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RESUMEN A finales de Noviembre del 2001, Schlumberger y Pemex iniciaron un proyecto para solucionar, de manera integral, el problema de Carga de Líquido en pozos de gas pertenecientes al Activo Integral Burgos. Se estimó para este proyecto cubrir 650 pozos durante un período de cinco años, estimando que la fecha del término sería para finales de Noviembre del 2006. A Charles Darwin, el naturista Victoriano, al regreso de su crucero alrededor de mundo se le escuchó murmurar: “Si la madre naturaleza puede, dirá una mentira” El objetivo clave del Schlumberger (SLB) en este proyecto llamado: “Contrato Integral de Sistemas Artificiales, CISA, para resolver el problema de carga de líquido en pozos de gas” fue decirle a nuestro cliente (Pemex) la verdad utilizando la información recopilada (medida) y la experiencia y conocimiento de SLB. Se requirió de un esfuerzo considerable para definir los problemas en la operación de los pozos aplicando las herramientas de diagnóstico disponibles, así como también en la elección del mejor método de producción, el diseño y su implementación. Hasta ahora se han estudiado más de 470 pozos con diferentes características de producción y al menos en el 90% de ellos se ha aplicado un sistema de producción. El incremento de producción alcanzado, de 95 MMpcd en el período del 2002 al 2004, confirma que la metodología de SLB y la solución aplicada en el proyecto hasta ahora, pueden ser una garantía confiable para actividades futuras.

INTRODUCCIÓN Durante la construcción de la estrategia para enfrentar el desafío del proyecto, supimos que si pudiéramos “reconocer” los síntomas que nos dan los pozos, entonces nos permitiría realizar de una manera correcta y confiable, el proceso de diagnóstico y reconocimiento del problema. Nosotros hemos transformado los datos disponibles en información que formó una estructura consistente en la ingeniería para la aplicación de la metodología desarrollada del análisis del problema del pozo, definiendo las características del comportamiento del pozo y tomando la decisión que incluye todas las limitaciones del yacimiento, pozo y superficie. Teniendo en mente que la calidad de los datos tiene un rol importante para la implementación de la solución integral y en el proceso de trabajo establecido, se puso atención especial al manejo de datos (recopilación, control, análisis y almacenamiento). En dirección a los objetivos establecidos del proyecto, se ha desarrollado una metodología integral para seleccionar el o los métodos más apropiados de una manera confiable y rentable. El proyecto, ambiciosamente creado, define objetivos estratégicos de actividades interrelacionadas, de las cuales las más importantes son:

• Definición de la situación actual y del potencial del pozo con base en los valores medidos de presión y temperatura en el pozo y en la medición de cada fluido en la superficie (gas, agua y condensado).

• Análisis de los datos disponibles del

pozo (características técnicas e historia de producción y reparación) para seleccionar el sistema de producción más adecuado en la solución del

SOLUCIÓN INTEGRAL PARA TRATAR EL PROBLEMA DE CARGA DE LÍQUIDO EN POZOS DE GAS DEL ACTIVO BURGOS

Otoniel Morales Mtz., Dr. Miso Solesa, José Luis Martínez G.

WCP-ALS, México Norte, Schlumberger Leticia de la Mora Mejía, Eddi de la Vega Pérez,

PEMEX, Activo Integral Burgos.

Copyright 2005, CIPM. Este artículo fue preparado para su presentación en el cuarto E-Exitep 2005, del 20 al 23 de febrero de 2005 en Veracruz, Ver., México. El material presentado no refleja necesariamente la opinión del CIPM, su mesa directiva o sus colegiados. El artículo fue seleccionado por un comité técnico con base en un resumen. El contenido total no ha sido revisado por el comité editorial del CIPM.

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problema de carga de líquido, incluyendo las limitaciones técnicas y económicas.

• Diseño detallado y aplicación del sistema

de producción seleccionado.

• Supervisión diaria de la producción del pozo y corrección de los parámetros correspondientes, de acuerdo a las condiciones reales en el pozo y en la superficie.

• Desarrollo de una Base de Datos la cual

incluye toda la información de la historia de producción, mediciones de presiones y producción y de la supervisión diaria de las actividades en el campo.

• Implementación del sistema de

producción del pozo en tiempo real, con el objetivo de obtener datos de producción y controlar la operación del pozo.

• Integración de todos los datos relevantes,

información, actividades y acontecimientos a nivel estático y dinámico (monitoreo de la producción en tiempo real) con el objetivo de optimizar la producción del pozo y mejorar la eficiencia del sistema de producción aplicado.

Uno de los aspectos más importantes que sigue la estrategia del proyecto aplicada es el manejo de la producción en tiempo real (nivel dinámico) usando un acceso fácil a la información. Al utilizar los datos en tiempo real (telemetría) de acuerdo al conocimiento y la experiencia que tenemos, es posible controlar y manejar el pozo para evitar pérdidas en la producción no deseadas de una manera confiable y exacta y se previene además que los problemas vuelvan a ocurrir. Teniendo en mente que el objetivo de la optimización es aumentar al máximo la producción de los pozos minimizando los costos, la aplicación de telemetría está balanceando las necesidades del cliente (Pemex), en cuanto a las limitaciones técnicas y económicas.

RESUMEN GENERAL DE LA ORGANIZACIÓN DEL PROYECTO Y PROCESOS. La organización del proyecto se ha ajustado de acuerdo con las metas previstas para que sean cubiertos todos los procesos relevantes y el personal disponible sea utilizado eficazmente dentro del equipo de trabajo. La Figura 1 muestra el esquema de organización basada en los procesos identificados, los cuales son necesarios para realizar todas las actividades pronosticadas en el proyecto. Como se muestra en la Figura 1, existen 5 pasos cruciales:

• Toma de Información (medición de la producción con separador trifásico y registro de presión y temperatura de fondo).

• Análisis de las características del pozo,

definición del problema y sugerencia de las soluciones que serán aplicadas.

• Diseño y aplicación de la solución en

campo.

• Manejo de la información, optimización de la operación y supervisión durante tiempo real.

• Soporte administrativo (Análisis

financiero). Se ha logrado la flexibilidad requerida para el manejo del proyecto gracias a la integración de todos los procesos, enfatizando que SLB, a través de sus alianzas con otras compañías ha proporcionado esos servicios y equipo que no podían ser cubiertos por los recursos existentes de la compañía. (Químicos espumantes, compresores a boca de pozo, trabajos especiales en campo, tubos de medición, equipo de superficie y fondo para los sistemas de operación intermitente, etc.).

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ProyectoCISA

Toma deInformación

Análisis del Pozoy Diseño

Operaciones enCampo Optimización Soporte

Administrativo

Medición Trifásica

Registro de Presión yTemperatura

Base de DatosInstalaciones Supervisión

Figura 1– Organización del proyecto Toma de Información La toma de información en campo incluye la preparación de datos, la cual es la información mínima necesaria para realizar el análisis, y se adquiere a través de trabajos con herramientas de línea de acero y medición de la producción con separador trifásico, como se muestra en la Fig. 2

Toma deInformación

Prueba conSeparadorTrifásico

Operación conlínea de Acero

Prueba deProducción

Prueba dePotencial

Calibración delpozo

Registro dePresión y

Temperatura

Intervenciones enel pozo

(Perforación detubería, Tubing

Stop)

Registro deproducción

Figura 2 – Preparación de Datos

Análisis del Pozo Usando la tecnología desarrollada (descrita a detalle en el siguiente segmento) y la información disponible de la historia de producción y toma de información actuales del pozo, se realiza el análisis a detalle. Este análisis incluye el diagnóstico del problema y las sugerencias para aplicar los sistemas de producción más convenientes. Diseño y aplicación del sistema de producción seleccionado. En la siguiente fase será necesario preparar el diseño detallado de la instalación del sistema de producción seleccionado, incluyendo datos adicionales para el caso de un sistema de operación intermitente provisto con o sin agentes químicos (barras y líquido espumantes). Los datos adicionales que son necesarios para definir los parámetros iniciales en la operación del sistema son los siguientes: Prueba en superficie del comportamiento de incremento y decremento de la presión durante un cierto período (prueba de “Incremento-Decremento en superficie”), mediciones del nivel de líquido, análisis de laboratorio con los químicos para generar la espuma en el pozo, datos de pruebas de campo con la aplicación de los agentes espumantes. Prácticamente, instalando el sistema de producción diseñado, inicia la nueva fase de producción en la vida del pozo, comenzando con la supervisión diaria del

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comportamiento del pozo y modificaciones de algunos parámetros en caso de que sean requeridos. En la Figura 3 se muestra el diagrama de la organización de las actividades en campo.

Diseño, Instalación yOperación en Campo

Diseño Instalaciones Operaciones enCampo

Sistemas deProducciónpara FlujoContinuo

Sistemas deProducciónpara Flujo

Intermitente

Medidores deflujo Supervisión

Prueba Incremento-Decremento en

Superficie, Prueba conAgentes espumantesEmbolo Viajero

Válvula Motoracon controlador

electrónico

Lanzador deBarras

Espumantes

Sarta deVelocidad

Compresor aboca de pozo

Nivel del Líquido

Figura 3- Diseño, Instalación y Operaciones de

Campo. Manejo de datos, Optimización de la producción y Supervisión en tiempo real. Uno de los segmentos más importantes en la realización del proyecto es la de construir una base de datos, manteniéndola segura y usando los datos en todos los procesos. Todos los datos generados durante los procesos definidos anteriormente deben ser almacenados. De esta forma se podrán analizar y notar todos los funcionamientos defectuosos y diferencias con la producción de diseño en las tendencias predichas. Esto habilitará el inicio oportuno del proceso de optimización de la producción. El sistema de monitoreo en tiempo real se ha aplicado en 48 pozos, cerrando completamente así el ciclo de actividades interrelacionadas como se muestra en la Figura 4.

Análisis del Pozo Diseño e Instalación

Optimización de Pozos

Recopilaciónde Datos

Supervisión y opera-ciones de campo

CISA Data BaseBase Datos CISATelemetría

Figura 4 – Base de datos, Optimización y

Telemetría.

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Comportamiento del pozo y Metodología del Diagnóstico del problema. En el trazo de la metodología del análisis de pozos de gas con problema de carga de líquido y en la que los pozos pueden ser mayormente beneficiados con la aplicación de un nuevo sistema de producción, fue necesario desarrollar un procedimiento para evaluar el comportamiento de los pozos. Considerando que el problema de carga de líquido depende de las condiciones de presión y temperatura en la superficie y fondo del pozo, así como también de la composición del gas y líquido (condensado), se seleccionó la técnica de Análisis Nodal Composicional para definir el Modelo del pozo y ajustar los datos de producción actual con el comportamiento del pozo simulado. Una vez que el modelo se ha verificado, es posible llevar

acabo un análisis de sensibilidad para evaluar el comportamiento futuro del pozo. Para los casos en que la información disponible es limitada y no es posible utilizar este sistema de análisis, se ha aplicado el Modelo de “Clasificación Multi-criterio” para seleccionar el sistema de producción más adecuado en la solución del problema de carga de líquido. Utilizando el valor promedio obtenido en el modelo “Multi-criterio” con la evaluación específica de cada parámetro seleccionado que más cercanamente caracteriza el comportamiento del pozo en el pasado y presente, es posible determinar el factor de evaluación integral y seleccionar el método de producción para eliminar el problema de carga en pozos de gas1. En la Figura 5 se muestra el resumen general de la metodología para el diagnóstico del problema aplicado en el proyecto CISA.

Síntomas Diagnóstico

del Problema

AnálisisMulti - Criterio Análisis Nodal

Preparación de Datos Análisis de Datos

Soluciones

?

Figura 5 – Resumen general del Comportamiento del pozo y Metodología aplicada para el Diagnóstico del problema en el proyecto CISA.

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Preparación de Datos El primer paso y más importante en el procedimiento de análisis del pozo y en el diagnóstico del problema fue el recopilar y validar los datos y almacenarlos en la base de datos desarrollada. La información disponible para el análisis es:

• Datos técnicos del pozo y de terminación.

• Historia de producción y presiones.

• Datos de la producción actual del pozo medidos con separador trifásico.

• Datos de registros en campo (de presión y

temperatura de fondo, calibración del

pozo, nivel del líquido, prueba de “Incremento-Decremento en superficie”, datos de pruebas en campo usando agentes espumantes, supervisión diaria, datos en tiempo real, telemetría).

• Composición del gas y condensado.

• Análisis de laboratorio con agentes

espumantes. El diagrama de flujo en la Figura 6 muestra el procedimiento simplificado del análisis preliminar para preparar la información necesaria en el Modelo de Análisis Nodal o de Multi-criterio.

Tipo Número deIntervalos

Distancia Tipo deFlujo

EstadoMecánico

Historia de laProducción ypresiones del

pozoProducción actual

del pozoToma de Información

en Campo

Propiedades del FluidoComposición del Gas y

Condensado

Análisis enLaboratorio de

Agentes Espumantes

Monobore

Convencional

2 7/8"

3 1/2"

Sinempacador

Conempacador

UnIntervalo

VariosIntervalos

Distancia alempacador

Distancia entreintervalos

Sarta de Velocidad2", 13/4" y 11/2" Tubería

espacio anularTubería/Anular

Fracturado

Corta <= 50 m ojusto arriba del

empacador

Media 50-200 m

Larga > 200 m

Corta <= 50 m

Media 50-100 m

Larga > 100 m

Gasto de Gas

Gasto de líquido(agua y

condensado)

Presión en laCabeza

Presión en la TR

Presión de Línea

Diámetro delEstrangulador

Registro de presión ytemperatura

Nivel de Líquido (TR yTP)

Prueba deIncremento-

Decremento enSuperficie

Prueba con AgentesEspumantes

Corrección de la Composicióndel gas de acuerdo algradiente de presión

Pipesim

Volumen y Altura de laEspuma

Vida media de laEspuma

Eficiencia delevantamiento del

líquidoLíquido remanentedurante el burbujeo

del gas

Líquido remanentedespués del burbujeo

del gas

Figura 6- Pasos en el análisis y preparación de datos. Modelo del pozo basado en el sistema de Análisis Nodal Composicional y prueba de presión. Antes de tomar una decisión final en el cambio del método de terminación o en las condiciones de trabajo es necesario construir el Modelo del pozo. Aplicando el análisis del sistema que podría caracterizarse como una aproximación exacta, llevada a cabo con pruebas superficiales de

incremento-decremento, fue posible incluir diferentes parámetros y condiciones en el pozo y superficie para seleccionar el sistema de producción apropiado y predecir diferentes escenarios para continuar con la producción sin problema de carga de líquido. También el análisis del sistema se ha aplicado como una herramienta eficiente de diagnóstico para determinar las causas que han provocado un decremento en la

7

producción, y en ciertos casos para identificar el tipo de problema. Aplicando el sistema de análisis hemos identificado los factores, los cuales han tenido mayor influencia en la reducción de la producción, así como también aquellos componentes del sistema que han provocado restricciones adicionales al flujo. El requisito básico para generar un Modelo adecuado es establecer el comportamiento de afluencia. Para alcanzar esta meta, es necesario tener datos de calidad y seleccionar el modelo apropiado de IPR, teniendo en cuenta las características del yacimiento y la calidad de la información disponible. Después de esto, es posible obtener el Modelo para el resto de los componentes del sistema de producción. Para optimizar el comportamiento de pozos de gas con problema de carga de líquido, fue necesario realizar algunas modificaciones al Modelo del análisis convencional. Después de un procedimiento de ajuste en dos etapas, se ha podido simular el comportamiento de los pozos utilizando diferentes parámetros, tales como el diámetro de la tubería de producción, tamaño del estrangulador, presión del sistema, tipo de flujo, etc.

Con el modelo de Análisis Nodal Composicional para flujo multifásico a través del sistema completo, se buscó el escenario de re-terminación que permitiera al pozo mantener flujo sin problema de carga de líquido, por la máxima duración posible. Regresando al comportamiento de IPR, la presión estática es un parámetro importante para el análisis confiable del sistema, pero desafortunadamente, en la mayoría de los pozos analizados se desconoce. Esta presión se ha estimado con un nuevo Modelo desarrollado para el caso en que solo se tiene una prueba de producción con un punto: gasto de gas y presión de fondo fluyendo a un determinado tamaño de estrangulador, como se muestra en la Figura 7. El modelo se basa en un procedimiento iterativo con las ecuaciones del comportamiento de afluencia desarrolladas por Mishra-Caudle y Fetkovich, al suponer la presión estática y el exponente de flujo “n”. La presión estática probable se toma del valor mínimo en la curva que representa la diferencia del potencial del pozo obtenida con los modelos de Mishra-Caudle (valor base) y Fetkovich, de la misma Figura 7.

8

Simulador de presion de yacimiento -Solo una prueba de producción conocida

1.415

1.420

1.425

1.430

1.435

1.440

1.445

1950 1951 1952 1953 1954 1955 1956 1957 1958 1959 1960 1961

Presión de yacimineto

Gas

to d

e ga

s m

axim

o

0

0.0005

0.001

0.0015

0.002

0.0025

0.003

0.0035

Qqmax Mishre Qgmax Fetkovich Diff

Figura 7- Estimación de la presión estática. Los límites debidos a la falta de información de las propiedades de los intervalos abiertos han incrementado el riesgo de que el sistema de producción recomendado para condiciones futuras no sea la solución óptima, la cual debería permitir al pozo producir y operar sin problemas de acumulación de líquido en el fondo. El principal problema para llevar a cabo el análisis del sistema fue definir el Modelo del comportamiento en los pozos con varios intervalos abiertos pertenecientes a un yacimiento con diferentes características. Un problema especial es con la distribución y distancia de los intervalos abiertos a producción. Para esto se simuló la operación del pozo suponiendo que el pozo sería re-terminado con una sarta de velocidad por debajo del intervalo superior, y por arriba del intervalo inferior. La idea fue adicionar gas de los intervalos superiores para mantener la velocidad del gas a través de la sarta de velocidad por arriba de la velocidad crítica previamente determinada. Adicionalmente se realizaron pruebas de “incremento-decremento en superficie” para definir el tiempo y la presión cuando la Válvula Motora tiene que cerrar o abrir el espacio anular. Cuando la velocidad del gas en la sarta de velocidad esta cerca o es menor de la velocidad crítica y el gas adicional del espacio anular no es lo suficiente para mantener la operación sin carga de líquido, entonces la Válvula Motora se usa para permitir una operación

convencional intermitente. El número de ciclos se ha determinado usando pruebas de incremento-decremento en superficie por el interior de la sarta y espacio anular. Con base a los resultados del análisis en más de 470 pozos utilizando el programa de cómputo “PipeSim” y usando la técnica de Análisis Nodal Composicional, se han obtenido las siguientes conclusiones:

• En más del 50% de los pozos analizados, la solución es instalar una sarta de velocidad de 2” DE y 1-3/4” DE.

• Se ha utilizado en algunos casos la opción

de instalar la sarta de velocidad por arriba del intervalo más profundo debido a que es imposible definir las características de cada intervalo productor y se cuenta con la posibilidad de usar el gas adicional de los intervalos superiores para incrementar la velocidad del gas por interior de la sarta.

• El límite del valor para controlar la

producción de gas está determinado por la velocidad mínima del gas para continuar descargando el líquido a la superficie.

9

• La aplicación de la sarta de velocidad, en combinación con el control de la producción de gas por el espacio anular e interior de la sarta, provoca condiciones de flujo inestable, las cuales no se pueden simular exáctamente con el uso del análisis convencional del sistema.

Los resultados del análisis del sistema se han usado también para decidir cuando la aplicación de la sarta de velocidad no es factible debido a que el periodo de flujo es muy corto y se alcanzarán las condiciones de carga nuevamente muy pronto. En esos casos, una solución aceptable es la operación intermitente. Dependiendo de las condiciones del pozo y de las pruebas de presión en superficie y con agentes espumantes (barras y líquido) se puede seleccionar el sistema intermitente más adecuado. Muy a menudo se han seleccionado sistemas de producción combinados (operación intermitente con aplicación de barras espumantes) o solamente la operación intermitente utilizando válvula motora o émbolo viajero. En yacimientos con presiones relativamente bajas en donde el contenido de líquido no es alto, se ha aplicado el compresor a boca de pozo. Esta aplicación se ha visto favorecida especialmente en los casos cuando se han agrupado varios pozos para producir con una sola unidad. El procedimiento para ajustar el Modelo del pozo con los datos medidos consiste de:

• Preparación de datos y procesamiento, el cual incluye la estimación del valor de la Presión estática.

• Estrategia en la construcción del sistema

de análisis.

• Ajuste para seleccionar la mejor correlación de flujo multifásico usando la

composición del gas y registro de presión de fondo fluyendo.

• Análisis detallado de sensibilidad con

respecto a parámetros del yacimiento, pozo y superficie con el objetivo de ajustar los resultados predichos con la información medida (gasto de gas, presiones en la cabeza y fondo), y obtener el Modelo del Comportamiento del pozo.

• Si el ajuste de los datos calculados y

medidos es satisfactorio, entonces se seleccionan los siguientes parámetros y se realiza un nuevo análisis de sensibilidad.

• Si el pozo no es capaz de fluir, o el tiempo

pronosticado de flujo es corto, entonces se aplica el modo de operación intermitente, utilizando los resultados de las pruebas en campo.

En la Figura 8 se presenta el diagrama de flujo que describe este procedimiento. En el caso de que sea necesario simular el comportamiento del pozo suponiendo que se inyectará líquido espumante se deberá modificar el sistema de análisis en PipeSim. El problema principal es cómo simular los cambios en el gradiente de presión de fondo fluyendo si se inyecta el líquido espumante en forma continua a través de una tubería capilar en el fondo. La tubería capilar permite la inyección continua del agente espumante para aligerar la columna de líquido en la tubería de producción por debajo del empacador, cuando se tiene una terminación convencional.

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Análisis Nodal ComposicionalPozos de gas con problema de carga

de líquido

Datos de entrada yConstrucciòn del Modelo

Corrección a la composicióndel gas usando el gradiente

de presión

Preparación deDatos anterior

C u le b r a - 2 6 2S im u l ad o r d e P r e s i ó n d e Y a c im i e n to - C o n o c ie n d o u n d a t o d e P r u e b a

0 .5 7

0 .5 8

0 .5 9

0 .6 0

0 .6 1

0 .6 2

0 .6 3

0 .6 4

1 0 0 0 1 0 1 0 1 0 2 0 1 0 3 0 1 0 4 0 1 0 5 0 1 0 6 0P r e s ió n d e Ya c im i e n to

Ma

xim

o g

as

to d

e g

0

0 . 0 0 1

0 . 0 0 2

0 . 0 0 3

0 . 0 0 4

0 . 0 0 5

0 . 0 0 6

0 . 0 0 7

Q q m a x M i s h r e Q g m a x F e t ko v i c h D if e r e n c ia

Ajuste de Correlaciones

Ajuste del Modelo delpozo

Lascondicionesson de Flujo

estable?No

Si

Resultado:La mejor

correlación

Resultado:Modelo del

Yacimiento y Pozo

Análisisdetallado del

sistemacomposicional

Selección de losparámatros más

importantes para elanálisis de

sensibilidad - Presión estática - Tamaño de TP - Presión de línea - Tamaño del estrangulador - Factor de colgamiento

......

Problemas para ajustar elmodelo del pozo

Pws desconocidaInformación medida pococonfiableOperación inestable del pozoLas correlaciones no puedenreproducir exactamente loque está sucediendo en elfondo cuando el pozo tienecarga de líquidoCondiciones de flujotransiente debido a lapermeabilidad muy bajaPresión en la línea dedescarga alta y flujo Sub-crítico a través delestranguador

Resultados eInterpretación

Sintomas y diagnóstico delproblema usando los

resultados del Análisis Nodal

- Gasto de gas crítico - Condiciones de flujo a través del pozo y estrangulador - Influencia de la presión del sistema

- Tamaño de la TP - Comportamiento futuro

........

Recomendaciones usando el Sistema deAnálisis

- Operación estable - continuar con la producción del pozo. - Instalar la Sarta de Velocidad - Disminuir la presión del sistema y usar compresor a boca de pozo - Usar agente líquido espumante - Cambiar el tamaño del estrangulador - Re-disparar intervalo productor

...........

Operaciónintermitente

Se tieneprueba depresión ensuperficie

Prueba decampo con

agentesespumantes

Realizar prueba yanálisis deresultados

Recomendaciones - Válvula Motora con controlador electrónico de ciclos - Embolo viajero: monobore, convencional, sarta de velocidad - Barras espumantes con lanzador automático - Sistemas combinados (Válvula motora y barras espumantes) - Dos Válvulas Motoras - Válvula Motora y Sarta de Velocidad

Si

Si

No

No

Estimación de la PresiónEstática

Figura 8– Modelo del comportamiento en pozos de gas con problemas de carga de líquido. Para seleccionar el Factor de corrección adecuado en el cálculo del Colgamiento de Líquido en PipeSim o en cualquier paquete de análisis nodal, se puede usar la comparación de gradientes mostrada en la Figura 9 para estimar el gradiente modificado en una aplicación típica del pozo. Otra opción es simular la inyección de alguna cantidad de gas que pudiera cambiar el gradiente de flujo y ajustarlo de acuerdo a la relación de la cantidad de agua y espumante. Es recomendable seleccionar los parámetros de sensibilidad que afectarán fuertemente la curva del comportamiento de la tubería (outflow) al cambiar la densidad de la mezcla, viscosidad y tensión interfacial. En muchos casos esta es la RGA. Es posible calcular, por ensaye y error, un gradiente fluyente y su presión correspondiente de fondo, utilizando la correlación seleccionada.

“Intenta” encontrar la RGA que reproduzca el valor de gradiente más cercano al gradiente de flujo leído de la Figura 9. Sí la intersección de la curva de capacidad de transporte de la tubería con la curva del IPR se encuentra en la zona de condición estable (lado derecho del valor mínimo de la curva de capacidad de transporte) y mayor que el gasto de gas crítico calculado con el Modelo de “Turner”, entonces el pozo producirá sin ningún problema de carga. En la Figura 10 se muestra el diagrama del procedimiento para modificar el gradiente de flujo en él caso de que se vaya a inyectar un agente líquido espumante.

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Figura 9- Gradiente fluyente con y sin espuma (15)

D a to s d e E N T R A D A :C a ra c te r ìs t ic a s d e ly a c im ie n to y p o z o ,

h is to r ia d e l p o z o , d a to sd e a g e n te l ìq u id o

e s p u m a n te

D a to s d e la b o ra to r io yp ru e b a e n C a m p o :

C a p a c id a d d e la e s p u m a ,a ltu ra y v o lu m e n , v o lu m e n

re m a n e n te d u ra n te yd e s p u e s d e l b u rb u je o ,

e s ta b ilid a d y a p a r ie n c ia d e llìq u id o y la e s p u m a ,

p re s iò n e n la c a b e z a ,g ra d ie n te d e p re s iò n , g a s to

d e in ye c c iò n

A n à lis is N o d a lC o m p o s ic io n a l

(s e le c c iò n d e la m e jo rc o rre la c iò n , a n à lis is d e

s e n s ib ilid a d -R G A ,c o n te n id o d e a g u a ,

d ià m e tro d e la tu b e r ìa ,e tc . .)

G a s to d e g a s c r ì t ic o -Q g c r it

N o

S i

Q g S A > Q g c r i t

E l p o z o p u e d e p ro d u c ir s in p ro b le m a d e c a rg a d elìq u id o y la a p lic a c iò n d e l a g e n te l ìq u id o

e s p u m a n te p ro p o rc io n a rà c o n d ic io n e s fa v o ra b le s

F IN

Figura 10 – Aplicación de análisis Nodal con agente líquido espumante.

12

3.3 Aplicación del Modelo “Multi-Criterio” Las características especificas de la producción de un pozo de gas, definidas por la información disponible referente a historia de producción, datos del comportamiento actual del pozo (producción y presiones) y datos del sistema de terminación, fueron la base para el desarrollo de un Modelo Analítico (herramienta) el cual fue utilizado para seleccionar el método de producción más adecuado en pozos de gas que operan con acumulación severa de líquido en el fondo (proceso de carga de líquido). La definición de las diferentes clases de parámetros para caracterizar el fenómeno de carga de líquido sé derivó de todos los parámetros relevantes que caracterizan el origen y desarrollo del proceso de carga, no solo en pozo, sino que también en el yacimiento. Dentro de estas clases generales (a nivel macro) fue necesario extraer sub-clases de parámetros (nivel micro) con una importancia bien definida (con un valor de evaluación). Nosotros resolvimos el problema de tal manera que las recomendaciones son la síntesis de los síntomas claves, las cuales pueden estar separadas en la vida productiva del pozo, diagnóstico del problema, predicción del comportamiento, evaluación económica y soluciones técnicas. Del estudio detallado de los pozos de gas pertenecientes al Activo Integral Burgos con problema de carga y de las experiencias prácticas se han obtenido las siguientes conclusiones:

• El diámetro de la tubería es el parámetro más importante que influye en apariencia e intensidad en el proceso de carga de líquido.

• El tipo de terminación (posición del

empacador con respecto a la profundidad de los intervalos productores) en la mayoría de los casos es parte crucial del origen de carga de líquido.

• La baja presión y temperatura de fondo

fluyendo en el pozo son factores que tienen una influencia muy seria en la carga de líquido.

Los factores que determinan la carga de líquido y que influyen en la selección adecuada del método de producción están agrupadas en las siguientes clases generales (GFC):

• Terminación del pozo (WCF)

• Historia de producción y presiones del

pozo (PHF)

• Clases del comportamiento del pozo (WPF)

• Pruebas de Laboratorio (LTF)

• Pruebas en campo (FTF)

• Otros problemas y pruebas (OPF)

• Costos (CEF)

El factor de las clases generales (GFC) constituye la esencia del modelo y la evaluación final de la posibilidad de aplicación del método de producción, el cual es igual al factor de evaluación integrado definido como el promedio “geométrico” del de todos los factores particulares de las clases generales. El factor de evaluación integrado se puede dar en la siguiente forma:

nn

iiGFCIEF ∏

=

=1

)(

(1) El método recomendado será el que tenga el valor más alto de IEF. El número de factores de clases generales es variable, así que el valor de IEF para cada pozo incluye solo aquellos parámetros para los que existe la posibilidad de ser evaluados. De cada una de las clases mencionadas anteriormente se han extraído parámetros particulares con su correspondiente evaluación. Estas evaluaciones son el resultado de lo siguiente:

• Tiempo de inicio del proceso de carga.

• Características del comportamiento del pozo en períodos anteriores.

• Conocimiento y experiencia de expertos y

personal de campo.

• Limitaciones naturales, técnicas y económicas.

13

• Definición de reglas dependiendo de la

capacidad de aplicación de los métodos de producción analizados.

Ocurre muy seguido, que si existe falta de información en algún período, no es posible evaluar algunos factores. En este caso el número de multiplicadores en la ecuación (2) se reduce. Generalmente, la evaluación final para cada factor de clases generales es:

nn

iik FSclGFC ∏

=

=1

)()(

(2) donde: k- es el tipo de clase general a evaluar n- es el número de subclases. El número de subclases individuales depende directamente de la cantidad de datos disponibles. La influencia de los parámetros para los cuales no existen datos, es minimizada ya que su influencia no se toma en consideración. Al usar las evaluaciones de los métodos particulares (aplicación de espumantes, émbolo viajero, compresor a boca de pozo, flujo intermitente con válvula motora, sarta de velocidad, bombeo mecánico, bombeo electrosumergible y bombeo neumático continuo) y la importancia de los parámetros particulares en el nivel micro, es como se ha obtenido la matriz de evaluación mostrado en la Tabla 2 (ejemplo de la aplicación del modelo). Se ha utilizado el sistema

de evaluación de 5 niveles (del 0 al 4) en el desarrollo del modelo, en donde el valor cero (0) para ciertos criterios elimina automáticamente la posibilidad de aplicar algunos de los métodos. Se debe enfatizar que aquellas matrices de evaluación para los parámetros a nivel micro no son definitivas y cambiarán dependiendo de sí los resultados son similares o iguales a los resultados esperados. El nivel de importancia de ciertos parámetros altera, como una función de eficiencia, al método aplicado. Si durante la aplicación del, o los, métodos seleccionados, se descubre que existe una discrepancia y el comportamiento (resultados de producción) no está de acuerdo con el comportamiento predicho, entonces esos parámetros son extraídos para ser re-analizados, y se corregirá su evaluación, y esta nueva estimación definida será utilizada para el siguiente caso. Este proceso convencional de revisar las soluciones anteriores, de notificaciones y correcciones de los errores y cambios en la matriz de evaluación son los fundamentos del proceso de aprendizaje. Es importante que la evaluación de ciertos métodos surja de una descripción, es decir de la definición del factor seleccionado de ocurrencia. La definición de ocurrencia está caracterizada por la descripción de un parámetro “indistinto”. En la Tabla 1 se muestra un ejemplo de descripción de algunos parámetros particulares a nivel micro para una prueba de presión en superficie, en el caso de una aplicación de levantamiento intermitente.

Prueba de presión en superficie (TP y TR) Embolo Viajero Válvula Motora

Incremento de Presión en TP con pendiente constante sin estabilazción 4 4Incremento de Presión en TP lenta sin estabilazación 3 3Incremento de Presión en TP lenta con estabilazación 2 2Incremento de Presión en TP rápida y con estabilización en corto tiempo 3 2Incremento de Presion en TP rápida con dos o más pedientes sin estabilización 4 3Incremento de Presion en TP rápida con dos o más pedientes con estabilización 3 3Decremento de Presión en TP muy rápida llegando a la Presión de línea LP 4 2Decremento de Presión en TP muy rápida sin estabilazición y > LP 2 2Decremento de Presión en TP muy rápida con estabilazición y > LP 3 3Decremento de Presión en TP lenta con estabilazición y > LP 2 3Decremento de Presión en TP lenta sin estabilazición y > LP 1 2Decremento de Presión en TP lenta con dos o más pendientes 1 1La presión de cierre en TP (CPTP) es mayor que 2.2 - 2.5 la presión de línea 4 4La presión de cierre en TP (CPTP) es mayor que 1.3 - 1.5 la presión de línea 4 4La presión de cierre es menor que 1.3 - 1.5 la presión de línea 1 1La presión de cierre es mayor que 1.3 - 1.5 la presión de línea 1 1La presión de cierre en TR (CPTR) es mayor que la CPTP 4 4(CPTR - Carga de la columna de líquido en TP) > 0.5 * (CPTR - LP) 4 4

Tabla 1- Descripción de síntomas durante una prueba de presión en superficie.

14

Tabla 2 – Pozo Culebra-24. Selección del mejor método de producción usando el Modelo “Multicriterio”. En el caso del pozo Culebra-24 el problema de carga de líquido se pudo resolver usando un sistema de producción combinado (válvula motora y barras espumantes) en modo de operación intermitente. De acuerdo con los resultados del análisis multi-criterio la mejor opción fue con una operación intermitente. Las restricciones mecánicas en el pozo eliminaron la posibilidad de

aplicar el émbolo viajero a pesar de que los demás factores dieron preferencia a su aplicación. El modelo “Multi-criterio” se ha aplicado en el análisis de 70 pozos de baja productividad (gastos de gas menores a 0.300 MMpcd), como se puede observar en la Figura 11 y Tabla 3.

15

Campo Pozos con MC Total de Pozos analizados %Campo %Total analizado %Total con MCCulebra 22 224 9.82 4.66 31.43Corindón 15 45 33.33 3.18 21.43Cuitlahuac 12 77 15.58 2.54 17.14Arcabuz 6 32 18.75 1.27 8.57Cuatro Milpas 4 17 23.53 0.85 5.71Viboritas 2 8 25.00 0.42 2.86Pandura 7 15 46.67 1.48 10.00Peña Blanca 2 26 7.69 0.42 2.86Total con MultiCriterio 70Total analizados 472

Tabla 3- Pozos analizados con el Modelo “Multi-Criterio” en el Activo Integral Burgos.

Pozos analizados con el Modelo "Multi-criterio"

31%

21%17%

9%

6%

3%

10%3%

Culebra Corindón Cuitlahuac ArcabuzCuatro Milpas Viboritas Pandura Peña Blanca

Figura 11- Estadísticas de la aplicación del Modelo “Multi-Criterio”.

Diagnóstico del Problema del pozo y Propuesta Operacional. Cuando un pozo está produciendo por debajo de su producción óptima, se debe identificar la fuente y tipo de problema antes de tomar cualquier acción correctiva. El grupo de ingeniería en Sistemas Artificiales de SLB está a cargo y tiene la responsabilidad de identificar el problema que existe en cada pozo en particular y recomendar las actividades para resolver el problema. Para saber si un pozo está produciendo, o puede producir a condiciones óptimas, se requiere responder las siguientes preguntas: (1) ¿el pozo está produciendo a su potencial?, y (2) ¿si no está produciendo al gasto esperado o a su potencial, por qué no? En primer lugar, para saber si un pozo está produciendo a su potencial se requiere conocer cual es su potencial. El potencial no necesariamente es la cantidad de producción

medida durante una prueba en relativamente corto tiempo con el estrangulador completamente abierto. El potencial se debe entender en términos de lo que el pozo es capaz de producir al proveerle las mejores condiciones de flujo posibles. Las bases del análisis del problema del pozo, son datos clasificados en una Base de Datos flexible, la cual incluye la historia del pozo y datos en tiempo real. La pregunta es cómo organizar los datos y el conocimiento (tanto teórico como práctico), y entonces establecer relaciones con “lo ya visto”, de tal manera de que “lo siguiente” venga con la menor posibilidad de falla. La estructura del procedimiento que aplicamos al diagnóstico del problema en pozos de gas del Activo Integral Burgos se muestra en la Figura 12.

16

Lista de Pozos

Pozo 1Pozo 2

.

.Pozo (n-m)

.

.Pozo (n-1)Pozo (n)

Nuevo datosdel pozo

Informaciòn en laBase de Datos

Pozo Nuevo

GeneralTerminaciòn(trayectoria, perforaciòn,

disparos,fracturamiento)

Anàlisis PVTYacimientoHistoria deReparacionesPruebas del PozoHistoria deproducciòn yresultadosPruebas delaboratorio condiferentes agentesespumantesPruebas en Campo(Pruebas deincremento-decrementoen superficie, nivel dellìquido, agentesespumantes)

Pre-procesamiento

Filtrado yBùsqueda BD

Lista de pozos concaracterìsticas

similares al pozonuevo

Experiencia yconocimiento

adquirida

Lista desìntomas de

los pozosobtenidos

Definiciòndel

problemapara el

pozo nuevo

Procesamiento

Extracciòn,Estructuramientoy Organizaciòn del

Conocimiento

Formulaciòn en labase del

conocimiento(Reglas:

Si....entonces...

Lista derecomendaciones y

propuesta deoperaciòn para

resolver el problema

Figura 12 – Procedimiento del Diagnóstico del problema en pozos de gas con carga de líquido.

El conocimiento de los expertos se ha formalizado por medio de la clasificación de los posibles problemas y su asociación con sus correspondiente síntomas. El éxito en el

diagnóstico del problema está relacionado con la habilidad del analista para conectar los síntomas detectados con los posibles problemas, como se muestra en la Tabla 4.

Síntomas Diagnóstico del problema

1Declinación estable de la producción de gas y de la presión en la cabeza

La declinación exponencial de la producción de gas se debe a la declinación de la presión estática y a un volumen limitado de gas en el yacimiento

2 Distancia entre los intervalos productores (329 m) La distancia entre los intervalos abiertos es muy grande, por lo que el émbolo viajero no puede aplicarse

3 Gradiente de presión variable Se han acumulado los líquidos en la parte inferiro del pozo

4 No se registró producción de líquido durante la medición con separador trifásico

El líquido acumulado es agua

5Declinación constante del gasto de gas y presión en la cabeza durante la medición con separador trifásico

El gasto de gas está por debajo del gasto de gas crítico por lo que la carga de líquido es el principal problema en la operación del pozo

6 Gasto de gas inestable con períodos cortos de flujo en TP de 3-1/2"

Tamaño de tubería inadecuada- El diámetro es muy grande

7 El gasto de gas es menor que el gasto de gas crítico El proceso de carga de líquido ha iniciado desde hace mucho tiempo

8 No se detectó producción de arena Tabla 4- Relación entre los Síntomas y el Problema del pozo.

17

Debido a que el problema más importante en la mayoría de los pozos analizados es la carga de líquido, se han desarrollado algunas reglas especiales para ayuda en el proceso de diagnóstico y generar el Mapa de Correlación del

Diagnóstico de Problemas, como se muestra en la Tabla 5 para algunos pozos seleccionados.

Tabla 5- Mapa de Correlación del Diagnóstico de Problemas

El significado de los códigos aplicados en el Sistema de Diagnóstico de la tabla anterior es: Códigos del Sistema de Diagnóstico de problemas en el pozo D1 Baja presión de yacimiento y/o presión en el fondoD3 Bloqueo de agua/condensado en el fondoD4 Baja permeabilidad del yacimiento, caracteristicas pobres de flujo de gas hacia el pozo y alta presión de fondo fluyendoD5 La permeabilidad relativa al gas es bajaD8 Baja conductividad de las fracturas (Kh) y limpieza incompleta con líquido de la fractura cerca de la cara de la formación después de HDFD10 Baja Productividad debido al cierra prematuro de la fractura (producción de arena de las fracturas ..)D12 Operación inestable del pozo debido al problema de carga (tamaño de tubería grande, baja gasto de gas, declinación

de la presión en la cabeza y del gasto de gas durante la medición trifásica, fluctuaciones de la presión en la línea)D13 La Velocidad del gas esta por debajo o muy cerca de la velocidad crítica y la carga de líquido es el principal problema que restringe la producción de gas D14 El pozo dejará de fluir en un futuro cercano, o se iniciará la carga de liquido ocasionando la disminuacion rápida del gasto de gasD17 Distribución uniforme del líquido en toda la longitud del pozo de acuerdo a los datos del gradiente de presión.D18 Problema mecánico con la tubería de revestimiento y/o producción (cemento, corrosión, lodo, emulsión)D24 La Presión del sistema es muy alta (linea, separador), y sí se reduce proveerá beneficios por mucho tiempoD28 La presión en la cabeza del pozo y la producción de gas disminuyen rápidamente D29 El fluido que genera la carga es agua del yacimientoD30 El fluido que genera la carga es agua que se condensa en el pozoD31 El fluido que genera la carga es condensadoD33 El fluido que genera la carga es agua y condensadoD40 La producción no puede incrementarse significativamente si se utiliza una tubería de diámetro pequeño.D41 La presión del yacimiento declina rápidamenteD42 El pozo esta en los limites par dejar de fluir y la presion del yacimiento (estática) tiene un valor

en la que el pozo es incapaz de descargar los fluidos acumuladosD44 El pozo está operando en condiciones relativamente estables, y cerca de alcanzar las condiciones de cargaD45 La declinación exponencial de la producción de gas se debe la declinación de la presión del yacimiento

y probablemente al volumen limitado de gas remanente en el yacimiento.D46 La etapa de agotamiento del yacimiento es crítica para predecir una estrategia de producción a futuro

y es probable que el yacimiento tenga un volumen de gas limitado.

D1 D2 D3 D4 D5 D6 D7 D8 D9 D10 D11 D12 D13 D14 D15 D16 D17 D18 D19 D20 D21 D22 D23 D24 D25 D26 D27 D28 D29 D30 D31 D32 D33 D34Culebra-201 X X XCulebra-702 X X X X X XCulebra-288 X X X X X X X X X XCulebra-287 X X X X X X X X X XCulebra-626 X X X X XCulebra-610 X X X X X

Pozos Diagnóstico del Problema

18

Como se muestra en la Figura 12, una vez que se ha terminado con la identificación del problema, se debe aplicar el mejor remedio. Dependiendo de los problemas que fueron identificados en el paso

anterior se realiza la recomendación de la propuesta de operación como se muestra en la Tabla 6, con sus correspondientes códigos.

Tabla 6- Mapa de Correlación de Recomendaciones

Recomedaciones

R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 R11 R12 R13 R14 R15 R16 R17 R18 R19 R20 R21 R22 R23 R24 R25 R26 R27 R28 R29Culebra-201 X X**o X*Culebra-702 X X Xo X X* X**o Xo X***o X**oCulebra-288 X X X**o X* X***oCulebra-287 X X X**o X* X***oCulebra-626 X*Culebra-610 X X X X X* X** X

Pozos

Sistema de códigos para las Recomendaciones / Propuesta de operación.

Sistema de Códigos para las Recomendaciones R1 Continuar con la producción en las condiciones actualesR2 Realizar una prueba de producción con un separador trifásico para verificar las condiciones de producción actuales

y/o para definir la presión estática y el potencial del pozo R4 Descargar el pozo (con tubería flexible, barras espumantes)R5 Lavar el pozo con tubería flexible (de arena, incrustaciones, etc.) y tomar una muestra para ser analizada en laboratoria (curva S, composición, etc.) R6 Cambiar el tamaño del estrangulador (aumentarlo o disminuirlo) de acuerdo a los resultados del análisis del sistemaR8 Reducir la presión de línea hasta obtener flujo crítico a través del estrangulador y evitar el probñema de carga de líquidoR9 Instalar tuberia flexible de 2"R12 Usar tubería convencional de 2 " de diámetro exterior R13 Usar tubería convencional de 1.66 " de diámetro exterior R14 Llevar acabo una prueba de referencia, para seleccionar el agente líquido espumante y comenzar con la aplicación a través del espacio anular.R18 Aplicar émbolo viajero. R21 Aplicar émbolo viajero para tubería de revestimiento de 3-1/2". R22 Aplicar émbolo viajero para tubería de revestimiento de 2-7/8". R25 Instalar una Válvula Motora con control de clclos.R26 Intalar un compresor a boca de pozo para disminuir la presión del sistema.

Considerando que cada sistema de producción, el cual puede ser aplicado para solucionar el problema de carga, posee características especificas, hemos desarrollado y formalizado

algunas reglas específicas que se aplican para seleccionar el sistema de producción más conveniente, como se muestra en la Tabla 7.

19

si el pozo fue terminado en monobore (3-1/2" y 2-7/8") y la distancia entre los intervalos es menor de 30 m entonces es posible aplicar émbolo viajero

Si se instaló una sarta de velocidad en el pozo con terminación monobore y su extremo está por arriba del intervalo más profundo y la distancia entre los intervalos es mayor de 30 m entonces se puede aplicar el émbolo viajero para sarta de velocidad con 2 válvulas motorasSi el pozo fue terminado con un sistema convencional (TP, empacador) y si el ampacador se ancló a una distancia menor de 30 m entonces se puede aplica el émbolo viajero siempre y cuando sea posible establecer comunicación entre la TR y TP (abriendo la camisa deslizable o perforando la TP)

Si existe algo de producción de arena entonces el émbolo tipo "cepillo" es la mejor solución

Si la historia de producción de fluido (gas y líquido) es irregular con una presión de línea constante entonces existe carga de líquido y el pozo es candidato para algún sistema de operación intermitente Si la diferencial de presión entre TR y TP es mayor de 200 psig entonces existe una acumulación excesiva de líquido y es factible utilizar un sistema intermitente.Si la presión diferencial es irregular y alta entonces existe evidencia de cabeceo/carga y el pozo es un buen candidato para agentes espumantes.

Si la velocidad crítica es menor de 5 m/s (1000 ft/min) entonces probablemente ocurrirá la carga de líquido y se puede aplicar un método de operación intermitente.Si la máxima presión de cierre en TP es mayor que 1.2 veces la presión de línea entonces es candidato para operar de manera intermitente.

Si la presión de cierre en la TR es igual o mayor que 2 - 2.2.5 veces la presión de línea y el pozo tiene empacador o fue terminado en monobore entonces el pozo es candidato para operar de manera intermitente.Si el pozo produce menos de 20 m3/d de líquido entonces se puede considerar como un candidatos a operar de manera intermitente.

Si la RGL es mayor de 250 m3/m3 /1000 m y el pozo fue terminado sin empacador entonces el pozo es candidato para émbolo viajero.

Si la RGL es mayor de 450 m3/m3 /1000 m y existe empacador entonces el pozo es candidato para émbolo viajero.

Si (SICP-Tbg carga hidrostática del fluido) > 0.4 - 0.6 * (SICP-LP) entonces existe suficiente presión en la TR para levantar el émbolo

Si el empacador y TP fueron anclados a una gran distancia del fondo (> 150 m) entonces ocurrirá carga de líquido prematura y el pozo es candidato para Barras espumantes.Si la diferencia de presiones en la TR y TP es baja y luego tiene picos altos entonces el pozo se está acercando al gasto de gas crítico y puede ser un candidato para la inyección de líquido espumante.Si la producción de líquido es una mezcla de agua y condensado entonces se puede utilizar una mezcla detipos de barras para condensado y agua.

Aplicación de algunas reglas para Seleccionar el Sistema de Producción adecuado

Tabla 7 – Ejemplo de algunas reglas para la Selección del Sistema de Producción.

Los métodos de producción aplicados en el proyecto CISA se pueden clasificar en dos grupos. El primero de ellos es para Flujo Continuo y el segundo para Flujo Intermitente, como se muestra en la Figura 13.

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Figura 13- Sistemas de Producción aplicados para resolver el problema de carga de líquido en pozos

de gas. Al combinar sistemas de producción se han obtenido mejoras significantes. Los sistemas de producción combinados tienen bastante flexibilidad que permiten modificaciones sencillas de los parámetros de operación y se adaptan a la dinámica cambiable (estado transiente) de las condiciones del pozo. En la Figura 13 se muestran los sistemas de producción utilizados, tanto para flujo continuo

como intermitente. Existen diferentes opciones, pero la solución más aceptable para flujo continuo es la Sarta de Velocidad. Si el pozo no puede fluir, entonces la solución frecuentemente utilizada es la combinación de sistemas para flujo intermitente (Barras Espumantes y Válvula Motora). Se han aplicado diferentes sistemas de producción en más de 400 pozos (Tabla 8) utilizando la Metodología descrita anteriormente. En casi el 50% de los casos se ha aplicado Sartas de Velocidad de 2” y 1-3/4”.

Tabla 8- Sistemas de Producción empleados en el proyecto CISA.

2003-Total de pozos 2004

Sistemas de Producción 2002 Ene 03 Feb 03 Mar 03 Abr 03 May 03Jun 03 Jul 03 Ago 03 Sep 03 Oct 03 Nov 03 Dec 03Ene 04 Feb 04Mes 6 10 13 11 2 11 13 4 3 6 7 10 5 12Total 83 89 99 112 123 125 136 149 153 156 162 169 179 184 196Mes 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 1Total 3 3 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 5Mes 3 4 5 5 5 5 3 1 5 11 6 1 10 8Total 32 35 39 44 49 54 59 62 63 68 79 85 86 96 104Mes 4 6 1 1 1 0 2 0 0 10 2 7 3 6Total 16 20 26 27 28 29 29 31 31 31 41 43 50 53 59Mes 4 2 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0Total 12 16 18 18 18 18 18 18 20 20 20 20 20 20 20Mes 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0Total 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 9 9 9 9Mes 0 0 2 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0Total 8 8 8 10 11 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

TOTALdel 02 al 04 162 179 201 222 240 249 265 283 291 299 326 342 360 378 405

Sistema de baja presión

Válvula Motora

Barras espumantes

Cambio de Estrangulado

Embolo viajero

Sarta de Velocidad

Tubería Capilar

OPTIMIZACIÓN DE POZOS Y APLICACIÓN DE PRODUCCIÓN EN TIEMPO REAL. Optimización de la Producción La optimización de la producción de los pozos es una actividad continua (diaria), que se basa en el análisis día a día y consiste de los siguientes pasos:

• Recopilación de datos y monitoreo del comportamiento de los pozos

• Comparación de los datos actuales con

los resultados obtenidos durante la historia de producción, y también con los resultados del análisis inicial. En caso de que el pozo esté produciendo de acuerdo a lo previsto en el estudio, a través del proceso de optimización se checará si

existe posibilidad de mejorar la operación/producción del pozo.

• Los procesos de producción generan

cambios a través del sistema completo, iniciando con el yacimiento, continuando con el flujo a través del pozo, y terminando con el flujo a través de la línea de descarga y equipo superficial. Definiendo las condiciones de frontera en el fondo y en la superficie, así como también la capacidad del pozo de acuerdo a las condiciones de fondo (yacimiento y pozo) y a las condiciones de superficie, a través del nuevo sistema de análisis se definirá cual es el objetivo final del proceso de optimización. El nuevo plan de acción en el campo estará basado en los resultados del estudio de optimización.

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A través del proceso de optimización se logra la integración de los datos, información y eventos a nivel estático y dinámico con la Base de Datos desarrollada.

El comportamiento específico de los pozos de gas en el Activo Integral Burgos requiere la aplicación de un proceso de optimización “inusual”, con respecto a los métodos utilizados para resolver el problema de carga, como se puede observar en la Figura 14 y 15.

Figura 14- Diagrama de flujo del Proceso de Optimización.

Figura 15- Circuito cerrado de Optimización en el proyecto CISA

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Es una realidad que los datos utilizados para el análisis de los pozos de aceite y gas y del comportamiento del yacimiento no son datos registrados solamente durante un período corto, sino que también son de datos que toman diariamente, semanalmente o mensualmente. Cuando son registrados, se debe responder, ya que aún el menor retraso en la reacción del analista llevará inevitablemente a la pérdida del control sobre el comportamiento del pozo y del yacimiento. Los datos nuevos obtenidos son siempre una señal que debe ser dirigida de manera oportuna al lugar correspondiente para propósitos de su análisis e incluye información “oculta” de las causas del problema que han provocado la disminución de la producción de hidrocarburos. La prioridad de los pozos candidatos en los que es posible mejorar su producción, incluyen un enfoque integral, el cual incluye las características del yacimiento, pozo y de superficie.

En la Figura 16 se muestra una lista de las actividades más importantes que se deben llevar a cabo durante el proceso de Optimización, dependiendo del sistema de producción utilizado. Es evidente que se requiere del control en el monitoreo diario o en Tiempo Real de los pozos para proveer suficiente información y datos para el análisis de cualquier sistema de producción. Conociendo el comportamiento del pozo antes de la aplicación de un nuevo sistema de producción (Válvula Motora, Embolo Viajero, Sarta de Velocidad, Barras y Líquido Espumantes, Compresor a boca del pozo, Combinación de diferentes métodos) y los nuevos parámetros que se han obtenido a través de la Optimización, es posible evaluar el beneficio que se obtiene a través de este proceso.

Figura 16- Actividades en la Optimización de la producción para varios Sistemas

23

Manejo de la Producción en Tiempo Real en el Activo Integral Burgos (Telemetría) El manejo de la Producción en Tiempo Real en el Activo Integral Burgos con el uso de la Telemetría fue implementado desde Agosto del 2003. El objetivo de esta aplicación fue proveer a Pemex con un acceso remoto a los datos de producción desde los pozos, mejorando la calidad del

servicio, habilitando la optimización en tiempo real y reduciendo los costos de operación. Los pozos fueron equipados con unidades inteligentes de RTU, controlados remotamente por el sistema AutoCycle Plus (ACP). La arquitectura básica de la solución implementada se muestra en la Figura 17.

Figura 17- Arquitectura de la Telemetría en CISA.

Los datos de tiempo real son proporcionados al cliente (Pemex) a través de un acceso a Internet utilizando el sistema de hospedaje (Host) “WellWatcher” con un Centro de Manejo de Datos (DMC), el cual se basa en la tecnología “Decisión Point Portal”. Los datos se adquieren 4 veces por día y se almacenan en la Base de Datos del DMC (Houston). Usando la información real será posible en el futuro controlar, manejar y diagnosticar los problemas en la operación del pozo de acuerdo al conocimiento y experiencia de los ingenieros especialista de SLB. Los datos en tiempo real siempre contienen alguna información “oculta” (síntomas) acerca de los problemas del pozo.

Al integrar algunas reglas válidas para algunos métodos específicos de producción que se han aplicado en el proyecto, el sistema podrá recomendar una solución práctica para resolver el problema, de acuerdo a la metodología descrita previamente. Con respecto a la funcionabilidad y valores que se pueden obtener a través de la producción en tiempo real en pozos con problemas de carga de líquido, es posible obtener los 4 niveles que se muestran en la Tabla 9.

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Nivel Funcionabilidad ValorNivel 1 Recopilación de Datos-Transmisión Reduce downtime

Despliegue gráfico de los datos Reduce costosMonitoreo y Control Alarmas Reduce visitas programadas

Ejecución de comandos Demanda de acceso de datosNivel 2 Almacenamiento de Datos Aumenta la confianza de los datos

Condiciones y Validación Detección de eventosSupervisión Análisis de Tendencias

Alertas (Gasto de gas crítico y promedio variable diarioandLógica de Interpretación (Modelo)

Nivel 3 Análisis Transforma datos en InformaciónIdentificación del problema Análisis por expertos

Diagnóstico Reporte del Diagnóstico DesicionesInstrucciones de disparo

Nivel 4 Presión del yacimiento Otimiza el comportamiento de losAnálisis del sistema en Tiempo Real recursos

Optimización de la Comportamiento de Afluencia Mejora la producción de gasProducción Comportamiento del

levantamiento verticalManejo automatizado de la carga de líquido

Tabla 9- Funcionalidad y Valor de la Producción en Tiempo Real El sistema de producción en tiempo real se ha instalado en 42 pozos y se espera que se incluyan más de 40 al sistema de telemetría. Con la última mejora que se ha realizado se puede decir que se ha alcanzado el segundo nivel de funcionalidad. La nueva modificación permitirá tener el control completo de la operación intermitente permitiendo

la ejecución directa de comandos en la localización del pozo. Con la característica de un Mapa, el usuario puede visualizar el pozo y dependiendo de su producción se mostrará el tamaño de su burbuja correspondiente (Figura 18).

Figura 18 – Visualización del pozo con la utilización del Mapa

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A partir del Mapa es posible generar diferentes reportes, como por ejemplo de los datos que se

registran con mayor frecuencia, o el promedio diario de la producción, como se muestra en la Figura 19.

Figura 19– Generación de reportes utilizando la característica del Mapa

CASO ESTUDIO DE UN POZO En esta sección se describe la aplicación de la metodología desarrollada con respecto a la ingeniería y optimización en el pozo Cuitlahuac-958. El pozo fue terminado en monobore con tubería de 3-1/2” y solo se disparó y fracturó un intervalo (3130 a 3140 m). El pozo inició a producir el 23 de febrero del 2001 a través de un estrangulador de 20/64”. La producción inicial y presión en la cabeza fue de 10.200 MMpcd y 5780 psig, respectivamente. De acuerdo su comportamiento de producción, el pozo se puede caracterizar como un pozo de alta producción con una declinación inició muy rápido (en abril del 2001). Para mantener la producción

en el nivel deseado se aumentó el tamaño del estrangulador a 24/64” y después la producción se estabilizó entre 8.800 y 10.000 MMpcd, pero la presión en la cabeza continuó con su ritmo de declinación llegando a 4500 psig. En el siguiente período (con una duración corta) la producción de gas aumentó a 11.500 MMpcd con una presión en la cabeza de 4175 psig. Después de este período, la producción de gas comenzó a declinar rápidamente, al igual que la presión en la cabeza. En los siguientes 4 meses la presión y producción declinaron a 2200 psig y 6.000 MMpcd respectivamente. Resumiendo, en los primeros 7 meses de producción, la declinación de la presión y producción fue muy rápida. De acuerdo a la medición con separador trifásico realizada el 25 de septiembre del 2002, la producción de gas fue

26

de 1.590 MMpcd con una presión de 1763 psig. El pozo produce solamente condensado con un promedio de 71 bpd. Debido a que la presión del sistema fue de 980 psig, se tuvo flujo sub-sónico a través del estrangulador. El gradiente de presión de fondo fluyendo indica que el contenido de líquido es alto. Se calculó el gasto de gas crítico en 2.763 MMPCD, el cual es mayor al gasto de gas medido, por lo que se ha iniciado la carga de líquido en el pozo. El principal objetivo en el análisis del sistema fue evaluar las posibilidades para producir el gas a

través de una sarta de velocidad con un diámetro pequeño, instalada arriba del intervalo disparado. En la Figura 20 se muestra el Modelo del pozo y yacimiento que se construyó para el análisis del sistema. La presión estática estimada fue de 3550 psia y con la composición del gas disponible se seleccionó, en el siguiente paso, la correlación de flujo multifásico vertical de Ansari como se muestra en la Figura 21.

Figura 20- Construcción del Modelo de Análisis Nodal, el cual incluye el yacimiento, pozo, estrangulador y

línea de descarga.

27

Figura 21- Ajuste de correlaciones para reproducir la información medida de Septiembre del 2002. (Presión estática estimada: 3550 psia).

Well: CUITLAHUAC-958. Nodal Analysis with Solution at bottom

Sensitivity: Static pressure and Tubing size (Line pressure= 990 psig, Choke size: 14/64”)

Figura Figura 22 – Resultados del Análisis del Sistema (Solución en el fondo). Sensibilidad: Presión estática, tamaño de la tubería. (Presión de línea: 990 psig, Tamaño del estrangulador:14/64”)

28

Una vez que se verificó que el modelo reproduce el comportamiento actual, se realizó el análisis de sensibilidad para resolver el problema de carga de líquido. La mejor opción fue instalar una Sarta de Velocidad de 2”, la cual reduciría el gasto de gas crítico y extendería el flujo natural del pozo, permitiendo un ligero incremento en la producción del gas, como se puede observar en las Figuras 23 y 24.

De acuerdo con la recomendación obtenida durante el análisis de ingeniería, la Sarta de Velocidad se instaló el 5 de noviembre del 2002 y el problema de carga fue resuelto. Después de un año, el proceso natural de declinación continuó y nuevamente se presentó el problema de carga. Debido a que las condiciones de flujo cambiaron, fue necesario ajustar el Modelo de Análisis Nodal a las nuevas condiciones mostradas en la Tabla 10.

Fecha Pwh, psig P línea, psig

Qg, MMPCD Estrang. Agua, bpd Cond, bpd Observaciones

26-Sep-02 1760 990 1.524 14/64" 0 75 Toma para Ingría. 3-Ene-03 1780 1063 1.556 14/64" 0 38 Con SV de 2” 4-Ene-03 1610 1085 1.899 16/64” 0 97.7 Con SV de 2” 29-Jun03 1500 1080 0.675 14/64" 3.5 4.8 Con SV de 2”

Tabla 10- Datos medidos con separador trifásico.

Figura 23– Ajuste del nuevo Modelo (Solución en la superficie)

29

Carga de líquido a las Condiciones actuales

Figura 24– Ajuste del nuevo Modelo (Solución en el fondo)

El siguiente paso fue realizar un análisis de sensibilidad para resolver el problema de carga, indicando que se requiere reducir la presión de línea a 220 psig y aumentar el tamaño del

estrangulador a, almenos 18/64”, dependiendo del comportamiento del pozo (Figura 25).

Figura 25- Análisis de sensibilidad (Presión estática y diámetro del estrangulador)

30

Estas recomendaciones se implementaron en Noviembre del 2003 y el pozo inició a producir sin problema de carga de líquido como se muestra en

la Figura 26. El incremento en la producción de gas fue del 78.2%.

Well: CUITLAHUAC-958Production History during its life

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

23-F

eb-0

1

23-M

ar-0

1

23-A

pr-0

1

23-M

ay-0

1

23-J

un-0

1

23-J

ul-0

1

23-A

ug-0

1

23-S

ep-0

1

23-O

ct-0

1

23-N

ov-0

1

23-D

ec-0

1

23-J

an-0

2

23-F

eb-0

2

23-M

ar-0

2

23-A

pr-0

2

23-M

ay-0

2

23-J

un-0

2

23-J

ul-0

2

23-A

ug-0

2

23-S

ep-0

2

23-O

ct-0

2

23-N

ov-0

2

23-D

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2

23-J

an-0

3

23-F

eb-0

3

23-M

ar-0

3

23-A

pr-0

3

23-M

ay-0

3

23-J

un-0

3

23-J

ul-0

3

23-A

ug-0

3

23-S

ep-0

3

23-O

ct-0

3

23-N

ov-0

3

23-D

ec-0

3

23-J

an-0

4

Fecha, dd-mm-aa

Pres

sure

, psi

g /

Li

quid

rate

, bpd

0.0000.5001.0001.5002.0002.5003.0003.5004.0004.5005.0005.5006.0006.5007.0007.5008.0008.5009.0009.50010.00010.50011.00011.500

Presión en cabeza Presión de línea Gasto de agua Gasto de condensado Gasto de gas

Gas

rate

, MM

scfd

Vel

ocity

Stri

ng in

stal

led

on N

ov 0

5, 2

002

Line

Pre

ssur

e 22

0 ps

ig, 1

8/64

". N

ov 0

4, 2

003

Figure 26- Historia de producción completa incluyendo el comportamiento del pozo después de la Optimización. RESULTADOS DE LA PRODUCCIÓN Siguiendo la Metodología descrita en las secciones anteriores hemos analizado más de 470 pozos con diferentes características de producción y en almenos el 90 % se aplicó un nuevo sistema de producción. La aplicación de las recomendaciones y sistemas de producción instalados han proporcionado un incremento en la producción de gas de 95 MMpcd en comparación con la producción de gas estimada sin el uso del sistema de producción para resolver el problema de carga de líquido. Desde el inicio del proyecto el incremento promedio de gas fue de 3.5 MMpcd y en los últimos tres meses del 2003 se identificó una disminución en la tendencia de la producción debido a problemas en la operación de los

campos. En los primeros tres meses del 2004 se tiene una nueva tendencia de continuar con el incremento de la producción, con un promedio de 3.6 MMpcd. Se estima que para finales del 2004 o inicio del 2005 se hayan analizado 650 pozos, y el incremento esperado en la producción de gas sea de aproximadamente 125 MMpcd, ó 45.6 Bscf/año. Con un promedio en el precio del gas de 2.27 USD/Mpc, se estima un ingreso total anual para el 2004 de 102.15 millones de dólares. En la Tabla 11 y Figura 27 se muestran los resultados de la producción.

31

2003-Producció}n de Gas 2004Sistemas de Producción 2002 Ene 03 Feb 03 Mar 03 Abr 03 May 03Jun 03 Jul 03 Ago 03 Sep 03 Oct 03 Nov 03 Dec 03Ene 04 Feb 04

Mes 0.05 2.43 4.1 2.33 0.13 2 2.58 0.12 0.54 0.55 0.78 2.94 1.13 1.98Total 24.15 25.84 29.17 37.71 38.84 38.84 43.16 47.32 48.49 47.69 49.25 51.8 53.66 53.09 55.45Mes 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.65Total 0.86 0.77 0.68 0.8 0.83 0.94 0.9 0.95 1.12 1.07 1.02 1 0.96 0.92 1.45Mes 0.00 0.00 0.93 0.77 0.25 0.22 0.33 0.00 0.11 0.33 0.00 0.00 0.00 0.00Total 6.55 6.84 7.19 7.85 8.49 10.4 9.8 10.82 11.35 11.26 12.26 11.23 11.96 12.67 14.11Mes 0.00 0.75 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.03 0.00 0.00 0.21 0.00 0.30Total 2.15 2.66 3.59 4.36 4.62 4.84 5.18 5.51 6.17 6.16 6.27 5.68 6.66 6.6 6.69Mes 0.97 1.57 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.35 2.94 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Total 4.13 5.01 4.24 2.1 2.27 2.2 2.51 2.22 2.66 5.64 5.75 4.39 5.51 4.61 5.05Mes 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.07Total 1.76 1.83 2.03 1.87 1.82 2.11 1.86 1.49 0.99 1.01 1.06 1.2 1.4 1.77 1.69Mes 0.00 0.00 0.03 0.24 0.20 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.40 0.00 0.00 0.00Total 4.11 4.02 4.04 3.41 3.6 3.71 2.71 2.52 2.5 2.6 3.2 3.9 3.32 3.1 3.34

TOTALdel 02 al 04 43.71 46.97 50.94 58.1 61.48 63.49 66.34 71.16 73.63 78.51 79.14 80.6 83.68 82.76 88.8

Barras espumantes

Cambio de Estrangulado

Embolo viajero

Sistema de baja presión

Sarta de Velocidad

Tubería Capilar

Válvula Motora

Tabla 11- Resultados de Producción en el Proyecto CISA.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Incr

emen

to to

tal e

n la

Pro

ducc

ión

de G

as, M

2002 Ene 03 Feb 03 Mar 03 Abr 03 May 03 Jun 03 Jul 03 Ago 03 Sep 03 Oct 03 Nov 03 Dec 03 Ene 04 Feb 04Fecha

Total de Producción incluyendo todos los sistemas de producción aplicados para resolver el problema de Carga de Líquido. Proyecto CISA

Período: Noviembre, 2002- Febrero, 2004.

Sarta de Velocidad Tubería capilar Válvula Motora Barras Espumantes Cambio de Estrang. Embolo Viajero Sistema de baja presión TOTAL

Figura 27- Resultados de Producción en el Proyecto CISA CONCLUSIONES El proyecto CISA inició en Noviembre del 2002 como un proyecto integral para la optimización de pozos de gas que tienen problema de carga de líquido. El proyecto comprende procesos totalmente integrados iniciando con la preparación de datos y terminando con la optimización y

monitoreo de la producción en Tiempo Real (telemetría). Durante el período de dos años y medio el proyecto ha pasado a través de varias etapas para llegar a la estructura actual. Se han analizado más de 470 pozos a través de un análisis detallado de ingeniería utilizando la metodología desarrollada del Análisis Nodal Composicional y Muilti-Criterio para seleccionar el

32

Método de Producción apropiado. Las recomendaciones claramente definidas en los reportes de ingeniería se han aplicado en más de 420 pozos. Los diferentes métodos de producción para la operación continua o intermitente tienen bastante flexibilidad que consideran las condiciones actuales y futuras del pozo. En muchos de los casos, cuando no fue posible resolver el problema de carga con la aplicación de un solo método de producción, se implementaron sistemas combinados (operación intermitente en combinación con métodos de agentes espumantes, sartas de velocidad con válvula motora y agentes espumantes, etc.). Llevando a cabo la Optimización fue posible modificar la solución propuesta de ingeniería y ajustar el modelo al nuevo comportamiento del pozo de acuerdo a los cambios observados en el yacimiento (declinación de la presión estática, cambio en la composición de gas, daño por bloque de líquidos, etc.), pozo y superficie. La lección aprendida en los dos años y medio nos dice que la aplicación de sistemas de producción combinados son la manera más eficiente de atacar la nueva carga de líquido. El incremento de producción obtenido de 95 MMpcd y el incremento de producción estimada al final del año en el rango de 110 a 125 Mpcd, son una prueba evidente de cómo el manejo integral de la producción en los pozos de gas con carga de líquido puede hacer que un proyecto sea verdaderamente exitoso. REFERENCIAS

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optimization plunger lift model in gas wells with loading problem- case study on field Culebra, 2003 Gas Well De-Watering Workshop, Denver, Colorada, March 2-4, 2003, Proceeding

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