diseño del plan de desarrollo de un campo marino

Diseño del Plan de Desarrollo de un Campo Marino

Especialidad: Ingeniería Petrolera Subespecialidad: Desarrollo de Campos Petroleros Gran Reto de la Ingeniería Mexicana: Desarrollo de Yacimientos Carbonatados Naturalmente Fracturados y Vugulares

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Especialidad: Ingeniería Petrolera

Subespecialidad: Desarrollo de Campos Petroleros

Gran Reto de la Ingeniería Mexicana: Desarrollo de

Yacimientos Carbonatados Naturalmente Fracturados y

Vugulares

Juan Ernesto Ladrón de Guevara Torres

Maestro en Ingeniería

28 de Junio de 2016

Ciudad de México



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RESUMEN EJECUTIVO

Se presenta una metodología de trabajo para desarrollar un campo petrolero. Se hace una

breve reseña de cómo PEMEX ha venido realizando sus prospecciones desde el Norte del

país, en campos terrestres y marinos hasta llegar al Sureste en el Golfo de México, con el

consecuente desarrollo de los mismos. Se describe una breve historia de cómo los primeros

campos petroleros fluían con energía propia, eran relativamente someros, terrestres, en

formaciones terciarias; y cómo cada vez se ha tenido que ir a formaciones más profundas, a

nuevos plays geológicos con mayor complejidad para la explotación de hidrocarburos.

Actualmente, los campos presentan mayor dificultad técnica, son marinos, no fluyen con

energía propia, sus aceites son más pesados y viscosos, con gases altamente tóxicos y

corrosivos; además de que están ubicados a una gran profundidad, lo cual requiere de

mucha más ingeniería y tecnología que en el pasado, para extraer los hidrocarburos de

manera rentable y segura. Se comienza con una metodología para aprender lo más posible a

partir de un sector pequeño, pero refinado del campo, ensayando algo que es crucial en el

desarrollo de los campos, la perforación y, sobre todo, la terminación de pozos, debido a

que es aquí donde se garantiza o se condena el desarrollo de los yacimientos que forman los

campos. Esta metodología está elaborada con el objetivo de averiguar de manera

económica, rápida y eficaz cómo se comportan los pozos, y el yacimiento en general, bajo

la perspectiva de tomar en cuenta primeramente la naturaleza del yacimiento: su

complejidad estructural, propiedades petrofísicas, mecanismos de empuje presentes en el

yacimiento y cómo interactúa el pozo terminado dentro de éste, para luego ensayar las

terminaciones que más convienen según la naturaleza del yacimiento, y cual garantiza

mayor viabilidad económica. Finalmente, se “extrapola” lo aprendido en este sector del

campo a todo el yacimiento mediante corridas a escala de campo, pero con las

terminaciones ensayadas en el sector pequeño refinado. Los resultados son acordes a lo

aprendido y realizado en el sector, lo cual da como resultado una forma de ensayar muchos

escenarios del desarrollo de campos para elegir el mejor desde el punto de vista técnico y

económico.

Palabras clave: desarrollo de campos; yacimientos carbonatados naturalmente fracturados

y vugulares; simulador numérico de yacimientos; matriz; primer medio; fracturas; vúgulos;

segundo medio; fuerzas capilares, viscosas y de gravedad; drene gravitacional; imbibición;

reguladores de flujo pasivo y activo; terminaciones especiales; pozos horizontales y de alto

ángulo, plays geológicos.



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SUMMARY

A methodology to develop an oil field is presented. A brief description is made on how

PEMEX has been doing hydrocarbon exploration from the north of México in onshore and

offshore fields to the southeast of México in the Gulf of México as well as their

developments. A short review is made on how the first developed fields by PEMEX had

naturally flowing wells, had relatively shallow tertiary formations, were onshore fields and

how PEMEX had been migrating to deeper formations on new geological plays on oil

fields with a higher geological complexity and that are by far more difficult to exploit.

Nowadays these oil fields are offshore, technically challenging, their wells are not naturally

flowing, they contain heavier and more viscous oils with highly toxic and corrosive gasses,

and aside of that, they are located in deeper horizons, which requires much more

technology and engineering than in the past to exploit the hydrocarbons in an

environmentally friendly, safely and profitable way. A methodology is developed to learn

as much as possible from a small field refined sector, designing something that is crucial

for the oil field developments: the drilling and completion of the wells. Because that is

where oil field developments are granted with success or simply fail. This methodology is

envisioned with the goal of finding out in a fast, economically and efficient way to take

into account the reservoir features: geological structural complexity, petrophysical

properties, drive mechanisms and how the well completed in the reservoir interacts in order

to design the best completions that is best suitable for the reservoir nature and also which is

the more profitable scenario. Finally and “extrapolation” from the learned short simulation

runs in the small refined sector is made to full field development simulation runs. These

results are in agreement with the lessons learned and made in the small refined sector,

which gave many oil field development scenarios to select the best scenario from the

technical and economical point of view.



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Índice

1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 6

Objetivo ................................................................................................................................. 8

Motivación ............................................................................................................................. 8

Antecedentes ......................................................................................................................... 8

2. FLUJO DE TRABAJO PARA INVESTIGAR EL COMPORTAMIENTO DE

POZOS EN UN MODELO DE SECTOR REFINADO DE UN YACIMIENTO

.................................................................................................................................. 13

2.1 Definición de una región en la zona de interés dentro del Yacimiento y

extracción del modelo refinado ..................................................................................... 13

2.2. Obtención de las condiciones de frontera en una corrida de simulación del

modelo completo ............................................................................................................. 16

3. CAMPO TIPO A ......................................................................................................... 20

3.1. Caso con y sin reguladores de flujo pasivo controlados por área de flujo

(apertura estática o tipo tobera) ................................................................................... 20

3.2. Casos de análisis de sensibilidad al área de la sección transversal de los

reguladores tipo tobera (NICD’s) ................................................................................. 22

3.3. Comparación de casos con reguladores de flujo tipo tobera (NICD), tipo

laberinto (LICD) y tipo espiral (SICD) ........................................................................ 24

3.4. Comparación de casos con geometrías de trayectorias de pozo a diferentes

ángulos y la trayectoria real en agujero descubierto a diferentes profundidades

verticales ......................................................................................................................... 27


ángulos y la trayectoria real con reguladores de flujo a la misma profundidad de

4012 mv más una trayectoria horizontal con reguladores de flujo a 3980 mv ......... 31


ángulos más una trayectoria de pozo horizontal contra la trayectoria altamente

inclinada (real) en agujero descubierto a 4012 mv ..................................................... 37

4. CAMPO TIPO B ......................................................................................................... 41



5

4.1. Definición del campo tipo B y el pozo A-127 ..................................................... 41

4.2. Terminación en agujero descubierto y con reguladores de flujo tipo tobera

del pozo A-127 en el campo tipo B ................................................................................ 41

4.3. Perfil de saturaciones de fluidos alrededor del pozo A-127 ............................. 51

4.4. Análisis de sensibilidad a la geometría de los reguladores, longitud del

compartimento y número de dispositivos reguladores por compartimento ............. 53


ángulos contra la trayectoria altamente inclinada (real) en agujero descubierto en

una posición similar estructural dentro del yacimiento ............................................. 58


ángulos con reguladores de flujo contra la trayectoria altamente inclinada (real) en

una posición similar estructural dentro del yacimiento ............................................. 61

4.7 Comparación de las trayectorias del pozo A-127 en agujero descubierto, con

reguladores de flujo tipo tobera y a 90° con reguladores de flujo tipo tobera ......... 64

4.8 Comparación de la trayectorias del pozo A-127 en agujero descubierto, con

reguladores de flujo tipo tobera, a 90° en agujero descubierto y con reguladores de

flujo tipo tobera y esta última aumentando el límite económico ............................... 74

4.9. Caídas de presión en un compartimento del pozo A-127, del yacimiento al

espacio anular y de éste al interior de la tubería de producción ............................... 77

5. DEFINICIÓN DE UN PLAN DE DESARROLLO PARA UN CAMPO MARINO

.................................................................................................................................. 79

5.1 Definición de un Plan de Desarrollo Especial, campo tipo B ............................... 79

6. CONCLUSIONES ....................................................................................................... 97

7. REFERENCIAS ........................................................................................................ 100

8. BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................... 105



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1. INTRODUCCIÓN

Actualmente, la industria petrolera alrededor del mundo enfrenta grandes desafíos para

continuar con la explotación de los campos petroleros; sin embargo, el avance tecnológico

acelerado en todas las ramas de la industria en los últimos años ha logrado resolver cada

uno de los retos presentes en las diferentes disciplinas de la industria petrolera.

En los yacimientos naturalmente fracturados vugulares, la gran heterogeneidad presente

dentro de la formación productora, resultado de los contrastes en las propiedades

petrofísicas, entre lo que se conoce como el medio de matriz o primer medio, y el medio

consistente en una red de fracturas y vúgulos conectados (o no), o segundo medio, da como

consecuencia canales preferenciales de flujo de fluidos hacia los pozos productores a través

de las fracturas y vúgulos conectados, lo cual, debido a la caída de presión generada por la

extracción de los hidrocarburos, puede generar flujo de agua o gas en las zonas donde se

encuentran las mayores caídas de presión en el pozo; este efecto se ve agravado mientras la

diferencia de densidades y viscosidades entre los fluidos vaya creciendo, como es el caso

de los aceites pesados y extrapesados con respecto al agua, o el aceite con respecto al gas,

en los cuales esta diferencia puede llegar a varias órdenes de magnitud.

En este trabajo se diseña la manera de desarrollar un campo marino que apenas está

comenzando su desarrollo. Recién se han recuperado su pozo exploratorio, el A-1,

descubridor de este campo, y su delimitador, A-DL1. Asimismo, se han perforado ya seis

pozos adicionales, A-127, A-283, A-161, A-157, A-179 y A-119; de los pozos del campo,

uno está en espera de instalaciones superficiales, seis producen, y uno más está suspendido

en espera de continuar con su etapa de terminación.

Se han realizado dos modelos geológicos: el primero utilizando sólo la información

adquirida de los pozos exploratorio y delimitador, pruebas de presión-producción de dichos

pozos, información de propiedades petrofísicas de campos análogos, así como información

sísmica antigua, lo que sirvió para la caracterización estática inicial de este modelo.

Asimismo, con esa información sísmica se llegó a la conclusión de que se tenía una capa de

baja permeabilidad en la base del Cretácico Superior, misma que fue colocada en el modelo

dinámico, lo cual arrojaba un comportamiento desfavorable en el sentido que el agua

sobrepasaba las capas del Cretácico Medio e Inferior, dejando aceite entrampado en éstas,

con el consecuente arribo del agua de una manera temprana hacia las zonas

estructuralmente altas con buenas propiedades petrofísicas. A este modelo se le llamó

campo tipo A.

El segundo modelo geológico fue realizado con información sísmica de reciente

adquisición, con reciente reprocesamiento, la información de los dos pozos originales, así

como la información adicional de los seis pozos nuevos perforados. Este modelo definió

que no existía la capa de baja permeabilidad que se había modelado anteriormente, además

se concluyó que las propiedades petrofísicas eran de mejor calidad que en el otro. A este

modelo se le denominó campo tipo B.



7

Todos los pozos producen con el sistema artificial de producción de bombeo

electrocentrífugo porque la energía del yacimiento no es suficiente para que los pozos

fluyan hasta la superficie. Se realizaron y calibraron las tablas hidráulicas para los

pronósticos de producción de los campos tipo A y B, ajustándose a las condiciones de

operación actuales de los pozos. Se han instalado sensores permanentes de presión y

temperatura de alta resolución para monitoreo en tiempo real, adicionales a los sensores de

los equipos BEC, con un plan de monitoreo y toma de información a través de todo el

campo. También se planea realizar escenarios de mantenimiento de presión y recuperación

mejorada próximamente para mejorar aún más los factores de recuperación del campo.

Para PEMEX se ha convertido en una práctica común el construir pozos de alto ángulo y

horizontales con la finalidad de aumentar la vida productiva de los mismos, aunado a esto

se encuentran los pozos con terminaciones instrumentadas, las cuales tienen como objetivo

principal controlar el movimiento de los fluidos dentro del yacimiento para evitar la entrada

de agua y gas a los pozos.

Uno de los objetivos principales de los pozos de alto ángulo y horizontales es maximizar el

área de contacto con la formación productora, obteniendo de esta forma una distribución de

la caída de presión en toda la sección del pozo. En PEMEX es cada vez más común la

utilización de dispositivos denominados reguladores de flujo, reductores de velocidad,

válvulas o, por sus siglas en inglés, ICD’s (Inflow Control Devices) en los pozos con la

finalidad de controlar la entrada de agua o gas, logrando aumentar el factor de recuperación

de aceite por pozo.

En PEMEX se tienen documentados una gran cantidad de casos de éxito al utilizar ICD’s

en la terminación de los pozos. El presente trabajo pretende mostrar cuál sería el desarrollo

futuro de un campo de aceite pesado o extrapesado con condiciones particularmente

desfavorables en cuanto a características petrofísicas, complejidad estructural, con cambios

de facies de baja calidad en su columna geológica cargada de hidrocarburos, denominado

campo tipo A y luego, mostrar el desarrollo de un campo con buenas propiedades

petrofísicas en su columna litológica, denominado campo tipo B. Para ello haremos uso de

varios pozos actualmente terminados en este campo que tienen un comportamiento mucho

mejor a lo esperado anteriormente. Para estos desarrollos se plantea terminar pozos de alto

ángulo u horizontales con ICD’s, mostrando el beneficio sustancial que se tendría al

implementar dicha terminación en los pozos. La base del trabajo se sustenta con modelos

de simulación numérica robustos, los cuales representan la mejor herramienta para

visualizar los beneficios de la implementación de los dispositivos ICD’s en los campos de

aceite pesado y extrapesado, pero sobre todo con datos observados durante la etapa de

explotación de este campo.



8

Objetivo

Este trabajo muestra una forma de explotar un campo marino en un yacimiento

naturalmente fracturado vugular, a través del diseño de terminaciones especiales

consistentes en la perforación de pozos con trayectorias altamente inclinadas u horizontales

en agujeros descubiertos con múltiples segmentos o compartimentos y con dispositivos

denominados reguladores de flujo. Los fluidos de este campo varían en densidad API en el

rango de 10 a 11 grados, sus profundidades varían entre 3,700 a 4,300 metros con

condiciones de fluidos difíciles por la toxicidad de sus gases, así como por las condiciones

de flujo a condiciones superficiales, el pobre valor comercial de sus fluidos, pero con un

gran volumen a explotar.

Motivación

La motivación surge de la dificultad de hacer producir los pozos en este tipo de

yacimientos naturalmente fracturados vugulares, únicos en su tipo a nivel mundial por ser

campos marinos (costa afuera) y con las condiciones antes mencionadas. En la literatura

revisada no se tienen casos documentados de aceites pesados o extrapesados hasta el

momento que presenten estás características conjuntas de fluido y calidad de roca, de ahí su

importancia en entender el comportamiento de producción con el fin de lograr una

optimización exitosa de la misma.

Antecedentes

Actualmente la industria de petróleo y gas, se encuentra inmersa en un entorno de constante

cambio, los países productores cada vez se enfrentan a condiciones más adversas para

lograr obtener la producción de los campos petroleros. Como es bien sabido, la era del

petróleo fácil se ha terminado, por lo cual la industria ha tenido que cambiar de paradigmas

para solventar las dificultades presentes.

Al comienzo de la administración de la industria petrolera mexicana, PEMEX únicamente

explotaba campos terrestres, mismos que en su momento presentaron sus retos, debido a

que las compañías que los explotaban antes de la expropiación petrolera los dejaron con

poca información y con la menor cantidad de herramientas útiles para operar. No obstante,

los yacimientos se encontraban relativamente someros, alrededor de los 500 m, como es el

caso de los pozos de la Faja de Oro. Con el paso de los años se fueron explorando diversas

partes del país de Norte a Sur, lo que dio como resultado el descubrimiento de la mayor

parte de los campos petroleros terrestres de nuestro país, entre los cuales se encuentran el

Campo Angostura, San Andrés, cercano a Poza Rica y Tamaulipas, Constituciones en el

área de Tampico, la Venta, José Colomo, Ogarrio, Magallanes, entre otros. El año de 1968

es marcado como uno de los mejores años para Petróleos Mexicanos al descubrir frente a

las costas de Tampico, el Campo Arenque.



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Hacia los años setenta la exploración se extiende hacia los estados de Chiapas y Tabasco,

dando como resultado el descubrimiento de los Campos Cactus y Sitio Grande (en Chiapas)

y Samaria (en Tabasco). Más adelante en esa misma década con la perforación del pozo

Chac-1 en el año 1975, se da comienzo a la prospección petrolera en la zona marina de la

Sonda de Campeche, y el 23 de junio de 1979, comienza la explotación del Campo

Cantarell, 8° campo a nivel mundial y el 1° a nivel marino, el cual al pasar de los años se

convertiría en el mayor campo productor de hidrocarburos del país. Con el descubrimiento

de éste, PEMEX se ha dedicado a explorar gran parte del Golfo de México, en la parte

mexicana, descubriendo Campos como Abkatún-Pol-Chuc, y Ku-Zaap-Maloob, Figura 1.1.

PEMEX ha realizado prospección petrolera en zonas cada vez más profundas, difíciles y

alejadas de las zonas tradicionalmente productoras. A partir del año 1982, se perforan los

pozos exploratorios de la zona de Campeche Oriente, Figura 1.2, siendo Tunich-1 el primer

pozo perforado y probado, mismo que fue declarado como improductivo, debido a que su

aceite era viscoso y pesado, por lo que en su momento se descartó su explotación

comercial; la perforación de pozos en la zona continuó y con el paso de los años se

obtuvieron resultados satisfactorios en la mayoría de los pozos, Tabla 1.

Figura 1.1 Localización de los Campos Cantarell y Ku-Zaap-Maloob

--

-

-

Golfo de

México



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Figura 1.2. Localización de los campos de la Zona de Campeche Oriente

Pozo Año Resultado °API

Tunich-1 1977 Improductivo ---

Zazil-Ha-1 1982 Productor de aceite pesado ---

Baksha-1 2003 Productor de aceite pesado 9.7

Numan-1 2003 Productor de aceite pesado 8.7

Kanche-1 2004 Productor no comercial de aceite 6.0

Kayab-1 2004 Productor de aceite pesado 8.3

Nab-1 2004 Productor de aceite pesado 9.1

Pohp-1 2004 Productor de aceite pesado 12.0

Tson-1 2004 Productor de aceite pesado 8.0

Tunich-101 2004 Productor no comercial de aceite 8.8

Yaxiltun-1 2004 Productor de aceite pesado 9.0

Lum-1 2005 Productor no comercial de aceite ---

Pit-1 2005 Productor de aceite pesado 9.6

Tson-DL1 2005 Productor no comercial de aceite ---

Ayatsil-1 2006 Productor de aceite pesado ---

Pohp-DL1 2006 Productor de aceite pesado 10.6

Ayatsil-DL1 2007 Productor de aceite pesado 11.1

Pit-DL1 2007 Productor de aceite pesado 11.4

Chapabil-1A 2008 Productor de aceite pesado 10.2

Tekel-1 2008 Productor de aceite pesado 10.9

Kayab-1ADL 2009 Productor de aceite pesado 8.8

Utsil-1 2010 Productor de aceite pesado 10.2

Tabla 1. Perforación de Pozos en la Zona de Campeche Oriente



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Estos pozos resultaron ser productores en Brechas del Cretácico Superior con magníficas

propiedades petrofísicas, pero conteniendo aceites de una baja densidad relativa, entre 6° y

11° API. Estas características del aceite aunado a que los pozos no fluyen naturalmente,

hicieron necesario llevar a cabo pruebas con sistema artificial de bombeo electrocentrífugo

portátil en los pozos con los buenos resultados que esto trajo.

Cualquier plan de desarrollo en el área de Campeche Oriente debe visualizar desde un

inicio la utilización de un sistema artificial de producción para la explotación de los

campos; además, es de vital importancia considerar en los planes de explotación el manejo

del volumen de agua que se producirá, a causa de la gran diferencia de movilidades

presente entre el aceite y el agua.

El volumen original de aceite contenido en el área de Campeche Oriente asciende

aproximadamente a 20 MMMstb, pero debido a los tipos de aceite presentes en los

yacimientos, los factores de recuperación calculados hasta el momento se ven afectados,

siendo muy bajos en algunos casos, lo cual ocasiona que los diseños de los planes de

explotación se sustenten en la optimización de la producción de los pozos para lograr elevar

la recuperación en los mismos. En la literatura existen varios casos de éxito de explotación

de campos de aceite pesado y extrapesado, pero al realizar una comparación con las

características de los campos de Campeche Oriente, es fácil denotar que éstos son únicos,

debido a su formación altamente fracturada y vugular, además de que contienen aceites con

bajas densidades relativas, y gases no hidrocarburos muy corrosivos.

Actualmente, la industria petrolera alrededor del mundo enfrenta grandes desafíos para

continuar con la explotación de los campos petroleros, sin embargo el avance tecnológico

acelerado en todas las ramas de la industria en los últimos años ha logrado resolver cada

uno de los retos propuestos en los diferentes yacimientos. Para PEMEX se ha convertido en

una práctica común el construir pozos de alto ángulo y horizontales, con la finalidad de

aumentar la vida productiva de los mismos. Los pozos con terminaciones instrumentadas

también forman parte del día a día y tienen como principal objetivo controlar la entrada de

agua y gas.

Los yacimientos naturalmente fracturados vugulares, se distinguen por una gran

heterogeneidad presente, en este caso dentro de la formación productora, se refleja en

canales preferenciales de flujo hacia los pozos productores, esto debido a que la diferencia

de presiones generada por la extracción de los hidrocarburos puede generar flujo de agua o

gas en zonas donde se producen las mayores caídas de presión en el pozo. Este efecto se

agrava mientras la diferencia de densidades y viscosidades entre los fluidos aumente, como

es el caso de los aceites pesados y extrapesados; esto es, la relación de movilidades es tan

desfavorable que puede llegar a ser de varias órdenes de magnitud.

Uno de los principales objetivos que se plantean al implementar pozos de alto ángulo y

horizontales, es maximizar el área de contacto con la formación productora, obteniendo de

esta forma una distribución equilibrada de la caída de presión en toda la sección del pozo.

En PEMEX es cada vez más común el manejo de dispositivos reguladores de flujo, ICD’s



12

(Inflow Control Devices) en los pozos, con la finalidad de controlar la entrada de agua o

gas, logrando aumentar el factor de recuperación por pozo.

Tomando en cuenta la experiencia adquirida en el desarrollo del Campo Cantarell, en el

que los pozos de alto ángulo y horizontales con reguladores de flujo (ICD´s) presentaron

una opción para alargar la vida productiva de los pozos y optimizar su producción,

regulando la entrada de fluidos mediante su distribución a lo largo de todo el agujero

horizontal, y no sólo concentrándola en un punto, y por ende, incrementando su producción

acumulada en cada uno de ellos (por ejemplo, el Cantarell-1019). En el presente trabajo se

empleará esta metodología para observar las ventajas que este tipo de pozos representan al

emplearlos en un campo marino.

En PEMEX se tienen documentados una serie de casos exitosos al utilizar ICD’s en la

terminación de los pozos. Este estudio pretende mostrar el primer desarrollo de un campo

de aceite pesado y extrapesado, bajo el planteamiento de terminar pozos de alto ángulo u

horizontales con ICD’s, mostrando la mejora sustancial que se tendría al implementar dicha

terminación en los pozos. La base del trabajo se sustenta con modelos robustos de

simulación numérica, los cuales representan la mejor herramienta para visualizar los

beneficios de la implementación de los dispositivos ICD’s en los campos de aceite pesado y

extrapesado.



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2. FLUJO DE TRABAJO PARA INVESTIGAR EL

COMPORTAMIENTO DE POZOS EN UN MODELO DE

SECTOR REFINADO DE UN YACIMIENTO

Los pozos de alto ángulo y horizontales presentan una gran ventaja al explotar un campo

con las características presentes en los campos de Campeche Oriente, debido a que se logra

contactar una mayor área del yacimiento, lo cual hace que la caída de presión ocasionada

por la extracción de hidrocarburos se distribuya uniformemente en toda la sección del pozo

dentro del yacimiento, esto a su vez ocasiona que el avance del agua sea lo mayor

uniformemente posible, evitando la conificación brusca del agua y el gas en los pozos, lo

anterior puede ser además mejorado si los pozos son instrumentados con ICD´s.

En el presente trabajo se presentará la metodología para llevar a cabo la configuración de

un pozos considerando la implementación de ICD´s, en un campo de aceite pesado,

mostrando las ventajas que estos ofrecen en la explotación de este tipo de campos.

El trabajo esta soportado con el modelo de simulación numérica de yacimientos del campo,

el cual es un modelo robusto de aceite negro, que considera los procesos de drene e

imbibición en el medio poroso.

2.1 Definición de una región en la zona de interés dentro del Yacimiento y

extracción del modelo refinado

Para analizar el comportamiento de un pozo en este tipo de yacimiento naturalmente

fracturado vugular se utilizó un modelo de simulación, figura 2.1, con las siguientes

características:

o Número total de celdas: 67 x 154 x 24 (2) = 495, 264 celdas

o Doble Porosidad

o Con activación del drene gravitacional

o Considera histéresis para el sistema agua-aceite

o Tamaño de las celdas en promedio en la dirección X: 150 m

o Tamaño de las celdas en promedio en la dirección Y: 150 m

o Tamaño de las celdas en promedio en la dirección Z: 26 m

En la figura 2.2, se muestra el flujo de trabajo desarrollado para lograr la simulación de la

terminación del pozo A-127 en la porción sureste del campo. Se consideran los

antecedentes del campo en cuanto a su modelado geológico: tipo de pozo perforado,

formaciones atravesadas, dificultades durante la perforación, consistentes en

manifestaciones de hidrocarburos, pérdidas parciales y totales durante la etapa de

navegación dentro del yacimiento, pérdidas de peso en el gancho y duración de éstas,

adquisición de registros geofísicos; luego, con base en el mejor pozo perforado hasta ese

momento, se definió una porción del yacimiento donde se encontraba el pozo; se

registraron las condiciones de frontera a partir de una simulación a escala de campo

completa; se extrajo el sector del yacimiento de 2,288 celdas y se refinó a 8,216 que son 3.6



14

veces el tamaño original, para posteriormente introducir lo que en el argot de simulación se

conoce como pozos multisegmentados, que básicamente consiste en modelar pozos de alta

inclinación u horizontales, consiguiendo definir el comportamiento a detalle a todo lo largo

de su trayectoria como un solo pozo y no como una serie de pozos verticales puestos

juntos, lo que permite definir con toda propiedad su comportamiento de flujo a detalle en

cuanto a presiones correctamente modeladas, aportación de flujo segmento a segmento y

perfil de saturaciones de las fases a lo largo de la trayectoria, entre otras propiedades

petrofísicas; de aquí se hicieron casos de estudio que se describen en el capítulo 3 y 4 con

la optimización de los escenarios para definir el escenario de explotación óptimo en

modelos sectoriales y realizar evaluaciones en las diferentes zonas del campo, mejorar el

rendimiento a esa escala y finalmente, realizar simulaciones a escala completa de campo

con las distintas porciones del yacimiento optimizadas para obtener ahorros considerables

en tiempo de cómputo.

Figura 2.1. Modelo de simulación del campo tipo A empleado para la evaluación de diferentes geometrías

complejas.

Dado que el modelo burdo completo del yacimiento tipo A de 495,264 celdas tardaba 11

horas en correr un ajuste de historia en un conocido simulador comercial en modo de aceite

negro, se decidió extraer un sector del mismo para proceder a refinarlo, pues el tiempo de

cómputo se reducía a 20 minutos para 35 años de ajuste de historia de presión de un campo

vecino con el cual comparte un acuífero común. Abundando en las características del

campo que más tarde se estudiará con dos tipos de conjuntos de propiedades petrofísicas y

estructurales como campo tipo A y campo tipo B, el campo consta de 3 formaciones del

Cretácico Superior conectadas hidráulicamente, las cuales están conectadas a un acuífero

de potencia media con un tamaño del acuífero de 64 veces el tamaño del campo tipo A, el

cual es compartido con un campo súper gigante que tiene 35 años de historia de



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producción-inyección comparado con sólo 1 año y medio de historia de este campo tipo A,

por lo cual es necesario realizar un ajuste de historia del campo súper gigante con el que

comparten acuífero.

Se extrajo una porción en la zona de interés, para separarla del resto del modelo con sus

condiciones de frontera para posteriormente estudiar en detalle todas las geometrías con sus

terminaciones especiales y el impacto en el comportamiento del yacimiento. La zona de

interés se seleccionó con base en la información de un pozo perforado y terminado

actualmente en dicho campo. Se tienen mediciones de condiciones de operación como son

gastos de producción, muestras de fluidos producidos, así como datos de un sensor de

fondo de alta resolución. El pozo A-127 y el tipo de terminación dentro del campo, se

muestran en la figura 2.3.

El modelo completo se ajustó a las condiciones de inyección-producción de un campo

vecino, considerando más de 35 años de ajuste de historia, debido a que comparten un

acuífero común, y al comportamiento de los pozos A-DL1 y A-127 que han estado

produciendo por más de un año en el campo tipo A. Por cierto, el pozo A-DL1 es el más

profundo del campo, cercano relativamente al acuífero con sensor de fondo de alta

resolución, el cual es una excelente referencia para observar el comportamiento de todo el

campo así como la actividad del acuífero.

Figura 2.2. Flujo de trabajo para realizar la simulación de la terminación del pozo A-127



16

Figura 2.3. Posición del pozo A-127

2.2. Obtención de las condiciones de frontera en una corrida de simulación del

modelo completo

Figura 2.4. Detalle de la terminación del pozo A-127

Zonas de Alta

Permeabilidad

Pozo A-127

Profundidad Total: 4,820 md

Inclinación: 79.49

Longitud Sección Horizontal: 256 (md)

Terminación en agujero

descubierto : 4542 – 4820 (md)

T.R. de explotación: 7 5/8”



17

Para estudiar en detalle todas las geometrías con sus terminaciones especiales y el impacto

en el comportamiento global del yacimiento, se realizó un refinamiento local en el área

donde se encuentra el pozo A-127; el detalle de la terminación de este pozo se muestra en

la figura 2.4, correspondiendo la primera columna a la permeabilidad de la fractura en

dirección X, en un rango de 10 a 20,000 mD, la segunda, a la porosidad de la matriz en un

rango de 0.004 a 0.16, y la tercera, a la división en segmentos en que se distribuyó la

terminación para su estudio la cual fue de 13; la longitud del agujero descubierto es de 256

metros, cada segmento en promedio es de 20 metros, siendo el segmento más pequeño de

12 metros y el más grande de una longitud de 16 metros.

La posición donde se encuentra terminado el pozo A-127 dentro del yacimiento, es un alto

estructural del campo, la trayectoria original fue diseñada de esta forma para estar lo más

alejado posible del contacto agua-aceite del campo, figura 2.5.

El ajuste en el comportamiento de presión con el modelo completo y el modelo de sector,

se puede observar en el recuadro superior izquierdo, figura 2.6, la diferencia entre ambos

ajustes es de sólo 100 lb/pg2; que si se compara con las 2,500 lb/pg

2 de la presión del

yacimiento; es una diferencia del 4%.

Figura 2.5. Posición de la terminación del pozo A-127 en el yacimiento

• Número de celdas extraídas: 2,288• Número de celdas refinadas: 8,216• Tamaño de celda X = Y= 53.5 m• Tamaño de celda Z = 6.6 m



18

Por otra parte, en el recuadro superior derecho, se muestra la comparación entre el gasto de

producción de aceite en el campo contra el sector refinado, que es prácticamente el mismo,

debido a esto sólo se observa la línea de color rojo, lo mismo sucede en el recuadro de

inferior, donde las condiciones de producción-extracción del campo vecino son tomadas en

cuenta: las curvas se empalman.

Figura 2.6. Ajuste del sector refinado del campo tipo A al modelo completo. Caso Base

Modelo Completo

Modelo Sector



19

Figura 2.7. Comparación de tiempos entre el modelo completo y el sector refinado

La comparación entre el comportamiento del tiempo de procesamiento entre el sector

refinado de 2,288 celdas a 8,216 celdas, y el modelo completo de 495,264 celdas del campo

tipo A, se muestra en la figura 2.7. Para los casi 80 años de la corrida de ajuste más

pronóstico, el tiempo de CPU con 16 nodos, cada uno con 2 procesadores Intel Xeon E5-

2680 de 2.70 GHz de 8 núcleos por procesador es de 24,000 segundos (7 horas) con una

memoria RAM de 128 GB; en tanto que para el sector refinado para la misma cantidad de

años, no llega ni a 200 segundos (3.33 minutos). A este escenario, que consiste en el ajuste

de historia del campo vecino súper gigante con 35 años de historia, con terminación del A-

127 en agujero descubierto, le denominamos Caso Base.



20

3. CAMPO TIPO A

En este capítulo se estudian los diferentes tipos de geometrías en cuanto a construcción de

la trayectoria del pozo A-127 con diferentes ángulos de inclinación dentro del yacimiento,

en el campo tipo A, así como los diferentes tipos de terminaciones especiales

Con el modelo sectorial de simulación desarrollado, se realizaron corridas de simulación y

de análisis de sensibilidad para poder establecer la mejor localización y tipo de

terminación. Los diferentes casos abarcaron:

• Comparación de la terminación en agujero descubierto contra la terminación con

reguladores de flujo (NICD’s)

• Análisis de sensibilidad al área de la sección transversal (AST) de la tobera

• Comparación de casos con reguladores de flujo tipo tobera (NICD’s), tipo laberinto

(LICD) y tipo espiral (SICD)

• Comparación de casos con geometrías de trayectorias de pozo a diferentes ángulos y

la trayectoria real en agujero descubierto a diferentes profundidades verticales

• Comparación de casos con geometrías de trayectorias de pozo a diferentes ángulos y

la trayectoria real con reguladores de flujo a la misma profundidad de 4012 mv más

una trayectoria horizontal con reguladores de flujo a 3980 mv

• Comparación de casos con geometrías de trayectorias de pozo a diferentes ángulos

más una trayectoria de pozo horizontal contra la trayectoria altamente inclinada

(real) en agujero descubierto a 4012 mv

3.1. Caso con y sin reguladores de flujo pasivo controlados por área de flujo

(apertura estática o tipo tobera)

Para este escenario se colocaron 12 controladores de los denominados de apertura estática o

tipo tobera, en razón de que la caída de presión es controlada por el área expuesta al flujo;

es decir, el área por el cual pasa el fluido del espacio anular hacia el interior de la tubería de

producción. Este caso se muestra en la figura 3.1, se utilizaron 12 compartimentos de 15

metros cada uno, conteniendo un regulador de flujo pasivo tipo tobera (Nozzle Inflow

Control Devices: NICD’s). Un compartimento, es el segmento aislado que resulta al

colocar dos empacadores en el espacio anular entre la tubería de producción y el agujero

descubierto.

Los resultados se muestran en la figura 3.2, en la cual se puede observar que se obtienen los

mismos resultados con y sin reguladores de flujo; es decir, en agujero descubierto, Caso

Base, o con reguladores de flujo.

Una vez más en esta figura se observa en el recuadro superior izquierdo, las comparaciones

de las presiones entre el agujero descubierto, Caso Base y con reguladores de flujo tipo

tobera; en el recuadro superior derecho se tiene el gasto de aceite entre el caso base y con

reguladores de flujo tipo tobera (NICD’s), y finalmente, en el recuadro inferior central, se



21

muestra la producción-inyección del campo vecino, representada como gasto de agua neto,

observándose un excelente ajuste.

Figura 3.1. Colocación de controladores de flujo tipo tobera

Figura 3.2. Resultados del caso con controladores de flujo tipo tobera vs. Caso Base



22

3.2. Casos de análisis de sensibilidad al área de la sección transversal de los

reguladores tipo tobera (NICD’s)

Se corrieron 10 escenarios modificando el área de sección transversal de la válvula tipo

tobera (NICD) en la trayectoria real del pozo A-127 para evaluar el efecto sobre la

producción acumulada de aceite al imponer una caída de presión a través de esta área.

En la figura 3.3 se muestran los resultados sobre la producción de aceite y su acumulada

para las diferentes aperturas del área por donde pasa el fluido hacia el interior de la tubería

de producción a través de los dispositivos tipo tobera (NICD’s). Se puede observar que aún

con una calidad de roca tan pobre, figura 3.4, se tienen producciones acumuladas de aceite

adicionales de alrededor de 50,000 barriles por el hecho de optimizar el diámetro de

apertura de este regulador de flujo tipo tobera. Las permeabilidades promedio mostradas en

la figura 3.4 son de fracturas a lo largo de la trayectoria del pozo. Nótese el fuerte contraste

entre los milidarcys y los Darcys. Este campo tipo A presenta estos contrastes, resultado de

las pobres propiedades petrofísicas, lo cual afecta directamente el comportamiento de los

pozos.

Figura 3.3. Gasto y producción acumulada de aceite para el diámetro de apertura de los reguladores de flujo

tipo tobera (NICD).

Asimismo, en la figura 3.5 se muestran los resultados sobre la producción de agua y su

acumulada para las diferentes aperturas de los dispositivos tipo tobera (NICD’s). Se

observa que se alcanzan producciones acumuladas adicionales de alrededor de 20,000

barriles de agua.



23

Figura 3.4. Estados mecánicos comparativos mostrando las distintas zonas de calidad de roca con y sin

NICD’s.

Figura 3.5. Gasto y producción acumulada de agua para el diámetro de apertura de los reguladores de flujo

tipo tobera (NICD).

Zona 1Kprom: 21 D

Zona 2Kprom: 2.8 D

Zona AKprom: 100 mD

Zona BKprom: 20 mD

Zona CKprom: 230 mD



24

3.3. Comparación de casos con reguladores de flujo tipo tobera (NICD), tipo

laberinto (LICD) y tipo espiral (SICD)

La figura 3.6, muestra la evaluación de los diferentes tipos de reguladores que se probaron

en estos casos, los reguladores tipo tobera (NICD), laberinto (LICD) y espiral (SICD). La

comparación entre el gasto de producción de aceite y la producción acumulada de aceite

(Np) que se obtiene, se presenta en la figura 3.7, en la cual se observa que la mayor

producción se tiene con los reguladores tipo tobera, esto es entendible puesto que el tipo de

fluido que se tiene en el campo es viscoso, debido a que la componente por fricción en la

caída de presión aumenta afectando la entrada del fluido a la tubería de producción. Se

observa que la Np es similar hasta el final para el caso de los reguladores tipo tobera y

espiral con un mes de diferencia en cuanto a vida: julio y agosto 2017, respectivamente.

Los resultados de la producción de agua producida con la implementación de los

dispositivos se muestran en la figura 3.8, con lo cual se puede concluir que se obtiene el

gasto de aceite a expensas de producir más agua (Wp).

Figura 3.6. Terminación con reguladores de tipo tobera (NICD), tipo laberinto (LICD) y tipo espiral (SICD)



25

Figura 3.7. Gasto de aceite y Np para los tres tipos de reguladores: NICD, LICD y SICD

Figura 3.8. Gasto de agua y Wp para los tres tipos de reguladores: NICD, LICD y SICD



26

Figura 3.9. Caídas de presión por segmento para los reguladores tipo tobera (NICD).

Figura 3.10. Caídas de presión por segmento para los reguladores tipo laberinto (LICD)



27

Las caídas de presión con cada tipo de dispositivo, para cada segmento en función del

tiempo de vida del pozo, se muestran en las figuras 3.9 a 3.11. Aquí se observa que en los

segmentos donde se tienen las mayores caídas de presión están directamente relacionados

con la menor calidad de roca; es decir, a menor permeabilidad, mayor es la caída de presión

en el segmento.

Figura 3.11. Caídas de presión por segmento para los reguladores tipo espiral (SICD)


ángulos y la trayectoria real en agujero descubierto a diferentes profundidades

verticales

Para la realización de estos casos se tomaron las siguientes consideraciones:

Ubicación dentro del sector de interés

Longitud de 250 m aproximadamente de intervalo disparado

Las trayectorias evaluadas son:

Real, con una profundidad vertical total de 4,012 mv

Vertical, con una profundidad vertical total de 4,009 mv

40° inclinación, con una profundidad vertical total de 4,069 mv

60° inclinación, con una profundidad vertical total de 4,035 mv

Horizontal, con una profundidad vertical total de 3,980 mv

Las evaluaciones sólo consideran terminación en agujero descubierto a lo largo del

intervalo productor.



28

La comparación entre la trayectoria real y las evaluadas se muestran en la siguiente figura:

Figura 3.12. Comparación entre la trayectoria real y las diferentes trayectorias.

En la figura 3.13 se observan los resultados de las distintas trayectorias evaluadas,

encontrándose que para este campo tipo A, todas las trayectorias son mejores que la

trayectoria real ejecutada actualmente, debido por una parte a la distribución de

propiedades utilizada para la población del modelo estático, lo cual ocasiona que el agua

irrumpa lateralmente en los pozos, causando que este efecto se amplifique con algunas

geometrías de pozos, y por otra parte, debido a la desventaja en posición estructural dentro

de la ventana disponible de aceite de la trayectoria real, pues como se puede ver en la figura

3.12 se localiza a 4,012 mv que si se compara con la trayectoria vertical tiene su extremo

más profundo sólo tres metros más arriba (4,009 mv) por lo que mientras la trayectoria

vertical tiene para fluir de 4,059 a 3,859 m, ¡la trayectoria real sólo dispone de 4,012 a

3,912 mv para fluir; esto es 200 mv contra 100 mv y está además más profunda! Todas

alcanzaron el mismo gasto de aceite inicial que la trayectoria real, pero por lo

anteriormente expuesto, prolongaron su vida productiva del pozo, como se muestra en las

figuras 3.13 y 3.14.

Asimismo, en la figura 3.15, se muestra la producción acumulada de agua para las diversas

trayectorias, donde se observa que se produce una cantidad importante de agua de 3.3 hasta

7.6 millones de barriles de agua, lo que en casi todos los casos supera a la producción

acumulada de aceite para la trayectoria evaluada. Esto significa que se alcanza esa

producción acumulada de aceite a expensas de producir mucha agua.

257 m

3980 m

4237 m

Trayectorias EvaluadasVertical

Real

228 m

4009 m

4237 m

168 m

4069 m

4237 m

40°

Real

202 m

4035 m

4237 m

60°90°



29

Por otra parte, en la figura 3.16, se muestran los diferentes índices de productividad para las

cinco trayectorias estudiadas, siendo el mayor para la trayectoria vertical y el menor para la

trayectoria de 40°.

Figura 3.13. Comparación entre la trayectoria real y las diferentes trayectorias.

Figura 3.14. Producción Acumulada de Aceite (Np) de la trayectoria real y las diferentes trayectorias.



30

Figura 3.15. Producción Acumulada de Agua (Wp) de la trayectoria real y las diferentes trayectorias.

Figura 3.16. Índices de Productividad de la trayectoria real y las diferentes trayectorias.

Como se observó en el comportamiento del gasto de producción de aceite, las trayectorias

evaluadas presentan una mejor recuperación, debido a su ventaja en la posición estructural

dentro de la ventana y al fenómeno de entrada de agua presente en el modelo de



31

simulación, esto provoca que la trayectoria real se invada prematuramente, puesto que la

longitud de drene dentro de la ventana de aceite con respecto a la posición vertical, está

sumamente limitada y por consiguiente ocasiona el cierre del pozo. Al realizar el análisis

de los índices de productividad de las trayectorias evaluadas se puede observar que la real

arroja el valor más alto por lo cual aunado a la distribución de propiedades, aceleran la

entrada de agua en el pozo.


ángulos y la trayectoria real con reguladores de flujo a la misma profundidad

de 4012 mv más una trayectoria horizontal con reguladores de flujo a 3980 mv

Con la finalidad de prolongar la vida productiva del pozo controlando la entrada de agua al

mismo, se terminó el pozo de la trayectoria altamente inclinada (real) con reguladores de

flujo y se comparó con todos los casos anteriores, figura 3.17. Los resultados se muestran

en las figuras 3.18 y 3.19.

Para la realización de estos casos se tomaron las siguientes consideraciones:

La profundidad vertical en cualquiera de los escenarios será la misma.

Considerar 278 m aproximadamente de intervalo disparado.

Las trayectorias evaluadas son:

Vertical

40° inclinación

60° inclinación

90° inclinación

Los escenarios consideran terminación en agujero descubierto y con dispositivos de

control de flujo tipo tobera (NICD) a lo largo del intervalo disparado. Además de un

límite económico de 50% de corte de agua y 500 bl/día de gasto mínimo de aceite.

La profundidad total de los pozos se muestra en la tabla 3.1.

Pozo Prof. (md) Prof. (mv) Distancia al

contacto

A-127 4820 4012.23 222.77

Vertical 4012 4012 223

40° 4361.5 4012 223

60° 4442.5 4012 223

90° 4742.3 3980 255

Tabla 3.1 Profundidades de las diferentes trayectorias



32

Figura 3.17. Diferentes trayectorias con reguladores de flujo.

Los resultados en todas las trayectorias, incluida la real, muestran que la vida del pozo no

se alargó como se esperaba al emplear los reguladores de flujo, aunque se tiene una mejor

distribución del flujo a todo largo del agujero, debido a la baja calidad de roca, esto no

evita que se concentre la producción indeseable de agua en los puntos de mejor calidad, ya

que los de baja permeabilidad, de cualquier forma no contribuyen al flujo, con las

consecuencias adversas que esto conlleva. Es decir, la calidad de roca es tan baja, que

desde el punto de vista de caracterización estática hay zonas que en realidad no están

fracturadas. Las producciones acumuladas con y sin reguladores de flujo fueron las mismas

para la trayectoria real, no así las otras producciones acumuladas que fueron mejores en

agujero descubierto pues dieron mayor producción acumulada de aceite, como se observa

en la figura 3.14 comparada con la figura 3.19. Es muy importante señalar aquí que es la

mala calidad de roca lo que predispone el comportamiento de todas las trayectorias más que

la posición estructural donde se encuentran éstas dentro de la ventana disponible de aceite.

VerticalReal

223 m

4012 m

4235 m

223 m

4012 m

4235 m

223 m

4012 m

4235 m

255 m

3980 m

4235 m

40° Real

60° Real 90° Real



33

Figura 3.18. Comparación de la terminación real en agujero descubierto con reguladores de flujo vs.

Utilizando reguladores de flujo tipo tobera (NICD’s).

Figura 3.19. Producción acumulada de aceite para la terminación real vs. las diferentes trayectorias utilizando

reguladores de flujo tipo tobera (NICD’s).



34

Figura 3.20. Producción acumulada de agua para la terminación real vs. diferentes trayectorias utilizando

reguladores de flujo tipo tobera (NICD’s)

Una trayectoria que es visible en cuanto a buen comportamiento a pesar de la mala calidad

de roca es la horizontal, tal como se muestra en las figuras 3.18 a 3.21 pues es la que

obtiene el gasto de aceite sostenido por más tiempo, mayor producción acumulada de

aceite, ¡y cero producción acumulada de agua en el horizonte de tiempo investigado!

(figura 3.20).




35

En las figuras 3.22 a 3.24 se muestra el comportamiento del aceite en el interior del

yacimiento y se observa que el agua está sobredesplazando al aceite en las fracturas; es

decir, está creando un efecto de canalización de agua a lo largo de las fracturas, lo cual

ocasiona una entrada prematura en la trayectoria vertical y de 60°, alcanzando la condición

máxima de corte de agua establecida para el cierre del pozo. Este fenómeno se presenta en

la mayoría de los pozos considerados en el modelo de simulación, debido a la distribución

de propiedades petrofísicas contempladas durante la caracterización estática, aunado a la

alta relación de movilidad que presentan los fluidos en el yacimiento. La zona de baja

permeabilidad en la base de la formación Cretácico Superior ocasiona el mal

comportamiento de todas las trayectorias, principalmente la trayectoria real para todos los

casos aún más que la posición relativa dentro de la ventana de aceite.

Figura 3.22. Entrada de agua por sobredesplazamiento en la porción donde se encuentra el pozo A-127 en el

campo tipo A. Cuadro izquierdo: agujero descubierto, trayectoria vertical. Cuadro derecho: trayectoria

vertical con reguladores tipo tobera (NICD’s)



36


campo tipo A. Cuadro izquierdo: agujero descubierto, trayectoria de 60°. Cuadro Derecho: trayectoria de 60°

con reguladores tipo tobera (NICD’s)


campo tipo A. Cuadro izquierdo: agujero descubierto, trayectoria de 60°. Cuadro Derecho: trayectoria de 60°

con reguladores tipo tobera (NICD’s)



37


ángulos más una trayectoria de pozo horizontal contra la trayectoria altamente

inclinada (real) en agujero descubierto a 4012 mv

Para presentar una comparación más equitativa de todos los casos anteriormente

estudiados, la terminación para todas las trayectorias fue desplazada hacia la parte superior

de la estructura, quedando a una profundidad de 4012 mv, con lo cual se tendría la misma

ventana de aceite para ser drenada por cualquier trayectoria, tal como se muestra en la

figura 3.25

Para analizar el comportamiento de drene hacia el agujero perforado en las diferentes

trayectorias, desde el punto de vista de llegada de los fluidos hacia el agujero descubierto,

como al estar ligeramente inclinado el pozo, ocasiona que toda la llegada del fluido al

agujero se concentre en la zona más profunda; es decir, en el talón del pozo, se construyó

una trayectoria totalmente horizontal (90°), figura 3.26, con el objetivo de evaluar este

fenómeno, dejando la profundidad total a 93 mv por arriba de la trayectoria real.

Se muestran en las figuras 3.27 a 3.31 las comparaciones de las diversas trayectorias en

agujero descubierto.

Figura 3.25. Trayectoria real del pozo A-127 y trayectorias a diferentes ángulos de inclinación.



38

Figura 3.26. Trayectoria real del pozo A-127 y una horizontal, A-127-HOR.

Figura 3.27. Comparación entre la trayectoria real y las diferentes trayectorias en agujero descubierto.

A-127

A-127-HOR



39

Figura 3.28. Producción Acumulada de Aceite (Np) de la trayectoria real y las diferentes trayectorias.

Figura 3.29. Gasto de agua de la trayectoria real y las diferentes trayectorias en agujero descubierto.

Nuevamente, la zona de baja permeabilidad en la base de la formación Cretácico Superior

ocasiona el mal comportamiento de todas las trayectorias, principalmente la trayectoria real

para todos los casos aún más que la posición relativa dentro de la ventana de aceite.



40

Figura 3.30. Producción Acumulada de Agua (Wp) de la trayectoria real y las diferentes trayectorias.




41

4. CAMPO TIPO B

4.1. Definición del campo tipo B y el pozo A-127

Para el campo tipo B, se construyó, al igual que para el campo tipo A, una malla ortogonal

con geometría de puntos de esquina, la cual considera menos del cinco por ciento de celdas

inactivas. La malla y las propiedades donde se encuentra ubicado el pozo A-127 en este

campo se muestran en la figura 4.1.

Figura 4.1. Campo tipo B y pozo A-127 dentro de este campo.

4.2. Terminación en agujero descubierto y con reguladores de flujo tipo tobera del

pozo A-127 en el campo tipo B

Se realizó la terminación del pozo A-127 en agujero descubierto, denominado caso base, y

otro con reguladores de flujo; este último caso se muestra en la figura 4.2. Como se

menciona en dicha figura se terminó el pozo con 20 controladores de flujo, repartidos en 15

compartimentos de 15 m cada uno. Un compartimento consiste de una sección aislada entre

dos empacadores que contiene una cantidad determinada de reguladores de flujo, ya sean

pasivos o activos, los cuales están limitados en número por sus dimensiones físicas que

oscilan alrededor de un metro de longitud para el tipo de reguladores de flujo pasivo

utilizados como ejemplo en este trabajo.



42

Figura 4.2. Comparación del caso base vs. la terminación del pozo A-127 con reguladores de flujo tipo tobera.

En la figura 4.3 se observa que por el hecho de tener una mejor distribución de propiedades

petrofísicas, el pronóstico en el sector es completamente diferente, pasando de menos de 2

años que duraba el caso base de terminación en agujero descubierto, en el campo tipo A, a

más de 20 años para el campo tipo B. Aunado a esto, el caso con reguladores de flujo

también es más favorable que en el campo tipo A. En todos los casos por consideraciones

económicas, tanto para el campo tipo A como para el B, se fijó un corte de agua máximo de

50%. Es decir, el pozo no cierra por falta de flujo de aceite, sino por alcanzar el valor

máximo de la condición impuesta en corte de agua, está condición se manejó con el mismo

valor en todos los casos para hacerlos comparativos. Esto es fácilmente observable en la

figura 4.3 en la cual se muestra que el pozo alcanza una producción máxima de 4,650 bl/día

para después comenzar a declinar y una vez que el pozo alcanza los 2,200 bl/día de aceite,

que es el mismo gasto que produce de agua (figura 4.4) entonces se cierra por la condición

anteriormente mencionada (figura 4.5).

20 Controladores 15 Compartimientos de 15 m NICD (apertura estática)



43

Figura 4.3. Gasto de aceite del caso base vs. la terminación del pozo A-127 con reguladores de flujo tipo

tobera.

Figura 4.4. Gasto de agua del caso base vs. la terminación del pozo A-127 con reguladores de flujo tipo

tobera.



44

Figura 4.5. Corte de agua del caso base vs. la terminación del pozo A-127 con reguladores de flujo tipo

tobera.

Algo digno de resaltar es que el pozo A-127 dura aproximadamente 3 años y medio más,

produciendo con reguladores de flujo tipo tobera, a comparación del agujero descubierto

para esa condición de máximo corte de agua a producir de 50%, en el campo tipo A del

capítulo anterior. El mismo pozo en el campo tipo B dura casi 20 años más en agujero

descubierto y también casi 20 años más con reguladores de flujo, todos los casos con la

condición de corte de agua de 50%, comparado con la vida productiva que mostraba en el

campo tipo A. La producción acumulada de aceite para el agujero descubierto es de 28.1

MMstb contra 32.2 MMstb de la terminación con reguladores de flujo de tipo tobera como

se muestra en la figura 4.6; esta condición se alcanza a costa de producir agua durante más

tiempo como se aprecia en la figura 4.7.

En la figura 4.8 se presenta la caída de presión en cada segmento del pozo A-127 y su

variación con el tiempo; destaca cómo cambian las caídas de presión al comenzar a

producir agua. Lo cual es inevitable si se requiere producir más aceite a costa de producir

más agua. Una vez más, por consideraciones económicas se determinó el 50% de corte de

agua para este campo tipo B, al igual que para el campo tipo A, pero con un gasto de

abandono de 1,500 bl/día.



45

Figura 4.6. Producción acumulada de aceite en agujero descubierto y con reguladores de flujo tipo tobera.

Figura 4.7. Producción acumulada de agua en agujero descubierto y con reguladores de flujo tipo tobera.

28.1 MMSTB

32.2 MMSTB

7.1 MMSTB

9.4 MMSTB



46

Figura 4.8. Caída de presión por segmento en el pozo A-127 a través del tiempo con NICD’s.

En las figura 4.9 a 4.18 se muestra la comparación de la terminación en agujero descubierto

y con reguladores de flujo tipo tobera para el pozo A-127 a través del tiempo. En las figuras

4.9 a 4.13 destaca cómo cambia la entrada de agua según sea la terminación en agujero

descubierto o en agujero con reguladores de flujo tipo tobera. En el agujero descubierto la

entrada de agua se concentra en la parte más profunda y con mejores propiedades

petrofísicas, en tanto que en el agujero terminado con reguladores de flujo tipo tobera

(NICD’s), la entrada de agua se distribuye equitativamente, o tiende a distribuirse

equitativamente según las propiedades petrofísicas lo permitan, a lo largo del agujero con

reguladores.

Por otra parte, cabe destacar que los perfiles de caídas de presión que se mostraron en la

figura 4.8 son muy importantes, pues éstas son el resultado precisamente del cambio del

flujo de fluidos multifásicos hacia el pozo que está representado en las figuras 4.9 a 4.18.

Ciertos simuladores de flujo hidráulico comerciales, muestran dichos perfiles, pero sólo es

en un tiempo determinado. Esto se destaca muy bien en las figuras 4.15 y 4.10, en ese

orden. Si se observa sólo la figura 4.10 y se compara con la figura 4.9, no parece ser muy

diferente, pero si se observa la figura 4.15 y después se compara con la figura 4.14, se

pueden observar las grandes diferencias que existen entre estas dos, debido a que muestra

que en menos de tres años el contacto agua-aceite ha avanzado sustancialmente. En las



47

siguientes dos figuras 4.16 y 4.17, se ejemplifica muy bien esto, pues en dos años más, la

altura del cono de agua; esto es, la altura medida desde el contacto agua-aceite hacia el

intervalo productor del pozo, es de 175 metros. Lo cual significa que el contacto agua-

aceite ha sido deformado como resultado de la competencia entre las fuerzas

gravitacionales y las fuerzas viscosas, siendo éstas últimas las que están dominando el

fenómeno.

Figura 4.9. Perfil de Producción en el pozo A-127 agujero descubierto vs. NICD’s. Nov 2015.



48

Figura 4.10. Perfil de Producción en el pozo A-127 agujero descubierto vs. NICD’s. Ene 2018.


0 - 500 STB/d 0 - 2500 STB/d 0 - 500 STB/d 0 - 2500 STB/d



49





50

Figura 4.14. Perfil de Producción en el pozo A-127 agujero descubierto vs. NICD’s. Noviembre 2015.

Figura 4.15. Perfil de Producción en el pozo A-127 agujero descubierto vs. NICD’s. Enero 2018.


Agujero descubierto NICD’s





51



4.3. Perfil de saturaciones de fluidos alrededor del pozo A-127

En la figura 4.19 se presenta el perfil de saturaciones en la matriz en una celda cercana al

pozo marcada en un círculo de color rojo. En el eje de las ordenadas se muestra el valor de

las saturaciones, siendo la línea de color rojo, la correspondiente a la saturación de agua en

la matriz y la línea de color verde la saturación de aceite en la matriz; el eje de las abscisas

muestra el eje del tiempo. Se destaca que en esa celda los cambio en saturaciones son

despreciables en el tiempo; sin embargo, eso no es sinónimo de que no exista transferencia

de fluidos hacia el pozo. Para comprobar esto, se observó el perfil de saturaciones en la

matriz en una celda interceptada por el pozo. A pesar de que el pozo comenzó su

producción en octubre de 2015, pasan casi 30 años para observar el cambio en el perfil de

la saturación en la matriz. Este cambio en saturaciones es realmente notable porque

estamos hablando de un factor de recuperación alto; si tomamos los valores aproximados

del gráfico 4.20, Swc=0.338, Soi=0.662, So=0.58 y si utilizamos la siguiente ecuación:

𝐹𝑅 =𝑆𝑜𝑖 − 𝑆𝑜

𝑆𝑤𝑐=

0.662 − 0.58

0.338= 24.26 %

Altura aproximada del cono 175 m





52

Figura 4.19. Perfil de saturaciones de fluidos en una celda cercana al pozo A-127.

Figura 4.20. Perfil de saturaciones de fluidos en una celda interceptada por el pozo A-127.



53

La importancia de este cambio en saturaciones reside en el valor tan grande de desaturación

que se alcanza a lo largo de todo el pozo; quiere decir que la matriz del yacimiento está

cediendo una cantidad muy importante de aceite en la vecindad del pozo, lo cual implica

una importante contribución a la ventana disponible de aceite.

Se realizó lo mismo en otra celda cercana al pozo con resultados similares, tal y como se

muestra en la figura 4.21.

Figura 4.21. Perfil de saturaciones de fluidos en una celda interceptada por el pozo A-127.

4.4. Análisis de sensibilidad a la geometría de los reguladores, longitud del

compartimento y número de dispositivos reguladores por compartimento

Con el fin de optimizar la terminación del pozo A-127, en la figura 4.22 se presenta los

rangos de las variables del análisis de sensibilidad al área de apertura o de la sección

transversal de las toberas, longitud de los compartimentos y número de dispositivos por

compartimento para la trayectoria real del pozo A-127. Se analizaron 153=3,375

combinaciones.

En la figura 4.23 se observa el diagrama de tornado, en el cual se muestra que la variable

con mayor peso para este caso es la apertura o diámetro de las toberas; es decir, el área de

la sección transversal expuesta al flujo por donde pasan los fluidos del yacimiento hacia el

pozo, en segundo lugar se observa que es importante el número de reguladores de flujo tipo

tobera, y finalmente, el número de compartimentos.



54

De los escenarios en los que se modificó el área de sección transversal (AST), el que mayor

producción acumulada tuvo fue el caso con compartimentos de 15 metros, 1 dispositivo de

control y AST de 14.7 mm2 (1.5823E-04 ft

2).

Tomando como base estos resultados, se decidió optimizar el escenario modificando las

AST de los dispositivos, dejando fija la longitud del compartimento a 15 metros y con un

dispositivo de control por compartimento.

Figura 4.22. Rangos de las variables para la optimización de la terminación en el pozo A-127.

Figura 4.23. Diagrama de tornado para para la optimización de la terminación en el pozo A-127.



55

En la figura 4.24 se puede ver la producción acumulada de aceite a través del tiempo; en la

elipse de color verde se muestran los casos de mayor producción correspondientes a los

casos con las distintas áreas de flujo, seguidas por los casos del número de reguladores de

flujo en color naranja. La longitud de los compartimentos no tiene el mismo peso para

hacer fluir los fluidos hacia el pozo como las otras dos variables.

Figura 4.24. Producción acumulada de aceite para para la optimización de la terminación del pozo A-127.

Los resultados del caso optimizado para el pozo A-127, se presentan en la figuras 4.25 a

4.28; se tiene el caso de comparación entre agujero descubierto, color rojo, terminación con

reguladores de flujo sin optimizar, color azul, y el mejor caso de entre los 3,375 casos

corridos con reguladores de flujo y variando las 3 variables comentadas anteriormente,

color café. La vida del pozo dura casi 3 años más entre el agujero descubierto y la

terminación con reguladores, y un poco más de 6 años entre este último caso y el

optimizado, como se observa en las figuras 4.25 a 4.28. La producción acumulada de aceite

entre el primer caso y el segundo caso es de 4.1 MMstb y entre el primero y el tercero de

8.4 MMstb más. En tanto que la producción acumulada de agua entre el primer caso y el

segundo caso es de 2.3 MMstb y entre el primero y el tercero de 4.4 MMstb más. Estas

diferencias en acumuladas de aceite y agua son notables porque significan que para este

límite económico de un corte de agua de 50%, el pozo puede seguir produciendo por más

tiempo, de una manera mejor en cuanto a producción de aceite, ya que se distribuye y

optimizan las zonas por donde entra el aceite y se reducen los puntos por donde entra el

agua y la magnitud de ésta.

NV

AST



56

Figura 4.25. Gasto de aceite para para la optimización de la terminación del pozo A-127.

Figura 4.26. Producción acumulada de aceite para la optimización de la terminación del pozo A-127.

28.1 MMSTB

32.2 MMSTB

36.5 MMSTB



57

Figura 4.27. Producción de agua para para la optimización de la terminación del pozo A-127.

Figura 4.28. Producción acumulada de agua para para la optimización de la terminación del pozo A-127.

7.1 MMSTB

9.4 MMSTB

11.5 MMSTB



58

4.5.Comparación de casos con geometrías de trayectorias de pozo a diferentes

ángulos contra la trayectoria altamente inclinada (real) en agujero descubierto

en una posición similar estructural dentro del yacimiento

Para comparar el comportamiento del campo tipo B, se corrieron casos similares a los del

campo tipo A. Se corrió la trayectoria del pozo real, pero ahora en el campo tipo B; se

consideró una longitud aproximada de 278 m de agujero descubierto o disparado según

fuera el caso. Se evaluaron cuatro trayectorias: vertical, 40° de inclinación, 60° de

inclinación y una más, horizontal a 90°. Además los escenarios consideraron terminación

en agujero descubierto como se muestra en la figura 4.29. En esta figura se presentan las

diferentes trayectorias y, algo muy importante, su distancia al contacto agua-aceite, la cual

es de 338 mv para casi todas las trayectorias, a excepción de la de 90°, la cual es de 370 m.

Figura 4.29. Diferentes trayectorias en agujero descubierto para el pozo A-127.

Vertical

Real

40°

Real

60°Real

90°

Real

338 m

4012 m

4350 m

338 m

4012 m

4350 m

338 m

4012 m

4350 m

370 m

3980 m

4350 m



59

Figura 4.30. Gasto de aceite para el pozo A-127 en agujero descubierto.

En estas trayectorias en agujero descubierto podemos observar que la producción de la

trayectoria real es de más de 21 años, figura 4.30, mientras que la trayectoria horizontal es

de 23 años y las otras duran casi 28 años en agujero descubierto. Asimismo, la producción

acumulada de aceite de la trayectoria real es de 28.1 MMstb, figura 4.31, en tanto que las

otras son de 28.9 MMstb; esto es, 800 Mstb más y no hay prácticamente ningún beneficio

entre las trayectorias ejecutadas con diferentes ángulos desde la vertical hasta la de 60°, a

excepción de la de 90° que acumula 32.2 MMstb. Otra cosa que se puede observar, en la

figura 4.33, es que la producción acumulada de agua si tiene una distinción, a diferencia de

la del aceite, pues es menor por 600 Mstb o más y también tiene un rango de acumuladas

de agua de 200 Mstb o menos siendo la mayor Wp la de la trayectoria horizontal. Es decir,

a excepción de la trayectoria horizontal, las otras producen más aceite, pero menos agua.

40

60

Vertical

Real



60

Figura 4.31. Producción acumulada de aceite para el pozo A-127 en agujero descubierto.

Figura 4.32. Gasto de agua para el pozo A-127 en agujero descubierto.

28.8 MMSTB

28.1 MMSTB40

60

Vertical

Real

40

60

Vertical

Real



61

Figura 4.33. Diferentes trayectorias en agujero descubierto para el pozo A-127.

4.6.Comparación de casos con geometrías de trayectorias de pozo a diferentes

ángulos con reguladores de flujo contra la trayectoria altamente inclinada

(real) en una posición similar estructural dentro del yacimiento

Para evaluar el comportamiento de las distintas trayectorias con dispositivos de flujo tipo

toberas en el campo tipo B, se dividió el agujero descubierto en 20 segmentos con 20

dispositivos de control de flujo tipo tobera (NICD) a lo largo del intervalo disparado. Los

resultados se muestran en la figura 4.34.

Los resultados son por demás interesantes pues todas las trayectorias con reguladores de

flujo tipo tobera fueron mejores que sus contrapartes en agujero descubierto. Esto se

observa en las figuras 4.34 a 4.37 pues para empezar las producciones acumuladas de aceite

son mayores; la que más se asemeja a la producción acumulada de aceite de la trayectoria

real es la de 40° con NICD’s.

7.1 MMSTB

6.4 MMSTB

40

60

Vertical

Real



62

Figura 4.34. Gasto de aceite para el pozo A-127 con reguladores de flujo tipo tobera.

Figura 4.35. Producción acumulada de aceite para las diferentes trayectorias en agujero descubierto para el

pozo A-127.

40

60

Vertical

Real

90

33.7 MMSTB

28.1 MMSTB

32.2 MMSTB

31.3 MMSTB

40

60

Vertical

Real

90



63

Figura 4.36. Gasto de agua para el pozo A-127 con reguladores de flujo tipo tobera.

Figura 4.37. Producción acumulada de agua para las diferentes trayectorias en agujero descubierto para el

pozo A-127.

40

60

Vertical

Real

90

9.4 MMSTB

7.8 MMSTB

9.1 MMSTB

8.8 MMSTB40

60

Vertical

Real

90



64

4.7 Comparación de las trayectorias del pozo A-127 en agujero descubierto, con

reguladores de flujo tipo tobera y a 90° con reguladores de flujo tipo tobera

A continuación se hace una evaluación de la trayectoria real del pozo A-127 en agujero

descubierto con y sin reguladores de flujo tipo tobera, así como la de un pozo horizontal

justamente en esa posición con del A-127 con y sin reguladores de flujo tipo tobera, figura

4.38. En la figura 4.39 se muestra el detalle de la terminación de las tres distintas

trayectorias: real en agujero descubierto, real con NICD’s y horizontal con NICD’s. En la

figura 4.40 se muestran los resultados de las trayectorias mencionadas anteriormente más

una adicional correspondiente al pozo horizontal (90°). Se observa que primero se cierra el

pozo con la trayectoria real, luego la de 90° en agujero descubierto, luego la real con

NICD’s y finalmente, la de 90° con NICD’s, siendo sus producciones acumuladas de aceite

de 28.1 MMstb, 32.2 MMstb, 32.2 MMstb y 33.7 MMstb, respectivamente. Y las de agua

de 7.1 MMstb, 8.4 MMstb, 9.4 MMstb y 8.8 MMstb, respectivamente también. Aunque las

Np’s para la trayectoria de 90° en agujero descubierto y real con NICD’s fueron las

mismas, esto se explica porque esta última produjo 1 MMstb más de agua (figura 4.43).

Los cambios de saturación a distintas fechas a partir de noviembre 2015, se presentan a

partir de la figura 4.44 y hasta la 4.53 para distintas fechas.

Figura 4.38. Localización de la trayectoria de 90°con respecto a la real de A-127.

Trayectoria real

Trayectoria 90°



65

Figura 4.39. Terminaciones de las trayectorias reales y a 90° para el pozo A-127.

Trayectoria real Trayectoria 90°Trayectoria Real con NICD’s



66

Figura 4.40. Gasto de aceite del pozo A-127 para distintas trayectorias.

Figura 4.41. Producción acumulada de aceite del pozo A-127 para distintas trayectorias.



67

Figura 4.42. Gasto de agua del pozo A-127 para distintas trayectorias.

Figura 4.43. Producción acumulada de agua del pozo A-127 para distintas trayectorias.



68

Figura 4.44. Corte de agua del pozo A-127.

Los cambios de saturación desde noviembre 2015, se presentan a partir de la figura 4.44 y

hasta la 4.53 para distintas fechas para los cuatro tipos de trayectorias, la real del pozo A-

127, que aquí se denomina Base, Base de 90°, Base con ICD’s y de 90° con ICD’S.

Aunque aparentemente el comportamiento del pozo A-127 con las dos trayectorias es igual,

la verdadera diferencia comienza a notarse a partir de enero 2025, figura 4.48, donde se

empieza a observar como el avance del agua no es uniforme, a pesar de que la trayectoria

real del pozo A-127 es altamente inclinada (79°), debido a que el agua se empieza a

conificar hacia el pozo fuertemente, tanto en agujero descubierto como con reguladores, a

diferencia de la trayectoria totalmente horizontal para los casos de agujero descubierto y

con reguladores de flujo, como se observa en las figuras 4.49 a 4.53.



69

Figura 4.45. Saturación de aceite y agua en la malla, noviembre 2015.

Agujero descubierto (AD) AD - 90

NICD’s – 90 NICD’s





70

Figura 4.46. Saturación de aceite y agua en la malla, enero 2018






71









72









73


Figura 4.53. Saturación de aceite y agua en la malla, enero 2035.







74

4.8 Comparación de la trayectorias del pozo A-127 en agujero descubierto, con

reguladores de flujo tipo tobera, a 90° en agujero descubierto y con reguladores de

flujo tipo tobera y esta última aumentando el límite económico

En la figura 4.54 se muestra el gasto de aceite con los casos que ya se habían presentado

más dos casos adicionales que consisten en cambiar el límite económico de 50% de corte

de agua a 90%. Se observa que para este campo tipo B, aumentando la restricción de corte

de agua por límite económico puede incrementar la Np hasta 37 MMstb; esto es casi 4

MMstb más con respecto a la misma trayectoria, pero con restricción en el corte de agua de

50%, lo cual representa casi un 10% más de producción acumulada de aceite.

Figura 4.54. Perfil de Producción de Aceite



75

Figura 4.55. Producción Acumulada de Aceite.

Figura 4.56. Perfil de Producción de Agua.



76

Figura 4.57. Producción Acumulada de Agua

Figura 4.58. Corte de Agua



77

4.9.Caídas de presión en un compartimento del pozo A-127, del yacimiento al espacio

anular y de éste al interior de la tubería de producción

A continuación se analiza el caso de un nodo en particular dentro del pozo A-127, en el

cual se busca mostrar no sólo la caída de presión a través del regulador de flujo pasivo, sino

la caída de presión que existe del yacimiento al espacio anular, antes de entrar a la tubería

de producción a través del regulador; se eligió el regulador número 41 correspondiente a la

conexión numerada como 120, figura 4.59. En la figura 4.60 se muestra la caída de presión

desde la celda (7, 5, 87) en el yacimiento hacia el espacio anular, siendo la caída de presión

de 24 lb/pg2 y del espacio anular hacia el interior de la tubería de producción a través del

regulador de sólo 0.5 lb/pg2, como se muestra en la figura 4.61.

Figura 4.59. Diferencia de presión entre segmentos; Ubicación de segmentos



78

Figura 4.60. Diferencia de presión entre la celda y la conexión

Figura 4.61. Diferencia de presión entre la celda y la conexión (Cont.)



79

5. DEFINICIÓN DE UN PLAN DE DESARROLLO PARA UN CAMPO

MARINO

5.1 Definición de un Plan de Desarrollo Especial, campo tipo B

Se realizó un plan de desarrollo para 8 regiones del campo tipo B con sendos pozos, los

cuales se presentan en la figura 5.1. Las características de estas regiones se muestran en la

tabla 5.1, consistentes en celdas refinadas en el sentido vertical y areal, pozos con

geometrías especiales, altamente inclinadas con y sin reguladores de flujo para evaluar qué

efecto causan.

Figura 5.1. Plan de desarrollo para el campo tipo B

En la figura 5.2, se muestran los resultados para el pozo Alfa-7, la producción de este pozo

en agujero descubierto inicialmente es casi 2,000 bls más que para el caso con reguladores

de flujo; no obstante, la vida del pozo se extiende por más de seis años, y no sólo la vida,

sino la producción acumulada que pasa de 63.7 a 67.6 MMstb, figura 5.4, que son 3.9

MMstb más. Asimismo, la producción acumulada de agua son 900, 000 bls más, figura 5.5.

De las figuras 5.6 a 5.33 la historia se repite para todos los pozos, a excepción del Tah-1

que es el único pozo de los 8 cuyo comportamiento no es mejor con reguladores que con

agujero descubierto, pero la razón es porque cuando apenas empieza a producir agua se

acabó la corrida; se observa en la figura 5.22 que por allí del año 2059 ya se cruzan las

curvas de gastos de aceite entre el agujero descubierto y el agujero con reguladores de flujo



80

por lo que no hubo oportunidad de que la terminación con reguladores superara al agujero

descubierto.

Figura 5.2. Gasto de aceite del pozo Alfa-7

En la tabla 5.1, se muestran los diversos refinamientos para los 8 regiones del campo,

mostrando espesores tan pequeños como 40 cm y tan grandes como 45 m, y celdas

relativamente pequeñas en las direcciones X e Y.

Pozo Dimensiones de refinamiento, m Inclinación

Intervalo Cima Base

X, metros Y, metros Z, metros (°) md md A-127 32 < X < 38 31 < Y < 33 0.8 < Z < 10.0 80 4541.6 4819.7 ALFA-7 13 < X < 34.5 28 < Y < 50 0.6 < Z < 10.0 75 4179.8 4680.2 BRAVO-4 30 < X < 48 56 < Y < 64 1.2 < Z < 10.0 75 4588.4 5088.5 CHARLY-5 30 < X < 40 33 < Y < 38 1.2 < Z < 45.0 75 4355.2 4855.3 DELTA-3 26 < X < 28 11 < Y < 27 0.4 < Z < 12.5 75 4039.2 4539.5 TAH-1 60 < X < 62 14 < Y < 27 1.2 < Z < 8.0 88 4404.4 4904.5 U-50 46 < X < 50 30 < Y < 38 1.0 < Z < 7.5 70 4154 4654.3 U-51 45 < X < 48 36 < Y < 41 1.8 < Z < 8.0 70 4055.3 4555.6

Tabla 5.1. Dimensiones de las 8 regiones del campo tipo B.



81

Figura 5.3. Gasto de agua del pozo Alfa-7

Figura 5.4. Producción acumulada de aceite del pozo Alfa-7



82

Figura 5.5. Producción acumulada de agua del pozo Alfa-7

Figura 5.6. Gasto de aceite del pozo A-127



83

Figura 5.7. Gasto de agua del pozo A-127

Figura 5.8. Producción acumulada de aceite del pozo A-127

29.8 MMSTB

22.5 MMSTB



84

Figura 5.9. Producción acumulada de agua del pozo A-127

Figura 5.10. Gasto de aceite del pozo Bravo-4



85

Figura 5.11. Gasto de agua del pozo Bravo-4

Figura 5.12. Producción acumulada de aceite del pozo Bravo-4



86

Figura 5.13. Producción acumulada de agua del pozo Bravo-4

Figura 5.14. Gasto de aceite del pozo Charly-5



87

Figura 5.15. Gasto de agua del pozo Charly-5

Figura 5.16. Producción acumulada de aceite del pozo Charly-5



88

Figura 5.17. Producción acumulada de agua del pozo Charly-5

Figura 5.18. Gasto de aceite del pozo DELTA-3



89

Figura 5.19. Gasto de agua del pozo Delta-3

Figura 5.20. Producción acumulada de aceite del pozo Delta-3



90

Figura 5.21. Producción acumulada de agua del pozo Delta-3

Figura 5.22. Gasto de aceite del pozo Tah-1



91

Figura 5.23. Gasto de agua del pozo Tah-1

Figura 5.24. Producción acumulada de aceite del pozo Tah-1



92

Figura 5.25. Producción acumulada de agua del pozo Tah-1

Figura 5.26. Gasto de aceite del pozo U-50



93

Figura 5.27. Gasto de agua del pozo U-50

Figura 5.28. Producción acumulada de aceite del pozo U-50



94

Figura 5.29. Producción acumulada de agua del pozo U-50

Figura 5.30. Gasto de aceite del pozo U-51



95

Figura 5.31. Gasto de agua del pozo U-51

Figura 5.32. Producción acumulada de aceite del pozo U-51



96

Figura 5.33. Producción acumulada de agua del pozo U-51



97

6. CONCLUSIONES

1 El pozo A-127 de 79.4° de inclinación ha resultado ser un magnífico pozo

productor, pero además el análisis realizado con su trayectoria mostró el beneficio

económico adicional que se tendría si se realizaran este tipo de terminaciones de

alto ángulo u horizontales y además con reguladores de flujo.

2 El modelado y análisis de productividad de pozos con geometría no convencional,

acoplando un simulador hidráulico de pozos con un simulador de yacimientos, ha

demostrado ser una herramienta de planeación formidable para el desarrollo de

campos.

3 Se realizaron los desarrollos de dos campos sumamente complejos con diseño de

geometrías perforación de pozos y terminaciones especiales; la metodología resultó

satisfactoria para estudiar el comportamiento de las mismas en estos dos campos. Se

desarrollaron varios ensayos de perforación y terminación de pozos, en donde se

estudiaron, analizaron y obtuvieron los posibles resultados a esperar en un modelo a

escala completa de simulación.

4 Los resultados sí probaron haber sido efectivos, lo cual se tradujo en un ahorro

considerable de recursos de cómputo, tiempo de espera, tiempo de análisis, así

como de comprensión y aprendizaje a profundidad de los casos de campo

desarrollados.

5 Se concluyó que la trayectoria del pozo horizontal en agujero descubierto fue mejor

que la trayectoria del mismo con reguladores de flujo en el campo Tipo A,

resultando lo contrario para el campo tipo B. Es decir, que en un campo con las

características del campo tipo A, los reguladores de flujo no harían ninguna

diferencia, al contrario del campo tipo B, en donde sí se hace una diferencia

importante.

6 Restaría solamente mostrar las evaluaciones económicas de los desarrollos de los

dos campos completos involucrando ingeniería de producción, de diseño y

ejecución de instalaciones.

7 No obstante, de los dos campos estudiados, sin lugar a dudas el campo tipo B es

más rentable que el campo tipo A. Eso no significa que el campo tipo A no sea

rentable; en realidad lo es, porque con este campo se desarrolló toda una

infraestructura actualmente instalada y que probó ser suficiente, hasta el momento,

tanto en sus metas volumétricas, como económicas, para el desarrollo de este campo

marino situado en el Golfo de México.



98

8 Una conclusión importantísima que se desprende de este trabajo es que es necesario

evaluar conjuntamente la caracterización estática de un yacimiento en conjunto con

su respuesta dinámica porque se pueden condenar o sobrevalorar los campos a

desarrollar con las consecuencias negativas que esto pudiera acarrear para un

proyecto petrolero.

AGRADECIMIENTOS

Se agradece a los Ingenieros. Francisco J. Flamenco López y R. Antonio Rojas Figueroa el

permiso para presentar este trabajo de ingreso a la Academia de Ingeniería.

Se agradece la intervención del M.I. Agustín Patricio Galindo Nava sin cuya participación

no habría sido posible la realización de este trabajo.

Se agradece la colaboración decidida de los Ingenieros Carlos Alberto Hernández Niño,

Karina Campos Benítez y Daniel Mata Medina para la realización de todo este trabajo



99



100

7. REFERENCIAS

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Enhanced Well Productivity and Recovery in Saudi Aramco´s Offshore Fields.”,

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