadas y por razones operacionales en donde existan ambientes adversos tales como operaciones costa afuera, aguas profundas, y diversas arquitecturas de pozos, estos datos pueden ser obtenidos solo de sistemas de monitoreo permanentes instalados en la completación. En el cuarto orden se presenta, la subdimensión Evaluación de Perfiles de Inyección y Producción en todo el Pozo que vincula a la aplicación de la tecnología, la cual contribuye en líneas generales mediana o moderadamente a su uso, así pues, los sujetos encuestados perciben que el elemento flujo cruzado entre intervalos como un rasgo que más influyen en esta subdimensión evaluada. Sin embargo, una proporción importante de los entrevistados, vincula a la tasa de producción o inyección por intervalo como un elemento que vincula poco a la aplicación de la tecnología evaluada. Dentro de este marco de ideas, Algeroy y otros (1999) exponen que el monitoreo y el control de flujo desde la superficie constituyen los primeros pasos en el proceso de optimización de las tuberías del yacimiento. En forma ideal, en el futuro, el manejo de yacimientos incluirá como operaciones de rutina la observación y la recolección de datos y su interpretación, y la intervención. La actualización dinámica del modelo de yacimiento utilizando los resultados del monitoreo en tiempo real, maximiza el valor de los datos y le permite a las empresas operadoras de campos realizar ajustes inteligentes en las válvulas subterráneas, que controlan el flujo proveniente del yacimiento, determinando el nivel optimo de flujo así como también la distribución de la producción total al área que esta expuesta al flujo. Con respecto al cumplimiento del objetivo específico d) determinar los grados de aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país, relacionados a los aspectos de ingeniería de producción, las personas encuestadas expresaron percibir una mediana o moderada aplicación de esta tecnología estudiada. Al respecto Al-Asimi y otros (2003) expresan que las empresas proveedoras de tecnologías de completación avanzada están trabajando en conjunto con las operadoras de campos a fin de superar los desafíos de optimización de la producción y garantizar que el manejo de los activos y de los yacimientos se convierta en una realidad para alcanzar el

167 objetivo principal que es maximizar la recuperación a un ritmo de producción acelerado a un menor costo. Asimismo para el cumplimiento del objetivo e) que se refiere a establecer la integración de la ingeniería de yacimientos y producción de las completación avanzada de pozos en el occidente del país, los resultados arrojaron un coeficiente de correlación de rangos ordenados por Spearman de 0,976; lo cual significa que existe una relación de magnitud significativa y de dirección positiva muy fuerte entre ambas variables, lo que sugiere que a mayores aspectos de ingeniería de yacimiento involucrados en la completación avanzada de pozos, mayor serán los aspectos de ingeniería de producción implicados en dicha tecnología. Desde esa perspectiva, Baker y otros (1995) explican que los sistemas de monitoreo permanentes miden y graban el comportamiento tanto del yacimiento como la producción de los pozos por medio de dispositivos colocados en el fondo del hoyo durante la completación. Estas mediciones suministran información esencial para gestionar dinámicamente los activos de hidrocarburos permitiendo aplicar las técnicas de optimización de producción, diagnosticar problemas, redefinir el desarrollo del campo y ajustar los modelos del yacimiento.

CAPÍTULO V

CONCLUSIONES

En esta sección se encuentran los hallazgos conclusivos del estudio en el orden de presentación de los objetivos específicos: Con respecto al cumplimiento del objetivo específico a) que se refiere a describir los aspectos de ingeniería de yacimientos que involucran la aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país, los resultados estadísticos refieren que los aspectos en general, reflejan una mediana a alta aplicación de la tecnología, lo cual infiere que dichas empresas objeto de estudio tienen un área de mejora dentro de sus activos en la incorporación temprana de esta tecnología. Dentro de los aspectos de ingeniería de yacimientos que involucran el uso de la tecnología objeto del estudio, se observó dos tendencias bien definidas. La primera de ellas fue una alta implicación al uso de esta tecnología dado por las subdimensiones Mantenimiento de la Presión, Monitoreo de la Presión de Yacimiento y Mediciones Adicionales de Monitoreo de Yacimiento. Y la segunda tendencia debido a las subdimensiones Análisis e Interpretación de Pruebas de Pozos, Perfeccionamiento y Validación del Modelo de Yacimiento, Monitoreo de los Procesos de Recuperación Secundaria y Actualización del Modelo de Balance de Materiales, las cuales fueron catalogadas como mediana implicación del uso de la tecnología en cuestión. Por otro lado, con respecto al cumplimiento del objetivo específico b) determinar los niveles de aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país, vinculados a los aspectos de ingeniería de yacimientos, los resultados reflejaron que los sujetos entrevistados perciben en general un nivel de aplicación medio o moderado de la completación avanzadas de pozos vinculados a los aspectos de ingeniería de yacimientos. Por lo que se concluye, que dichas empresas están trabajando para incorporar tecnologías alternativas en sus activos. Por otro lado, para el cumplimiento del objetivo específico c) describir los aspectos de ingeniería de producción que implican el uso de la completación avanzada de pozos en el occidente del país, los resultados señalan en líneas generales que los aspectos se encuentran definidos como de mediana o moderada contribución a la aplicación de la completación avanzada de pozos, lo que se infiere que dichas empresas objeto de

169 estudio apenas comienzan a sacar provecho de esta tecnología a fin de acelerar la producción a un menor costo o con el mínimo uso de los recursos. Con respecto al cumplimiento del objetivo específico d) determinar los grados de aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país, relacionados a los aspectos de ingeniería de producción, en líneas generales, los resultados de estos aspectos arrojaron una tendencia a la mediana o moderada contribución al uso de la tecnología evaluada. Dentro de los aspectos de ingeniería de producción que involucran el uso de la tecnología objeto del estudio, se observó una mediana o moderada implicación al uso de esta tecnología dado por las subdimensiones Optimización de la Producción, Monitoreo de Operaciones de Estimulación, Evaluación de Perfiles de Inyección y de Producción en todo el Pozo y finalmente Estudio de la Presión de Fondo Fluyente. Finalmente para el cumplimiento del objetivo e) el cual se refiere a establecer la integración de la ingeniería de yacimientos y de producción de la completación avanzada de pozos en el occidente del país, los resultados arrojaron un coeficiente de correlación de rangos ordenados por Spearman de 0,976; lo cual significa que existe una relación de magnitud significativa y de dirección positiva muy fuerte entre ambas variables, lo que sugiere que a mayores aspectos de ingeniería de yacimientos involucrados en la completación avanzada de pozos, mayor serán los aspectos de ingeniería de producción implicados en dicha tecnología.

CAPÍTULO VI

RECOMENDACIONES

Tomando en cuenta los resultados reflejados en la presente investigación se exponen las siguientes recomendaciones: Continuar con la incorporación temprana de tecnologías alternativas tal como la completación avanzada de pozos para la búsqueda de maximizar la recuperación de los hidrocarburos de los activos. Realizar de nuevo el estudio en corto plazo para confirmar o actualizar los últimas tendencias y dirección en la adopción de tecnologías a fin de identificar y describir que aspectos influyen en la aplicación de la misma, pues ello dará una idea de cómo se encuentra en determinado momento la empresa y por ende el sector en el negocio de exploración y producción de petróleo y gas, y con ello, detectar oportunidades de mejoramiento. Estudiar los casos en donde hubo falla del sistema de monitoreo permanente para realizar una evaluación correcta de los procedimientos de diseño e instalación. Implementar la práctica de dar un adiestramiento rápido a la implementación de la tecnología a través de un proceso de desarrollo de productos ajustados a las necesidades específicas de los activos de petróleo y gas. Cuantificar la incertidumbre de las variables estudiadas a fin de determinar cual es el impacto económico (riesgo) de los aspectos de ingeniería de yacimientos y de producción que influyen en la aplicación de la tecnología de completación avanzada de pozos.

171 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Alvarado, D. (1987). “Análisis de Pruebas de Presión”. Universidad del Zulia INPELUZ. Maracaibo, Zulia. Venezuela. Algeroy, J. (1999). “Control remoto de yacimientos” Oilfield Review 11, N°.3. (Otoño 1999); 18-29. Al-Asimi, M. (2003). “Avances en materia de vigilancia de pozos y yacimientos” Oilfield Review 15, N°.2. (Primavera 2003); 14-37. Arias, F. (2006). El proyecto de investigación. Caracas, Venezuela: Episteme, C.A. Quinta edición. Baker, A. (1995). “Permanent Monitoring- Looking at Lifetime Reservoir Dynamics”. Oilfield Review (Invierno 1995). Bates, R.; Cosad, Ch, y Fielder L. (2004). “Examinando pozos productores: Supervisión de los sistemas ESP”. Oilfield Review (Otoño 2004). Tulsa Oklahoma. Bavaresco, A. (2001). Proceso metodológico en la investigación. Maracaibo, Venezuela: La Universidad del Zulia. Cuarta edición. Blanco, N. (2000). Instrumentos de recolección de datos primarios. Maracaibo, Venezuela: Dirección de Cultura de La Universidad del Zulia. Centro Internacional de Educación y Desarrollo-CIED. (1997) “Caracterización Energética de los Yacimientos”. Venezuela. Centro Internacional de Educación y Desarrollo-CIED (1997) “Completación y Reacondicionamiento de Pozos”. Venezuela. Centro Internacional de Educación y Desarrollo-CIED (1997) “Optimización de Sistemas de Producción”. Venezuela. Centro Internacional de Educación y Desarrollo-CIED (1997) “Perfiles de Pozos Entubados”. Venezuela. Segunda edición. Chavez, N. (2001) Introducción a la investigación educativa. Maracaibo, Venezuela.

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174 APÉNDICE A

Formato de validación del instrumento de recolección de datos

Ciudadano. Mgs. / Dr. Presente

Me dirijo a usted en la oportunidad de saludarle y a la vez agradecer el ejercer de JUEZ EVALUADOR de un instrumento (cuestionario), que ha sido elaborado con el propósito de recabar información sobre los aspectos de ingeniería de yacimiento y producción que tienen influencia en la aplicación de la tecnología de completación avanzada de pozos en el occidente del país. Su selección como JUEZ se fundamenta en sus conocimientos y reconocida experiencia, considerando que su aporte será muy valioso y servirá de gran ayuda en la conducción de esta investigación, agradezco pues su dedicación en la revisión de cada uno de los ítems y efectuar las recomendaciones que crea pertinente en los aspectos, elementos o rasgos que se deben mejorar, para que el instrumento este cien por ciento claro, sencillo y fácil de responder. Para facilitar su colaboración anexo información relacionada a la investigación en estudio. Sin más por los momentos, agradeciendo la atención dispensada a la presente solicitud, quedo de usted, atentamente.

Ing. Luis Pabón

175 INSTUMENTO DE VALIDACIÓN

1.- IDENTIFICACION DEL EXPERTO. Nombre y Apellido ___________________________________________ Instituto donde Trabaja _______________________________________ Titulo de Pregrado ___________________________________________ Titulo de Postgrado __________________________________________ Instituto donde lo obtuvo ______________________________________ Año ____________

2.- TITULO DE LA INVESTIGACIÓN Integración de la ingeniería de yacimientos y de producción en completación avanzada de pozos.

2.1.- OBJETIVO GENERAL Integrar la ingeniería de yacimientos y de producción en la completación avanzada de pozos en el occidente del país.

2.2.- OBJETIVOS ESPECIFICOS (a) Describir los aspectos de ingeniería de yacimiento que involucran la aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país. (b) Determinar los niveles de aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país, vinculados a los aspectos de ingeniería de yacimientos. (c) Describir los aspectos de ingeniería de producción que implican el uso de la completación avanzada de pozos en el occidente del país. (d) Determinar los grados de aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país, relacionados a los aspectos de ingeniería de producción. (e) Establecer la integración de la ingeniería de yacimientos y de producción de la completación avanzada de pozos en el occidente del país.

176 3.- SISTEMA DE VARIABLES 3.1.- DEFINICIÓNES CONCEPTUALES 3.1.1.- INGENIERÍA DE YACIMIENTO Son los elementos que desde el punto de vista de la ingeniería de yacimiento involucran la aplicación de los sistemas permanentes de monitoreo instalados en el fondo del hoyo durante la completación de los pozos, los cuales permiten medir y registrar no solo el comportamiento de los yacimientos sino también el desempeño de los pozos (Baker y otros, 1995).

3.1.2.- INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Son aquellos componentes que desde el punto de vista de ingeniería de producción implican el uso de la completación avanzada de pozos a fin de obtener un mejoramiento en la producción para la optimización de la explotación del yacimiento, los cuales permiten detectar la presencia de una brecha entre la productividad real y el potencial del pozo de manera de llevar a cabo acciones correctivas de forma preventiva (Lowe y otros, 1999).

3.2.- DEFINICIÓNES OPERACIONALES 3.2.1.- INGENIERÍA DE YACIMIENTO Operacionalmente consiste en el resultado que se obtendrá a través de la aplicación de un instrumento elaborado por Pabón (2007) para medir la variable Ingeniería de Yacimiento por medio de una (1) dimensión, siete (7) sub-dimensiones y trece (13) indicadores que se muestran en el cuadro de operacionalización de dicha variable. Ver Cuadro 4. Esta variable será medida por medio de un cuestionario con escala tipo Likert, el cual está conformado por afirmaciones de tipo cerradas o con múltiples opciones, cuenta con quince (15) ítems y cinco (5) opciones de respuesta (totalmente de acuerdo, de acuerdo, ni de acuerdo ni en desacuerdo, desacuerdo y totalmente en desacuerdo), a las cuales se le asignaron puntuaciones entre 5 y 1.

3.2.2.- INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN

177 Operacionalmente consiste en el resultado que se obtendrá a través de la aplicación de un instrumento elaborado por Pabón (2007) para medir la variable Ingeniería de Producción por medio de una (1) dimensión, cuatro (4) sub-dimensiones y catorce (14) indicadores que se muestran en el cuadro de operacionalización de la variable. Ver cuadro 5. Al igual que la variable anterior, será medida por medio de un cuestionario con escala tipo Likert, el cual está conformado por afirmaciones de tipo cerradas o con múltiples opciones, cuenta con diecinueve (19) ítems y cinco (5) opciones de respuesta (totalmente de acuerdo, de acuerdo, ni de acuerdo ni en desacuerdo, desacuerdo y totalmente en desacuerdo), a las cuales se le asignaron puntuaciones entre 5 y 1.

4.- INFORMACION ADICIONAL 4.1.- TIPO DE INVESTIGACION El tipo de investigación se tipifica como correlacional, descriptiva y aplicada.

4.2.- DISEÑO DE LA INVESTIGACION El diseño de la presente investigación es no experimental, transeccional correlacional y de campo.

4.3.- POBLACION. La población objeto estudio de la presente investigación, estuvo constituida por las mediciones u observaciones sobre los aspectos de ingeniería de yacimiento y de producción en la completación avanzada de pozos en el occidente del país La unidad de información de la presente investigación estuvo constituida por diez empresas entre operadoras de campos petroleros y proveedoras de tecnologías de completación avanzada de pozos al cual se tuvo acceso para efectos del estudio, las cuales se encuentran ubicadas en el occidente del país, pertenecen a la industria del petróleo y gas, y a su vez están establecidas en Venezuela desde hace varios años en el sector energético nacional. La unidad de análisis estuvo constituida por los grupos multidisciplinarios de las unidades de exploración y producción de las empresas operadoras de campos petroleros, específicamente en las áreas de yacimiento y producción. A su vez, los

178 grupos de desarrolladores de negocios que dan soporte técnico en las áreas de yacimiento y producción en las empresas de servicios de la tecnología de completación avanzada de pozos. La unidad de observación estuvo representada por un total de 24 sujetos que laboran en las empresas que fueron objeto del estudio, se distribuyeron de la siguiente manera, 16 pertenecientes a las empresas operadoras de campos petroleros y 8 pertenecientes a las empresas proveedoras de la tecnología de completación avanzada de pozos.

Cuadro 6. Marco Poblacional de la Investigación. Nombre de la empresa

Unidad de

Área

observación

de conocimiento

PDVSA

4

2 Yacimiento

PETROBRAS

4

2 Yacimiento

2 Producción

2 Producción REPSOL YPF

4

2 Yacimiento 2 Producción

BP

2

1 Yacimiento 1 Producción

CHEVRON-TEXACO

2

1 Yacimiento 1 Producción

HALLIBURTON

2

1 Yacimiento

SCHLUMBERGER

2

1 Yacimiento

1 Producción

1 Producción BAKER HUGHES

2

1 Yacimiento 1 Producción

ABB

1

1 Yacimiento

WEATHERFORD

1

1 Producción

Total

24

Fuente: Pabón (2007)

4.4.- TECNICAS E INSTRUMENTOS DE RECOLECCION DE DATOS

179 En esta investigación el autor diseñó un cuestionario para medir la ingeniería de yacimientos y de producción, ambas variables en el contexto de las aplicaciones en completación avanzada de pozos. Se elaboró los ítems que conformaron al instrumento con la totalidad de reactivos o preguntas de tipo cerradas con múltiples opciones, a las cuales se les asignó la puntuación con un direccionamiento positivo, es decir, bajo el enfoque positivista, y fueron formuladas con la técnica de escala estadística de tipo ordinal tipo Likert, con cinco (5) opciones de respuestas. Las opciones de respuesta para el instrumento diseñado fueron: totalmente de acuerdo, de acuerdo, ni de acuerdo ni en desacuerdo, desacuerdo y totalmente en desacuerdo, a las cuales se le asignaron puntuaciones entre 5 y 1, tal como se visualiza en el siguiente cuadro:

Cuadro 7. Opciones de respuestas y ponderación de preguntas. AFIRMACIÓN CON TENDENCIA POSITIVA 1

OPCIONES DE RESPUESTA

Totalmente en

AFIRMACIÓN CON TENDENCIA NEGATIVA 5

Desacuerdo 2

En Desacuerdo

4

3

Ni de acuerdo ni en

3

desacurerdo 4

De Acuerdo

2

5

Totalmente de Acuerdo

1

Fuente: Pabón (2007).

El cuestionario diseñado por el autor fue aplicado a la unidad de observación definida para este estudio, el cual midió la variable ingeniería de yacimientos constituida

180 por una dimensión, 7 sub-dimensiones y 13 indicadores, haciendo un total de 15 ítems. Y a variable ingeniería de producción constituida por una dimensión, 4 sub-dimensiones y 14 indicadores, haciendo un total de 19 ítems para dar un total de 34 afirmaciones o preguntas contestadas por cada uno de los sujetos a los cuales le fue aplicado el instrumento de recolección de datos.

4.5.- DIMENSIONES, SUBDIMENSIONES E INDICADORES. En relación a la ingeniería de yacimientos se extrajeron en la dimensión aspectos de ingeniería de yacimientos las siguientes subdimensiones e indicadores objeto de análisis, basados en la bibliografía consultada en este estudio, tal como se muestra en la tabla anexa

Cuadro 4. Dimensión, subdimensiónes e indicadores de la variable ingeniería de yacimiento. Dimensión

Subdimensión

Indicador

Aspectos de

Monitoreo de la presión de

ingeniería de

yacimiento

yacimientos

Mantenimiento de la

Represurización del

presión de yacimiento

yacimiento

Análisis e interpretación de

Limites del yacimiento

pruebas de pozo

Espaciamiento de pozos

Presión estática de fondo

Comunicación de presión entre pozos Factor de daño y permeabilidad Monitoreo de los procesos

Comportamiento del

de recuperación

programa de inyección

secundaria

Grado de soporte de presión

Perfeccionamiento y

Ajuste histórico

181 validación del modelo del

Modelo de simulación de

yacimiento

yacimiento

Mediciones adicionales de

Innovaciones tecnológicas

monitoreo del yacimiento Actualización del modelo

Actualización continua

de balance de materiales

Perfeccionamiento del modelo

Fuente: Pabón (2007).

En lo que respecta a la variable ingeniería de producción se tomó en cuenta en la dimensión aspectos de ingeniería de producción las siguientes subdimensiones e indicadores que fueron objeto de análisis, las cuales también se basaron en la bibliografía consultada en este estudio, tal como se muestra en el cuadro anexo

Cuadro 5. Dimensión, subdimensiónes e indicadores de la variable ingeniería de producción. Dimensión Aspectos ingeniería de

Subdimensión

Indicador

Optimización de la

Análisis nodal

producción

Curva de comportamiento

producción

de afluencia Índice de productividad (IP) Métodos de levantamiento artificial Generación de fluidos indeseables (agua y/o gas). Estudio de la presión de

Alteraciones de la

fondo fluyente

permeabilidad. Correlación de flujo multifásico en tubería.

182 Flujo multifásico a través de estranguladores. Vigilancia rutinaria de la producción de arena. Monitoreo de operaciones

Presión máxima de

de estimulación.

tratamiento. Máxima tasa de inyección durante el trabajo. Diseño de tratamientos.

Evaluación de perfiles de

Tasa de producción o

inyección y producción en

inyección por intervalo.

todo el pozo.

Flujo cruzado entre intervalos.

Fuente: Pabón (2007).

JUICIO DEL EXPERTO VARIABLE: INGENIERIA DE YACIMIENTOS

183

1.- En líneas generales, considera que los indicadores y subindicadores de la variable están inmersos en su contexto teórico de forma: Suficiente

Medianamente suficiente

Insuficiente

Observación _______________________________________________ __________________________________________________________

2.- Considera que los reactivos del cuestionario miden los indicadores y subindicadores de la variable de manera: Suficiente

Medianamente suficiente

Insuficiente

Observación _______________________________________________ __________________________________________________________

3.- Los instrumentos diseñados miden las variables en forma: Suficiente

Medianamente suficiente

Insuficiente

Observación _______________________________________________ __________________________________________________________

4.- Considera usted que los ítems están redactados de forma: Adecuada

Inadecuada

Observación _______________________________________________ __________________________________________________________

184 5.- Considera el instrumento valido: Si

No

Observación _______________________________________________

TITULO, ACLARATORIA Y FIRMA DEL EXPERTO

185 VARIABLE: INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN

1.- En líneas generales, considera que los indicadores y subindicadores de la variable están inmersos en su contexto teórico de forma: Suficiente

Medianamente suficiente

Insuficiente

Observación _______________________________________________ __________________________________________________________

2.- Considera que los reactivos del cuestionario miden los indicadores y subindicadores de la variable de manera: Suficiente

Medianamente suficiente

Insuficiente

Observación _______________________________________________ __________________________________________________________

3.- Los instrumentos diseñados miden las variables en forma: Suficiente

Medianamente suficiente

Insuficiente

Observación _______________________________________________ __________________________________________________________

4.- Considera usted que los ítems están redactados de forma: Adecuada

Inadecuada

Observación _______________________________________________ __________________________________________________________

186 5.- Considera el instrumento valido: Si

No

Observación _______________________________________________

TITULO, ACLARATORIA Y FIRMA DEL EXPERTO

187

ESTUDIO DE OPINIÓN Estamos en la búsqueda constante de mejorar nuestro entendimiento del comportamiento de los yacimientos y su posterior explotación, por lo que la incorporación de tecnologías alternativas que permitan maximizar el valor de los activos de hidrocarburos, tales como las completaciones avanzadas de pozos, prometen ser una de las aplicaciones que se han desarrollado para tal fin. Es por esta razón que hemos tomado la iniciativa de realizar una encuesta que evaluará los aspectos de ingeniería de yacimiento y producción que implica el uso de esta tecnología. Seguidamente le presentamos un conjunto de afirmaciones con las cuales Ud. puede estar: 1. Totalmente en desacuerdo, 2. En desacuerdo, 3. Ni de acuerdo ni en desacuerdo, 4. De acuerdo y 5. Totalmente de acuerdo. Sus respuestras serán utilizadas como parte de un estudio cientifico por lo que agradecemos su mayor sinceridad posible. La información que nos brinde será confidencial y anónima. Por favor, marque con una X en la casilla correspondiente, la respuesta que más se asemeje a su opinón, elija una sola respuesta para cada afirmación.

Los datos adquiridos durante las pruebas de presión 4 en los pozos no permiten investigar sobre la distancia aproximada a distintos límites del yacimiento. 5

El área de drenaje de los pozos no se puede inferir de la interpretación de las pruebas de presión.

Ni de acuerdo Ni en desacuerdo

De acuerdo

Totalmente de acuerdo

ÍTEM El monitoreo de la presión estática de fondo en los pozos marca un revelamiento acerca de como es la 1 evolución de la vida útil de un yacimiento a medida que va transcurriendo el tiempo. Al poseer un conocimiento contínuo de los datos de presión estática de fondo en los pozos, no se 2 necesita especular acerca del comportamiento de fases en el yacimiento. Cuando se agota la energía propia de los yacimientos es necesario inyectar un fluido (agua, 3 gas, N2, CO2) a fin de proporcionarle energía adicional para incrementar la recuperación final de hidrocarburos.

En desacuerdo

No.

Totalmente en desacuerdo

No deje preguntas sin responder, Muchas Gracias !!!!!!

1

2

3

4

5

Con las pruebas de presión se puede establecer el grado de comunicación de presión a través del 6 campo, entre pozos, entre bloques fallados y también la transmisibilidad vertical entre yacimientos. La disponibilidad en tiempo real de datos suministrados durante las pruebas de presión 7 permite tener la capacidad de diagnosticar anomalías en la producción y realizar operaciones de optimización. Durante los procesos de recuperación secundaria en los yacimientos, el uso de una completación 8 avanzada en los pozos permite visualizar las tendencias de avances de fluidos de inyección. Al ubicar completaciones avanzadas de pozos estratégicamente en la estructura de los yacimientos 9 no se puede monitorear y controlar las desviaciones de los procesos de recuperación secundaria. Las completaciones avanzadas proveen grabación 10 contínua de los datos de presión del yacimiento durante el tiempo de vida de los pozos. La verificación o ajuste de los modelos de 11 yacimientos no mejoran la descripción del yacimiento así como también la estimación de las reservas. El uso de arreglos de resistividad y los levantamientos sísmicos (4D), permiten observar los 12 cambios de producción e inyección que ocurren dentro del yacimiento y alrededor de los pozos. Los levantamientos sísmicos se pueden usar aplicando la técnica de lapsos de tiempo (sísmica 4D) a fin de rastrear cambios de saturación y de 13 presión, para un mejor emplazamiento de los pozos de relleno y con el objetivo de prolongar la vida productiva del campo. Al estar colocados dispositivos permanentes en el fondo con las completaciones de los pozos no 14 permite una rápida actualización de las propiedades físicas de los fluidos.

Ni de acuerdo Ni en desacuerdo

De acuerdo

Totalmente de acuerdo

ÍTEM

En desacuerdo

No.

Totalmente en desacuerdo

188

1

2

3

4

5

Por medio del análisis nodal se obtiene generalmente un incremento en la producción y el mejoramiento de la eficiencia de flujo cuando se trata de un pozo 17 productor, pero cuando se trata de un pozo nuevo, permite definir el diámetro óptimo de las tuberías de producción, del estrangulador, y línea de descarga por el cual debe fluir dicho pozo. Si la curva de comportamiento de afluencia de un pozo (IPR) resulta una línea recta no implica que el 18 flujo de líquido es directamente proporcional a la caída de presión en el fondo del mismo. Una aplicación de las curvas de comportamiento de 19 afluencia (IPR) de un pozo es la determinación del punto de operación en un sistema de producción. 20

El índice de productividad de un pozo no varia con respecto al tiempo.

Al analizar el IP durante la vida productiva del pozo se puede detectar si existen problemas con el equipo de producción y/o si existe daño de formación, con lo 21 cual se puede tomar decisiones en cuanto a la necesidad de trabajos de reparación, reacondicionamiento, estimulaciones y evaluar la efectividad de dichos trabajos. Al poseer una grabación contínua de los datos de presión en el fondo del pozo no permite calibrar y 22 optimizar el comportamiento del gas de levantamiento.

Ni de acuerdo Ni en desacuerdo

De acuerdo

Totalmente de acuerdo

ÍTEM El modelo de balance de materiales se mejora al poseer mediciones de la cantidad de fluidos presentes en el yacimiento a cualquier tiempo 15 durante el agotamiento, estimar la cantidad de hidrocarburos inicialmente en el yacimiento y predecir el comportamiento futuro de los fluidos y la recuperación total de los mismos. El análisis nodal de un sistema de producción, realizado en forma sistemática, permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo productor 16 de hidrocarburos, las curvas de comportamiento de afluencia y el potencial de producción de un yacimiento.

En desacuerdo

No.

Totalmente en desacuerdo

189

1

2

3

4

5

La actualización dinámica del yacimiento utilizando los resultados del monitoreo en tiempo real a través de los dispositivos de control de flujo y sensores 24 permanentes de presión y temperatura de fondo permite lograr que se tomen decisiones de ajustes para buscar el nivel óptimo de producción a fin de mejorar la recuperación de los hidrocarburos. La permeabilidad absoluta K, puede ser incrementada alrededor del pozo, mediante estimulación, o disminuida por daño de formación. 25 Esto no produce un cambio en el perfil de presión hasta el radio en el cual la permeabilidad fue alterada. A menudo, es imposible determinar el valor de la permeabilidad alterada o el radio de la alteración, por 26 lo que se asume que el cambio de presión es debido a la alteración de permeabilidad ocurrida en el pozo.

27

28

29

30

Al estudiar los perfiles de presión generados por los dispositivos colocados en el fondo del pozo, no permite la posibilidad de determinar una correlación de flujo (vertical y horizontal) que sea la más adecuada para utilizarla en un área específica del yacimiento. Al tener disponibles dispositivos de medición en las completaciones de los pozos, se puede desarrollar una expresión que permita predecir el comportamiento de flujo multifásico a través de estranguladores a fin de establecer tasas criticas de producción. El manejo de la caída de presión y del régimen de producción a lo largo de la vida productiva de un pozo no es un elemento importante para el control de la magnitud de la producción de arena. El monitoreo contínuo de la presión de tratamiento durante los trabajos de estimulación no sirve como punto de control para alcanzar eliminar el daño presente y restaurar la permeabilidad a su valor original.

Ni de acuerdo Ni en desacuerdo

De acuerdo

Totalmente de acuerdo

ÍTEM El colocar sensores en el fondo del pozo para monitorear la presión de entrada y salida de las 23 bombas permite establecer la eficiencia de bombeo, la tasa optima de la bomba y planificar su mantenimiento.

En desacuerdo

No.

Totalmente en desacuerdo

190

1

2

3

4

5

Al tener conocimiento de la tasa de inyección a la 31 cual se realizan los trabajos de estimulación permite realizar éstos acorde con el plan original diseñado. La disponibilidad de datos de variables de subsuelo de presión y temperatura pueden influir positivamente en el diseño de los tratamientos de 32 estimulación reestableciendo la productividad de las formaciones dañadas de un modo eficaz desde el punto de vista de los costos de la operación. Los dispositivos de control instalados en las completaciones avanzadas no permiten evaluar las 33 tasas de flujo relativas con que contribuyen o reciben cada una de las regiones que se encuentran expuestas al flujo en el pozo. Durante las etapas de la vida productiva de los pozos 34 se puede evitar la perdida de producción debido a un diagnóstico rápido de flujo cruzado.

Ni de acuerdo Ni en desacuerdo

De acuerdo

Totalmente de acuerdo

ÍTEM

En desacuerdo

No.

Totalmente en desacuerdo

191

1

2

3

4

5

174

FIGURA Nº 19: OPERACIONALIZACIÓN DE LA VARIABLE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS. OBJETIVO GENERAL: Integrar la ingeniería de yacimientos y de producción en la completación avanzada de pozos en el occidente del país. VARIABLE OBJETIVOS ESPECIFICOS A. Describir los aspectos de ingeniería de Ingeniería de yacimientos. yacimientos que involucran la aplicación de la completación avanzada de pozos en el occidente del país.

DIMENSIÓN Aspectos de ingeniería de yacimiento.

SUBDIMENSIÓN

INDICADOR

Monitoreo de la presión de yacimiento

Presión estática de fondo.

Mantenimiento de la presión de yacimiento

Represurización del yacimiento.

Análisis e interpretación de pruebas de pozo

Limites del yacimiento. Espaciamiento de pozos. Comunicación de presión. Factor de daño y permeabilidad.

Monitoreo de los procesos de recuperación secundaria

Comportamiento del programa de inyección. Grado de soporte de presión. Ajuste histórico.

Perfeccionamiento y validación del modelo del yacimiento

Modelo de simulación de yacimiento.

Mediciones adicionales de monitoreo del yacimiento

Innovaciones tecnológicas.

Actualización del modelo de balance de materiales

Actualización contínua. Perfeccionamiento del modelo.

B. Determinar los niveles de aplicación de la completación avanzada de pozos en el Este objetivo se obtendrá con la consecusión de los resultados obtenidos en el objetivo A. occidente del país, vinculados a los aspectos de ingeniería de yacimientos.

187

175

FIGURA Nº 20: OPERACIONALIZACIÓN DE LA VARIABLE INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN. OBJETIVO GENERAL: Integrar la ingeniería de yacimientos y de producción en la completación avanzada de pozos en el occidente del país. OBJETIVOS ESPECIFICOS VARIABLE C. Describir los aspectos de ingeniería de Ingeniería de producción. producción que implican el uso de la completación avanzada de pozos en el occidente del país.

DIMENSIÓN Aspectos de ingeniería de producción.

SUBDIMENSIÓN

INDICADOR

Análisis nodal. Curva de comportamiento de afluencia. Optimización de la producción. Índice de productividad (IP). Métodos de levantamiento artificial. Generación de fluidos indeseables (agua y/o gas). Alteraciones de la permeabilidad. Estudio de la presión de fondo Correlación de flujo multifásico en tubería. Flujo multifásico a través de estranguladores. fluyente. Vigilancia rutinaria de la producción de arena.

Monitoreo de operaciones de estimulación.

Presión máxima de tratamiento. Máxima tasa de inyección durante el trabajo. Diseño de tratamientos.

Evaluación de perfiles de inyección y producción en todo Tasa de producción o inyección por intervalo. el pozo. Flujo cruzado entre intervalos. D. Determinar los grados de aplicación de la completación avanzada de pozos en el Este objetivo se obtendra con la consecusión de los resultados obtenidos en el objetivo C. occidente del país, relacionados a los aspectos de ingeniería de producción. E. Establecer la integración de la ingeniería de yacimientos y de producción de la completación avanzada de pozos en el occidente del país.

188

176

GUÍA DE EVALUACIÓN DEL INSTRUMENTO PARA LA VARIABLE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS. Integrar la ingeniería de yacimientos y de producción en la completación avanzada de pozos en el occidente del país.

OBJETIVO GENERAL OBJETIVOS ESPECÍFICOS

VARIA- DIMENSION BLE

SUBDIMENSION

INDICADOR

No. ÍTEM 1

El monitoreo de la presión estática de fondo en los pozos marca un revelamiento acerca de como es la evolución de la vida útil de un yacimiento a medida que va transcurriendo el tiempo.

2

Al poseer un conocimiento continuo de los datos de presión estática de fondo en los pozos, no se necesita especular acerca del comportamiento de fases en el yacimiento.

3

Cuando se agota la energía propia de los yacimientos es necesario inyectar un fluido (agua, gas, N2, CO2) a fin de proporcionarle energía adicional para incrementar la recuperación final de hidrocarburos.

Monitoreo de la Presión estática de presión yacimiento. fondo.

DESCRIBIR LOS ASPECTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS QUE INVOLUCRAN LA APLICACIÓN DE LA COMPLETACIÓN AVANZADA DE POZOS EN EL OCCIDENTE DEL PAÍS.

I N G E N I E R Í A D E Y A C I M I E N T O S

A S P E C T O S D E I N G E N I E R Í A D E Y A C I M I E N T O S

Mantenimiento de la Represurización del presión de yacimiento. yacimiento.

Análisis e interpretación de pruebas de pozo.

Monitoreo de los procesos de recuperación secundaria.

Perfeccionamiento y validación del modelo del yacimiento.

Mediciones adicionales de monitoreo del yacimiento.

Actualización del modelo de balance de materiales.

ÍTEM

PERTINENCIA REDAVAR. DIMEN. SUBDIM INDIC. CCIÓN P NP P NP P NP P NP A NA

Los datos adquiridos durante las pruebas de presión en los pozos no permiten investigar sobre la distancia aproximada a distintos límites del yacimiento. El área de drenaje de los pozos no se puede inferir de la interpretación de las pruebas de presión.

Limites del yacimiento.

4

Espaciamiento de pozos.

5

Comunicación de presión.

6

Con las pruebas de automáticas de presión se puede establecer el grado de comunicación de presión a través del campo, entre pozos, entre bloques fallados y también la transmisibilidad vertical entre yacimientos.

Factor de daño y permeabilidad

7

La disponibilidad en tiempo real de datos suministrados durante las pruebas de presión permite tener la capacidad de diagnosticar anomalías en la producción y realizar operaciones de optimización.

Comportamiento del programa de inyección.

8

Durante los procesos de recuperación secundaria en los yacimientos, el uso de una completación avanzada en los pozos permite visualizar las tendencias de avances de fluidos de inyección.

Grado de soporte de presión.

9

Al ubicar completaciones avanzadas de pozos estratégicamente en la estructura de los yacimientos no se puede monitorear y controlar las desviaciones de los procesos de recuperación secundaria.

Ajuste histórico

10

Las completaciones avanzadas proveen grabación contínua de los datos de presión del yacimiento durante el tiempo de vida de los pozos.

Modelo de simulación de yacimiento.

11

La verificación o ajuste de los modelos de yacimientos no mejoran la descripción del yacimiento así como también la estimación de las reservas.

12

El uso de arreglos de resistividad y los levantamientos sísmicos (4D), permiten observar los cambios de producción e inyección que ocurren dentro del yacimiento alrededor de los pozos para anticipar y luego mitigar los efectos perjudiciales en la producción.

13

Los levantamientos sísmicos se pueden usar aplicando la técnica de lapsos de tiempo (sísmica 4D) a fin de rastrear cambios de saturación y de presión, para un mejor emplazamiento de los pozos de relleno y con el objetivo de prolongar la vida productiva del campo.

Actualización contínua.

14

Al estar colocados dispositivos permanentes en el fondo con las completaciones de los pozos no permite una rápida actualización de las propiedades físicas de los fluidos.

Perfeccionamiento del modelo.

15

El modelo de balance de materiales se mejora al poseer mediaciones de la cantidad de fluidos presentes en el yacimiento a cualquier tiempo durante el agotamiento, estimar la cantidad de hidrocarburos inicialmente en el yacimiento y predecir el comportamiento futuro de los fluidos y la recuperación total de los mismos.

Innovaciones tecnológicas.

OBJET. P NP

189

Firma del evaluador

177

GUÍA DE EVALUACIÓN DEL INSTRUMENTO PARA LA VARIABLE INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN. Integrar la ingeniería de yacimientos y producción en la completación avanzada de pozos en el occidente del país.

OBJETIVO GENERAL OBJETIVOS ESPECÍFICOS

VARIA- DIMENBLE SION

SUBDIMENSION

INDICADOR

No. ÍTEM

16

El análisis nodal de un sistema de producción, realizado en forma sistemática, permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos, las curvas de comportamiento de afluencia y el potencial de producción de un yacimiento.

17

Por medio de este análisis se obtiene generalmente un incremento en la producción y el mejoramiento de la eficiencia de flujo cuando se trata de un pozo productor, pero cuando se trata de un pozo nuevo, permite definir el diámetro óptimo de las tuberías de producción, del estrangulador, y línea de descarga por el cual debe fluir dicho pozo.

18

Si la curva de comportamiento de afluencia de un pozo (IPR) resulta una línea recta no implica que el flujo de líquido es directamente proporcional a la caída de presión en el fondo del mismo.

19

Una aplicación de las curvas de comportamiento de afluencia (IPR) de un pozo es la determinación del punto de operación en un sistema de producción.

20

El índice de productividad de un pozo no varia con respecto al tiempo.

21

Al analizar el IP durante la vida productiva del pozo se puede detectar si existen problemas con el equipo de producción y/o si existe daño de formación, con lo cual se puede tomar decisiones en cuanto a la necesidad de trabajos de reparación, reacondicionamiento, estimulaciones y evaluar la efectividad de dichos trabajos.

22

Al poseer una grabación contínua de los datos de presión en el fondo del pozo no permite calibrar y optimizar el comportamiento del gas de levantamiento.

23

El colocar sensores en el fondo del pozo para monitorear la presión de entrada y salida de las bombas permite establecer la eficiencia de bombeo, la tasa optima de la bomba y planificar sui mantenimiento.

24

La actualización dinámica del yacimiento utilizando los resultados del monitoreo en tiempo real a través de los dispositivos de control de flujo y sensores permanentes de presión y temperatura de fondo permite lograr que se tomen decisiones de ajustes para buscar el nivel óptimo de producción a fin de mejorar la recuperación de los hidrocarburos.

25

La permeabilidad absoluta K, puede ser incrementada alrededor del pozo, mediante estimulación, o disminuida por daño de formación. Esto no produce un cambio en el perfil de presión hasta el radio en el cual la permeabilidad fue alterada.

26

A menudo, es imposible determinar el valor de la permeabilidad alterada o el radio de la alteración, por lo que se asume que el cambio de presión es debido a la alteración de permeabilidad ocurrida en el pozo.

Estudio de la presión Correlación de flujo de fondo fluyente. multifásico en tubería.

27

Al estudiar los perfiles de presión generados por los dispositivos colocados en el fondo del pozo, no permite la posibilidad de determinar una correlación de flujo (vertical y horizontal) que sea la más adecuada para utilizarla en un área específica del yacimiento.

Flujo multifásico a través de estranguladores.

28

Al tener disponibles dispositivos de medición en las completaciones de los pozos, se puede desarrollar una expresión que permita predecir el comportamiento de flujo multifásico a través de estranguladores a fin de establecer tasas criticas de producción.

Vigilancia rutinaria de la producción de arena.

29

El manejo de la caída de presión y del régimen de producción a lo largo de la vida productiva de un pozo no es un elemento importante para el control de la magnitud de la producción de arena.

Análisis nodal.

DESCRIBIR LOS ASPECTOS DE INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN QUE IMPLICAN EL USO DE LA COMPLETACIÓN AVANZADA DE POZOS EN EL OCCIDENTE DEL PAÍS.

I N G E N I E R Í A D E P R O D U C C I O N

A S P E C T O S D E I N G E N I E R Í A D E P R O D U C C I Ó N

ÍTEM

Curva de comportamiento de afluencia.

Optimización de la producción. Índice de productividad (IP).

Métodos de levantamiento artificial.

Generación de fluidos indeseables (agua y/o gas).

Alteraciones de la permeabilidad.

OBJET. P NP

PERTINENCIA REDAVAR. DIMEN. SUBDIM INDIC. CCIÓN P NP P NP P NP P NP A NA

190

Firma del evaluador

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OBJETIVO GENERAL OBJETIVOS ESPECÍFICOS

DESCRIBIR LOS ASPECTOS DE INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN QUE IMPLICAN EL USO DE LA COMPLETACIÓN AVANZADA DE POZOS EN EL OCCIDENTE DEL PAÍS.

VARIA- DIMENBLE SION I N G E N I E R Í A D E P R O D U C C I Ó N

A S P E C T O S D E I N G E N I E R Í A D E

SUBDIMENSION

Monitoreo de operaciones de estimulación.

P R O D U C C I Ó N

INDICADOR

No. ÍTEM

Presión máxima de tratamiento.

30

El monitoreo contínuo de la presión de tratamiento durante los trabajos de estimulación no sirve como punto de control para alcanzar eliminar el daño presente y restaurar la permeabilidad a su valor original.

Máxima tasa de inyección durante el trabajo.

31

Al tener conocimiento de la tasa de inyección a la cual se realizan los trabajos de estimulación permite realizar éstos acorde con el plan original diseñado.

Diseño de tratamientos.

32

La disponibilidad de datos de variables de subsuelo de presión y temperatura pueden influir positivamente en el diseño de los tratamientos de estimulación reestableciendo la productividad de las formaciones dañadas de un modo eficaz desde el punto de vista de los costos de la operación.

33

Los dispositivos de control instalados en las completaciones avanzadas permiten evaluar las tasas de flujo relativas con que contribuyen o reciben cada una de las regiones que se encuentran expuestas al flujo en el pozo.

34

Durante las etapas de la vida productiva de los pozos se puede evitar la perdida de producción debido a un diagnóstico rápido de flujo cruzado.

Tasa de producción o inyección por Evaluación de intervalo. perfiles de inyección y producción en todo el pozo. Flujo cruzado entre intervalos.

ÍTEM

OBJET. P NP

PERTINENCIA REDAVAR. DIMEN. SUBDIM INDIC. CCIÓN P NP P NP P NP P NP A NA

Firma del evaluador

191

197 APÉNDICE B

Cálculo de la confiabilidad

Núm. Item 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34

Sujeto encuestado 1 2 3 4 4 1 2 4 2 1 2 2 4 5 4 4 4 4 3 3 5 4 4 5 4 4 3 4 3 2 2 2 4 4 4 5 1 1 2 1 4 1 2 1 1 2 3 3 5 4 4 4 4 3 4 3 4 4 4 4 1 2 2 2 4 4 3 4 3 3 4 4

Sujeto encuestado Núm. Item 1 2 3 4 1 5 5 5 5 3 5 5 5 5 5 5 5 5 5 7 4 4 4 4 9 1 1 1 1 11 1 1 1 1 13 4 4 4 4 15 3 3 3 3 17 4 4 4 4 19 5 5 5 5 21 4 4 4 4 23 5 5 5 5 25 5 5 5 5 27 1 1 1 1 29 2 2 2 2 31 4 4 4 4 33 2 2 2 2

5 4 2 4 4 5 4 3 4 1 4 1 5 4 4 1 4 3

5 5 5 5 4 1 1 4 3 4 5 4 5 5 1 2 4 2

6 1 1 5 4 4 4 2 4 1 1 2 4 3 4 2 4 3

6 5 5 5 4 1 1 4 3 4 5 4 5 5 1 2 4 2

7 2 2 5 4 5 4 2 4 2 2 1 5 4 4 2 5 4

7 5 5 5 4 1 1 4 3 4 5 4 5 5 1 2 4 2

8 4 2 4 3 5 4 2 5 1 1 3 4 3 4 2 4 4

8 5 5 5 4 1 1 4 3 4 5 4 5 5 1 2 4 2

9 2 2 5 4 5 4 2 4 2 2 1 5 4 4 2 5 4

9 5 5 5 4 1 1 4 3 4 5 4 5 5 1 2 4 2

10 4 2 4 4 5 5 1 5 2 1 1 4 2 4 2 3 4

10 5 5 5 4 1 1 4 3 4 5 4 5 5 1 2 4 2

Puntajes Totales Pares 28 18 44 37 47 40 21 43 14 19 18 44 34 40 18 40 36 31.82352941 11.4249469 50 50 50 40 10 10 40 30 40 50 40 50 50 10 20 40 20 35.29411765 15.45867356

1400 900 2200 1480 470 400 840 1290 560 950 720 2200 1700 400 360 1600 720 18190.00

392.65 0.87

198 APÉNDICE C

Cálculo de las estadísticas descriptivas.

Sujeto encuestado Núm. Item 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34

1 5 4 5 2 5 4 4 4 1 5 1 4 4 3 3 4 4 1 5 4 4 1 5 5 5 4 1 4 2 1 4 4 2 3

2 5 1 5 1 1 5 5 4 2 4 1 4 4 2 4 4 5 1 5 1 5 2 4 4 1 3 1 4 1 2 5 4 2 3

3 4 2 4 2 3 4 4 3 2 4 1 3 4 2 4 4 5 2 4 2 5 3 4 4 2 4 2 4 1 2 5 3 1 4

4 5 4 4 2 2 4 3 3 2 5 2 4 3 2 3 5 4 1 4 1 4 3 4 4 2 3 2 4 1 2 4 4 2 4

5 5 4 5 2 5 4 4 4 1 5 1 4 4 3 3 4 4 1 5 4 4 1 5 5 5 4 1 4 2 1 4 4 2 3

6 5 1 5 1 1 5 5 4 2 4 1 4 4 2 4 4 5 1 5 1 5 2 4 4 1 3 1 4 1 2 5 4 2 3

7 5 2 5 2 2 5 4 4 2 5 2 4 4 2 4 4 5 2 4 2 5 1 4 5 2 4 1 4 1 2 5 5 1 4

8 5 4 4 2 2 4 3 3 2 5 2 4 3 2 3 5 4 1 4 1 4 3 4 4 2 3 2 4 1 2 4 4 2 4

9 5 2 5 2 2 5 4 4 2 5 2 4 4 2 4 4 5 2 4 2 5 1 4 5 2 4 1 4 1 2 5 5 1 4

10 4 4 5 2 2 4 4 4 2 5 1 5 4 1 4 5 4 2 4 1 4 1 5 4 1 2 2 4 2 2 4 3 2 4

11 5 4 5 1 1 2 5 4 1 4 2 4 4 2 4 5 4 2 4 2 4 1 5 4 2 4 1 5 1 2 5 5 1 4

12 4 4 5 2 2 4 4 4 2 5 1 5 4 1 4 5 4 2 4 1 4 1 5 4 1 2 2 4 2 2 4 3 2 4

13 4 4 4 2 2 5 4 3 3 4 2 3 3 2 4 5 5 1 5 1 4 2 5 4 2 4 1 3 1 1 4 4 2 3

14 5 4 5 2 2 4 5 4 2 4 1 5 5 1 4 5 5 1 4 1 4 1 5 5 1 5 2 3 2 2 4 4 1 4

15 4 4 4 2 2 5 4 3 3 4 2 3 3 2 4 5 5 1 5 1 4 2 5 4 2 4 1 3 1 1 4 4 2 3

16 5 4 5 2 2 4 5 4 2 4 1 5 5 1 4 5 5 1 4 1 4 1 5 5 1 5 2 3 2 2 4 4 1 4

17 5 4 5 2 2 4 5 4 2 4 1 5 5 1 4 5 5 1 4 1 4 1 5 5 1 5 2 3 2 2 4 4 1 4

18 4 4 4 2 2 5 4 3 3 4 2 3 3 2 4 5 5 1 5 1 4 2 5 4 2 4 1 3 1 1 4 4 2 3

19 4 4 5 2 2 4 4 4 2 5 1 5 4 1 4 5 4 2 4 1 4 1 5 4 1 2 2 4 2 2 4 3 2 4

20 5 4 5 1 1 2 5 4 1 4 2 4 4 2 4 5 4 2 4 2 4 1 5 4 2 4 1 5 1 2 5 5 1 4

21 5 2 5 2 2 5 4 4 2 5 2 4 4 2 4 4 5 2 4 2 5 1 4 5 2 4 1 4 1 2 5 5 1 4

22 5 4 4 2 2 4 3 3 2 5 2 4 3 2 3 5 4 1 4 1 4 3 4 4 2 3 2 4 1 2 4 4 2 4

23 5 2 5 2 2 5 4 4 2 5 2 4 4 2 4 4 5 2 4 2 5 1 4 5 2 4 1 4 1 2 5 5 1 4

24 4 2 4 2 3 4 4 3 2 4 1 3 4 2 4 4 5 2 4 2 5 3 4 4 2 4 2 4 1 2 5 3 1 4

Media Item 4.67 3.25 4.67 1.83 2.17 4.21 4.17 3.67 1.96 4.50 1.50 4.04 3.88 1.83 3.79 4.58 4.58 1.46 4.29 1.58 4.33 1.63 4.54 4.38 1.92 3.67 1.46 3.83 1.33 1.79 4.42 4.04 1.54 3.71

Media Indicador

Media Subdimensión

3.96

3.96

4.67 1.83 2.17 4.21 4.17 3.67 1.96 4.50 1.50

4.67 3.09

2.81 3.00

3.96

3.96

1.83 3.79

2.81

4.58 2.88 2.96

3.58

3.08 4.38 2.79 1.46 3.83 1.33 1.79 4.42 4.04 1.54 3.71

2.35

3.42 2.63

199 APÉNDICE D

Cálculo de las estadísticas no paramétricas

Núm. Item 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

1 5 4 5 2 5 4 4 4 1 5 1 4 4 3 3 4 4

2 5 1 5 1 1 5 5 4 2 4 1 4 4 2 4 4 5

3 4 2 4 2 3 4 4 3 2 4 1 3 4 2 4 4 5

4 5 4 4 2 2 4 3 3 2 5 2 4 3 2 3 5 4

5 5 4 5 2 5 4 4 4 1 5 1 4 4 3 3 4 4

6 5 1 5 1 1 5 5 4 2 4 1 4 4 2 4 4 5

7 5 2 5 2 2 5 4 4 2 5 2 4 4 2 4 4 5

8 5 4 4 2 2 4 3 3 2 5 2 4 3 2 3 5 4

9 5 2 5 2 2 5 4 4 2 5 2 4 4 2 4 4 5

Núm. Item 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34

1 1 5 4 4 1 5 5 5 4 1 4 2 1 4 4 2 3

2 1 5 1 5 2 4 4 1 3 1 4 1 2 5 4 2 3

3 2 4 2 5 3 4 4 2 4 2 4 1 2 5 3 1 4

4 1 4 1 4 3 4 4 2 3 2 4 1 2 4 4 2 4

5 1 5 4 4 1 5 5 5 4 1 4 2 1 4 4 2 3

6 1 5 1 5 2 4 4 1 3 1 4 1 2 5 4 2 3

7 2 4 2 5 1 4 5 2 4 1 4 1 2 5 5 1 4

8 1 4 1 4 3 4 4 2 3 2 4 1 2 4 4 2 4

9 2 4 2 5 1 4 5 2 4 1 4 1 2 5 5 1 4

Sujeto encuestado 11 12 13 14 5 4 4 5 4 4 4 4 5 5 4 5 1 2 2 2 1 2 2 2 2 4 5 4 5 4 4 5 4 4 3 4 1 2 3 2 4 5 4 4 2 1 2 1 4 5 3 5 4 4 3 5 2 1 2 1 4 4 4 4 5 5 5 5 4 4 5 5 Sujeto encuestado 10 11 12 13 14 2 2 2 1 1 4 4 4 5 4 1 2 1 1 1 4 4 4 4 4 1 1 1 2 1 5 5 5 5 5 4 4 4 4 5 1 2 1 2 1 2 4 2 4 5 2 1 2 1 2 4 5 4 3 3 2 1 2 1 2 2 2 2 1 2 4 5 4 4 4 3 5 3 4 4 2 1 2 2 1 4 4 4 3 4

10 4 4 5 2 2 4 4 4 2 5 1 5 4 1 4 5 4

15 4 4 4 2 2 5 4 3 3 4 2 3 3 2 4 5 5

16 5 4 5 2 2 4 5 4 2 4 1 5 5 1 4 5 5

17 5 4 5 2 2 4 5 4 2 4 1 5 5 1 4 5 5

18 4 4 4 2 2 5 4 3 3 4 2 3 3 2 4 5 5

19 4 4 5 2 2 4 4 4 2 5 1 5 4 1 4 5 4

20 5 4 5 1 1 2 5 4 1 4 2 4 4 2 4 5 4

21 5 2 5 2 2 5 4 4 2 5 2 4 4 2 4 4 5

22 5 4 4 2 2 4 3 3 2 5 2 4 3 2 3 5 4

23 5 2 5 2 2 5 4 4 2 5 2 4 4 2 4 4 5

24 4 2 4 2 3 4 4 3 2 4 1 3 4 2 4 4 5

Media 4.67 3.25 4.67 1.83 2.17 4.21 4.17 3.67 1.96 4.50 1.50 4.04 3.88 1.83 3.79 4.58 4.58

15 1 5 1 4 2 5 4 2 4 1 3 1 1 4 4 2 3

16 1 4 1 4 1 5 5 1 5 2 3 2 2 4 4 1 4

17 1 4 1 4 1 5 5 1 5 2 3 2 2 4 4 1 4

18 1 5 1 4 2 5 4 2 4 1 3 1 1 4 4 2 3

19 2 4 1 4 1 5 4 1 2 2 4 2 2 4 3 2 4

20 2 4 2 4 1 5 4 2 4 1 5 1 2 5 5 1 4

21 2 4 2 5 1 4 5 2 4 1 4 1 2 5 5 1 4

22 1 4 1 4 3 4 4 2 3 2 4 1 2 4 4 2 4

23 2 4 2 5 1 4 5 2 4 1 4 1 2 5 5 1 4

24 2 4 2 5 3 4 4 2 4 2 4 1 2 5 3 1 4

Media 1.46 4.29 1.58 4.33 1.63 4.54 4.38 1.92 3.67 1.46 3.83 1.33 1.79 4.42 4.04 1.54 3.71

X-Y 3.2083 -1.0417 3.0833 -2.5000 0.5417 -0.3333 -0.2083 1.7500 -1.7083 3.0417 -2.3333 2.7083 2.0833 -2.5833 -0.2500 3.0417 0.8750

(X-Y)^2 10.2934 1.0851 9.5069 6.2500 0.2934 0.1111 0.0434 3.0625 2.9184 9.2517 5.4444 7.3351 4.3403 6.6736 0.0625 9.2517 0.7656

Sumatoria 10.2934 11.3785 20.8854 27.1354 27.4288 27.5399 27.5833 30.6458 33.5642 42.8160 48.2604 55.5955 59.9358 66.6094 66.6719 75.9236 76.6892

Coef. de Correlacion de Spearman rs 0.976

⎡ ( X − Yi ) 2 ⎤ rs = 1 − ⎢6 ∑ 2i ⎥ n ( n − 1) ⎦ ⎣