factibilidad tÉcnica de aplicar inyecciÓn alternada de vapor de agua...
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERIA DE PETROLEO
FACTIBILIDAD TÉCNICA DE APLICAR INYECCIÓN ALTERNADA DE VAPOR DE AGUA EN EL YACIMIENTO URDANETA-01 MEDIANTE EL USO DE LA TECNOLOGÍA TUBERÍA PREAISLADA
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE PETROLEO
Autor: Miriam del Valle Camacho Pérez
Tutor: Carlos Colmenares
Maracaibo, diciembre 2011
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Camacho Pérez, Miriam del Valle. Factibilidad técnica de aplicar inyección alternada de vapor de agua en el yacimiento Urdaneta-01 mediante el uso de la tecnología tubería preaislada (2011) Trabajo de Grado, Universidad del Zulia, Facultad de Ingeniería, División de Postgrado. Maracaibo. Tutor: Mgs. Carlos Colmenares.
RESUMEN
Dada la búsqueda de alternativas en la producción de crudos pesado, se tiene el yacimiento Urdaneta-01 el cual representa para la empresa PDVSA el yacimiento con mayor volumen de reservas probadas de crudo pesado en el Occidente del Venezuela con 863 MMMBls de petróleo recuperable. Una de las principales limitantes al evaluar proyectos de inyección alterna de vapor es la profundidad, la cual para el área estudiada esta en el orden de 6700 pies; por lo que para poder evaluar la factibilidad de aplicar este procesos de IAV en el yacimiento Urdaneta-01 fue necesario hacer uso de tecnología en este caso de una tubería isotérmica que permite garantizar la llegada en fondo de un vapor con la calidad tal que permita calentar el yacimiento eficientemente tomando en cuenta que no todo el calor inyectado permanece en el, ya que parte de este calor se pierde con los fluidos producidos y hacia las formaciones adyacente, sin embargo, el principal objetivo de esta inyección de vapor saturado es disminuir la viscosidad del crudo y por ende mejorar su movilidad para facilitar así la recuperación. Se selecciono el pozo UD-388 como candidato para proponer una prueba piloto, determinando mediante ajustes en simuladores la producción en frío y luego en caliente. Inicialmente se identificaron las variables que influyen en los resultados de las tasas de producción así como la determinación previa de las perdidas de calor a traves de modelos matemáticos en el pozo (Modelo de Willhite) y en el yacimiento (Modelo de Marx y Lagenheim) lo que permitió realizar pronósticos de producción una vez determinada la calidad del vapor en fondo para cada caso, es decir, usando tubería pre-aislada y tubería convencional. Se estimó la producción del pozo UD-388 luego de la inyección de vapor mediante una hoja de calculo diseñada por el autor y validada por el sofware Térmico STARS para predecir la recuperación de petróleo basado en los modelos de Boberg y Lantz, realizando un pronóstico de producción para un ciclo de inyección, para lo cual se determinaron inicialmente las propiedades térmicas de las rocas, propiedades termodinámicas del vapor a inyectar y con éstas poder estimar las pérdidas de calor del desde superficie al yacimiento, con lo que se obtuvo la calidad del vapor en fondo (46% para tubería convencional y 76% para preaislada). Finalmente se ajustaron las variables involucradas en los modelos, obteniendo una tasa de producción que coteja con el comportamiento real del pozo estudiado. Una vez establecida la comparación de la producción en frío y en caliente, se realizó el análisis económico con los perfiles de producción donde se determino técnicamente factible y económicamente donde se estima una producción inicial entre 650 a 800 Bls con una producción acumulada en un periodo de 24 meses de 160-200M Bls adicionales a los que serian recuperados con las condiciones actuales, es decir, sin estimular. Palabras Clave: inyección de vapor, tubería pre aislada, estimulación, perdidas de calor. E-mail del autor: [email protected]
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Camacho Pérez, Miriam del Valle. Technical feasibility of applying steam injection alternate water reservoir Urdaneta-01 through the use of technology pre-insulated pipe (2011) Trabajo de Grado, Universidad del Zulia, Facultad de Ingeniería, División de Postgrado. Maracaibo. Tutor: Mgs. Carlos Colmenares.
ABSTRACT
Given the search for alternatives in the production of heavy crude, it has the Urdaneta-01 reservoir which PDVSA accounts for the site with the highest volume of proven reserves of heavy oil in Western Venezuela with 863 billion barrels of recoverable oil. One of the main limitations in evaluating alternative projects steam injection is the depth, which for the study area is on the order of 6700 feet, so to assess the feasibility of applying this process in the reservoir BTI-Urdaneta 01 was necessary to use technology in this case of an isothermal line which guarantees the arrival at the bottom of a steamer with the quality to enable efficient heat reservoir taking into account that not all the heat stays in the injected as part this heat is lost with the produced fluids and to the adjacent formations, however, the main objective of this saturated steam injection is to lower the oil viscosity and thus improve their mobility so as to facilitate recovery. The well was selected UD-388 as a candidate to propose a pilot test, determining by adjusting production simulators cold, then hot. Initially we identified the variables influencing the results of production rates and the prior determination of the heat loss through mathematical models in the well (Willhite model) and field (Marx and Lagenheim Model) as which permitted production forecasts after determining the quality of steam in the background for each case, ie, using pre-insulated pipe and conventional pipe. We estimated the production of the well UD-388 after injection of steam through a spreadsheet designed by the author and validated by the software to predict STARS Thermal oil recovery models based on Boberg and Lantz, making a forecast production for an injection cycle, to which were initially determined the thermal properties of rocks, thermodynamic properties of steam to be injected and to estimate these heat losses from the reservoir surface, which was obtained by steam quality in background (46% for conventional pipe and 76% for pre-insulated). Finally, we adjusted the variables involved in the models, giving a production rate that matched with the actual behavior of the well studied. Once the comparison of the production in cold and hot, we performed the economic analysis with production profiles where technically feasible and economically determine where initial production is estimated between 650 to 800 Bls with a cumulative production over a period of 24 months of 160-200M additional Bls which would be recovered with current conditions, ie unstimulated. Keywords: steam injection, pipe pre isolation. E-mail the author: [email protected]
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DEDICATORIA
A mi amado Maiquel, a mis amados hijos Miguel y Moisés, a mi madre Carmen, a mis hermanos
Marilip, Eddy, Lisbeth y Javier, a mis admirables tías. A todo el que va a darle uso técnico a este
estudio en pro de mejorar la recuperación de crudo…
Para ustedes este trabajo.
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AGRADECIMIENTO
A Dios Todo Poderoso, por estar conmigo siempre y darme las herramientas que me
permitieron cumplir con esta meta…gracias por mi salud y por mantenerme firme en mis
objetivos.
A mi amada familia por su apoyo y por entender lo que significo este sacrificio.
A mi profesor y compañero de trabajo Carlos Colmenares por compartir conmigo parte de sus
grandes conocimientos, para el mis respetos.
A mis amigos y compañeros de trabajo en especial Jairo, Yusbelys, Marisol y Sergio gracias por
su gran apoyo técnico y humano. Adelante equipo este proyecto va …
A los miembros del equipo de Desarrollo de Yacimientos de La Unidad de Producción Urdaneta
Lago, por permitirme ser parte de ese gran equipo.
A la empresa PDVSA por permitirme desarrollar este estudio referenciado en un campo de la
principal industria del país.
A la ilustre Universidad del Zulia, a sus profesores del Postgrado de Ingeniería por sus
enseñanzas y al Sr. Aris por su resguardo y gran apoyo en cada etapa desde mi inicio hasta el
fin del objetivo en esta institución... graduarme como Magíster en Ingeniería de Petróleo.
A todos ustedes, gracias de todo corazón.
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TABLA DE CONTENIDO
Pagina
RESUMEN……………………….……………………………………………….……….......................3
ABSTRAC……………………..…………………………………………………….…….......................4
DEDICATORIA……….……………………………….………………………………………................5
AGRADECIMIENTO………………………………….………………………………………................6
TABLA DE CONTENIDO………………...………………………………………….………………….. 7
LISTA DE FIGURAS…………………………………………………………….………………………..9
LISTA DE TABLAS..…………………………………………………………………….…………..10
LISTA DE SIMBOLOS…….…………………………………………………………….………………12
INTRODUCCION………………………………………………………………………………………...13
CAPITULO I PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del problema……………………………………………….……….....................15
1.2. Formulación del problema…………………………………………………….…….....................15
1.3. Justificación y delimitación de la investigación………………………………………...............15
1.4. Objetivo general de la investigación………………………………………….………………….16
1.5. Hipótesis…………………………………………………………………….………………………17
CAPITULO II MARCO TEORICO
2.1. Antecedentes Generales…………………………………………………………………………..18
2.1.1. Primeros Antecedentes…………………………………………………………………18
2.1.2. Antecedentes de la Inyección Alternada de Vapor en la Costa Bolívar………….. 18
2.1.3. Antecedentes de la Inyección Alternada de Vapor en el Campo Boscan…………20
2.1.4. Criterios para aplicar Inyección Alterna de Vapor……………………………………21
2.1.5. Modelos Existentes que evalúan la Inyección de Vapor….………………………...22
2.2. Bases Teóricas……………………………………………………………………………………..24
2.2.1. Procesos de extracción térmica………………………………………………………..24
2.2.2. Inyección continúa de vapor……………………………………………………………24
2.2.3. Inyección alternada de vapor…………………………………………………………..25
2.2.4. Factores operacionales que afectan el comportamiento del proceso de IAV…….26
2.2.5. Parámetros del yacimiento que afectan el proceso de IAV…………………………29
2.2.6. Propiedades físicas de las rocas y fluidos…………………………………………….34
2.2.7. Propiedades térmicas del agua y del vapor…………………………………………..40
2.2.8. Pérdidas de calor durante la transmisión de fluidos calientes……………………...48
7
2.2.9. Calidad del vapor en el cabezal del pozo……………………………………………..59
2.2.10. Pérdidas de calor en el pozo………………………………………………………….59
2.2.11. Calentamiento de la formación por la inyección de fluidos calientes…………….65
CAPITULO III DESCRIPCIÓN DEL YACIMIENTO
3.1. Revisión geológica y petrofísica…………………………………………………………………..73
3.1.1. Ubicación geográfica del yacimiento …………………...…….……….....................73
3.1.2. Estratigrafía………………………………………………………………………………74
3.1.3. Mineralogía de las Arcillas……………………………………………………………...75
3.1.4. Evaluación Petrofísica…………………………………………………………………..76
3.1.5. Estratigrafía………………………………………………………………………………76
3.1.6. Estructura…………………………………………………………………………………78
3.1.7. Sedimentología…………………………………………………………………………..79
3.1.8. Propiedades de la roca………………………………………………………………….81
3.2. Propiedades del yacimiento y de los fluidos…………………………………………………….84
3.2.1.- Datos PVT del Yacimiento URD-01………………………………………………….………..84
3.2.3.- Presiones en el Yacimiento Urdaneta-01…………………………………………………….85
3.4. Reservas del Yacimiento Urdaneta-01………………………………….……………………….85
3.5. Descripción de los Mecanismos de Producción de los Yacimientos………………………….89
3.6. Ubicación y Descripción del Bloque I…………………………………………………………….90
CAPITULO IV MARCO METODOLOGICO
4.1. Tipo de Investigación………………………………………………………………………………93
4.2. Selección de la muestra o población de estudio………………………………………………..93
4.3. Técnicas de recolección de datos………………………………………………………………..94
4.4. Diseño de la investigación………………………………………………………………………..96
4.4.1. Obtención de la data…………………………………………………………….…...........96
4.4.2. Actualización del comportamiento de presiones del yacimiento………….…….……..96
4.4.3. Propiedades físicas y termodinámicas de la roca y de los fluidos………….…………96
4.4.4. Cálculos de las pérdidas de calor en el sistema (Pozo-Yacimiento)…….…………..100
4.4.5. Predicción del comportamiento de la producción de petróleo……….……………….108
CAPITULO IV ANALISIS DE LOS RESULTADOS…………………………………………………114
CONCLUSIONES………………………………………………………………………………………127
RECOMENDACIONES…..……………………………………………………………………………128
REFERENCIA BIBLIOGRAFICAS……………………………………………………………………128
APENDICES………………………...…………………….……………………………………………130
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LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1 Diagrama de un proceso generalizado de una planta de vapor. ................................... 43
2 Pérdidas de calor durante la inyección de fluidos calientes. ......................................... 48
3 Representación esquemática de una tubería aislada. Fuente: RTP (LUZ) ................... 52
4 Distribución de Temperatura en un pozo ...................................................................... 59
5 Distribución de la Temperatura en el yacimiento (Modelo: Marx y Langenhein). .......... 66
6 Pérdidas de Calor a las formaciones adyacentes. ........................................................ 67
7 Representación esquemática del modelo de Boberg y Lantz. ...................................... 71
8 Mapa estructural yacimiento Urdaneta 01. ................................................................... 72
9 Columna Estratigráfica del yacimiento URD-01. Fuente: Archivos PDVSA. ................. 76
10 Sección Estratigráfica. ................................................................................................. 76
11 Mapa estructural de la discordancia del Eoceno. ......................................................... 77
12 Sección Estructural de la Discordancia del Eoceno. ..................................................... 78
13 Espesor de la Formación La Rosa. .............................................................................. 79
14 Espesor de la Formación Icotea. .................................................................................. 79
15 Espesor de la Formación Misoa. .................................................................................. 80
16 Evaluación Petrofísica del pozo UD-388. ..................................................................... 82
17 Mecanismos de Producción sobre la Presión Original y Eficiencia de Recobro. ........... 86
18 Mapa de Ubicación del Cloque I del yacimiento Urdaneta-01. .................................... 90
19 Comportamiento de Producción del Bloque I, yacimiento Urdaneta-01. ....................... 91
20 Determinación de la Temperatura en el fondo del pozo (Tubería Convencional). ...... 101
21 Determinación de la Temperatura en el fondo del pozo (Tubería Pre aislada). .......... 102
22 Cálculo del radio de calentamiento. ........................................................................... 103
23 Histograma: Densidad del Yacimiento Urdaneta-01. .................................................. 104
24 Determinación del Radio de Calentamiento pozo UD-388 (Lente 1). ......................... 107
25 Calidad del Vapor Tubería Convencional vs. Tubería Pre ailsda Pozo UD-388. ......... 116
26 Perdidas de Calor vs Profundidad. ............................................................................. 117
27 Distribución del Vapor en el Yacimiento. .................................................................... 118
28 Calculo del Radio Calentado por lente estimulado. .................................................... 119
29 Simulación Radio Calentado en software STAR. ....................................................... 120
30 Simulación Petróleo Acumulado pozo UD-388 (Software STAR). .............................. 122
31 Perfil de Producción Estimado luego de la IAV Pozo UD-388. ................................... 123
32 Producción Acumulada con la IAV Pozo UD-388 ....................................................... 123
33 Curva de Viscosidad vs Temperatura. Urdaneta-01. .................................................. 124
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LISTA DE TABLAS
Tabla Página
1 Puntos de Ebullición del agua. ...................................................................................... 44
2 Parámetros de Corte petrofísicos de la Formación Icotea y Misoa. ............................... 75
3 Análisis PVT del pozo U-342 ......................................................................................... 83
4 Presiones Actuales del Yacimiento Urdaneta-01. .......................................................... 84
5 Datos Operacionales y de Completacion del pozo UD-388. .......................................... 96
6 Determinación de Propiedades Térmicas de la Roca-Fluidos. ..................................... 98
7 Datos de la Tubería Pre-aislada .................................................................................. 100
8 Resultados Coeficiente de Transferencia de calor (Tubería convencional)Uto=3,786 . 114
9 Pérdidas de calor a nivel de pozo (Tubería Convencional). ......................................... 114
10 Resultados Coeficiente de Transferencia de calor para tubería aislada (Uto=0,133). . 115
11 Pérdidas de calor a nivel de pozo (Tubería Isotérmica). .............................................. 115
12 Cuadro Comparativo de variable: Tubería Convencional Vs. Tubería Isotérmica. ....... 117
13 Porcentajes de Vapor recibido por Lente. (Hoja de cálculo). ........................................ 118
14 Tabla de Permeabilidades y Espesores por intervalo estimulado (Pozo UD 388). ....... 119
15 Resumen de Producción Acumulada según software de Nort Point. ........................... 125
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LISTA DE SIMBOLOS
SIMBOLOS
O Viscosidad del Petróleo, cps
cps Centipoises
wr Radio del Pozo, pies
K Permeabilidad de la Formación, Darcys
h Espesor de la Formación, pies
OC Calor específico del Petróleo, Btu/lb-ºF
WC Calor específico del Agua, Btu/lb-ºF
gC Calor específico del gas, Btu/lb-ºF
rC Calor específico de la Roca, Btu/lb-ºF
Gravedad Específica
Densidad, lbs/pie3
Porosidad, fracción
WS Saturación de Agua
OS Saturación de Petróleo
gS Saturación de Gas
M Capacidad Calorífica, Btu/pie3-ºF
K Conductividad Térmica, Btu/hr-pie-ºF
Vl Calor latente de Vaporización
Difusividad Térmica, pie2/hora
Viscosidad Cinemática
ST Temperatura de Saturación
SP Presión de Saturación
Stf Calidad del Vapor, fracción
rT Temperatura de Saturación
A Área, pie2
Constante de Stefan-Boltzman (0.1713x10-8 Btu/hora-pie2-ºR4
rh Coeficiente de transferencia de calor por Radiación, Btu/hora-pie2-ºF
11
Ch Coeficiente de transferencia de calor por Convección, Btu/hora-pie2-ºF
Q Tasa de pérdida de calor, Btu/hora
Coeficiente de transferencia de calor total, referido a un área característica
tir Radio interno de la tubería, pies
tor Radio externo de la tubería, pies
insr Radio del Aislante, pies
G Velocidad de la masa o flujo de masa, lbs/hr-pie2
eR Número de Reynolds, adimensional
g Constante de Gravedad, 4.17x108 pie/hora
a Viscosidad Cinemática del Aire, pie2/hora
a Coeficiente de expansión volumétrico del Aire, ºF-1
PaC Calor específico del Aire a presión constante, Btu/hr-pie-ºF
a Viscosidad dinámica del Aire, lbs/hora-pie
haK Conductividad térmica del Aire, Btu/hora-pie-ºF
a Densidad del Aire, lbs/pie3
eV Velocidad del Viento, millas/hora
L Longitud, pies
cir Radio interno del Revestidor, pies
cor Radio externo del Revestidor, pies
hr Radio del hoyo del pozo, pies
Emisividad
SH Energía contenida del vapor inyectado, Btu/lbm
.
Sm Caudal de inyección de vapor, lbm/hora
RM Capacidad de calor volumétrico
xerfc Función de error complementaria
Drt Tiempo dimensional para un modelo de flujo de calor promedio Radial
Dzt Tiempo dimensional por el promedio de temperatura en la dirección Z
Z Espesor Hipotético
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INTRODUCCION
El yacimiento URDANETA-01 representa para la División Occidente de Exploración y
Producción de Petróleos de Venezuela, unos de los yacimientos principales con mayor cantidad
de petróleo pesado original en sitio (12.173 MMM Bls) y la mayor cantidad de reservas
remanentes (863.2 MM Bls) con un factor de recobro primario de 11.8%, de allí la importancia
de generar un plan de explotación que garantice el recobro óptimo y racional de dichas
reservas. Hasta la fecha la producción del yacimiento ha sido desarrolla por métodos de
producción primaria por lo que se requiere de la evaluación de técnicas que permitan mejorar el
recobro de petróleo de manera optima y eficiente. Se propone analizar la factibilidad de inyectar
vapor de agua en un pozo del Bloque - I del yacimiento URDANETA-01 mediante el uso de una
tubería preaislada en la completación mecánica del pozo, que garantice las mínimas perdidas
de calor en la tubería para entregar la máxima calidad del vapor posible, y así disminuir la
viscosidad del petróleo, y de esta forma aumentar la movilidad y por ende la extracción del
crudo.
La inyección de vapor es uno de los métodos más efectivos en la recuperación de crudos
pesados. Básicamente consiste en inyectar vapor a un pozo de petróleo durante un
determinado tiempo, cerrarlo por otro periodo de tiempo relativamente corto para
posteriormente ponerlo a producción. El pozo producirá a una tasa aumentada durante cierto
tiempo, y luego declinara a la tasa de producción original. Este proceso cíclico es repetido
hasta que la producción por ciclos alcance la tasa mínima especificada; donde el petróleo
recuperado durante cada ciclos será cada vez menor.
Pese a que existen variaciones del proceso de inyección cíclica descrita anteriormente, es
evidente que se trata básicamente de un proceso de estimulación, usualmente utilizado para
crudos pesados. El mecanismo principal que hace el proceso de inyección cíclica de vapor
efectivo varia de un yacimiento a otro, dependiendo de las presiones de los mismos, sin
embargo lo que se busca en todo tipo de yacimientos, en mayor o menor grado, es la mejora de
la razón de movilidad agua-petróleo por efectos de aumento de la temperatura, en particular en
el caso de crudos pesados este es el mecanismo principal que hace que el petróleo se
produzca, así entonces, el propósito general de este método es aumentar la temperatura del
crudo en el yacimiento, de manera que este pueda fluir fácilmente. Por lo tanto, es deseable
calentar el yacimiento eficientemente, sin dejar de considerar que no todo el calor generado en
superficie alcanza el yacimiento y no todo el calor inyectado o generado en el yacimiento
13
permanece en él, ya que a través del sistema de inyección existen perdidas de energía en
forma de calor y otra parte de esta energía es perdida hacia las formaciones suprayacentes y
subyacentes.
El comportamiento de estos procesos es sensitivo a los mecanismos de producción que actúen,
a las propiedades del yacimiento, a los fluidos alrededor del pozo y a las variables controlables
(tasa de inyección, calidad y cantidad del vapor inyectado, entre otros), por supuesto, la
aplicabilidad de los métodos productivos depende de la apropiada representación de dichas
propiedades.
Actualmente, existen modelos matemáticos que permiten estimar el comportamiento del vapor
desde que el momento que este es generado en la gabarra de inyección hasta la forma como
se distribuye en el yacimiento, estos modelos permiten cuantificar las perdidas de calor a través
de la líneas de inyección incluyendo la tubería de producción, a demás de estimar cual es radio
de alcance de vapor en el yacimiento, lo que a su vez permite considerar las variaciones en las
temperaturas de las arenas y junto a esto la viscosidad y la razón de movilidad del crudo
contenido en ellas.
Sobre lo anteriormente expuesto el objetivo de esta investigación es Analizar la factibilidad
técnica de la aplicación de la Inyección Alterna de Vapor de Agua en el Bloque I del Yacimiento
URDANETA-01 mediante el uso de la tecnología tubería preaislada.
La investigación esta dividida en cinco capítulos, en el primer capitulo se hace referencia al
problema, los objetivos del proyecto y la justificación del mismo; el segundo capitulo plantea los
antecedentes del proceso de IAV, la descripción y desarrollo detallado de las ecuaciones
planteadas para la predicción teórica de los objetivos establecidos; en el capitulo tres se
describe el yacimiento Urd-01, el cual es el instrumento de estudio; el cuarto capitulo describe el
tipo de investigación, las técnicas e instrumentos para la recolección general de los datos y el
procedimiento planteado para dicha investigación; en el quinto capitulo se muestran los
resultados obtenidos y en los capítulos seis y siete las conclusiones y recomendaciones
derivadas de los mismos.
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CAPITULO I
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del problema
A medida que la profundidad de los yacimientos de crudos pesados aumenta se hace difícil
inyectar vapor de agua con alta calidad. Siendo esto, el caso del yacimiento Urdaneta-01. El
yacimiento se caracteriza por ser una acumulación de petróleo pesado de 12º API en las
formaciones Icotea y Misoa de edad Oligoceno y Eoceno respectivamente, con un POES oficial
de 12.172,5 MMBls, un factor de recobro de 11.8% y unas Reservas Recuperables de 1.436,3
MMBls, este volumen de reservas lo ubica como el yacimiento con mayor reservas a nivel de
todo el Distrito Lago. Dicho yacimiento no cuenta con un método de recuperación mejorada que
permita la extracción optima de dichas reservas, por lo que a raíz de esta condición es
necesario evaluar técnicas de recuperación que permitan mejorar el factor de recobro y de esta
manera optimar la afluencia de petróleo.
1.2. Formulación del problema
La profundidad de los pozos del bloque I del yacimiento Urdaneta-01 representa una limitante
que ha restringido la aplicación de la IAV para mejorar la movilidad del petróleo disminuyendo
su viscosidad y de esta forma mejorando su extracción.
1.3. Justificación y delimitación de la investigación
Justificación:
El yacimiento Urdaneta-01 representa para la División Occidente de Exploración y Producción
de Petróleos de Venezuela, la acumulación con la mayor cantidad de reservas remanentes, de
allí la importancia de generar un plan de explotación que garantice el recobro optimo y racional
de dichas reservas. Por lo tanto se requiere de la evaluación de técnicas que permitan mejorar
el recobro de petróleo. Se propone analizar la factibilidad de inyectar vapor de agua en un pozo
del Bloque - I del yacimiento URDANETA-01 usando una tubería preaislada en la completación
mecánica del pozo, que garantice las mínimas perdidas de calor en la tubería para entregar la
máxima calidad del vapor posible, y así disminuir la viscosidad del petróleo, y de esta forma
aumentar la movilidad, y extracción del crudo.
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Dependiendo de los resultados de esta investigación, se definirá la implantación o no de la
técnica de la inyección alternada de vapor como método de recuperación mejorada de petróleo
en yacimiento URDANETA-01 para así aumentar el factor de recobro de crudo en el mismo.
Delimitación:
Espacial:
Esta investigación será desarrollada en las Instalaciones del Edificio Principal PDVSA La Salina,
piso 2 oficina 58-A. Estará enfocado en el Bloque I del yacimiento URDANETA-01, ubicado al
área Norte del campo Urdaneta Oeste del Lago de Maracaibo.
Temporal:
La investigación se llevará a cabo en un periodo de seis meses, iniciando el 15 de Octubre del
año 2010.
Científica:
Este proyecto es considerado un piloto ya que está diseñado para obtener información
valedera para determinar si este proceso puede ser implantado a escala comercial o no,
mediante el uso del calor para mejorar la eficiencia del desplazamiento del petróleo y así su
extracción.
1.4. Objetivo general de la investigación
Determinar la factibilidad técnica de aplicar la Inyección Alternada de Vapor de Agua en el
Bloque I del yacimiento URDANETA-01 mediante el uso de la tecnología tubería preaislada.
1.4.1. Objetivos específicos de la investigación
1. Determinar las propiedades térmicas de la roca y de los fluidos del yacimiento Urdaneta-01.
2. Analizar las condiciones necesarias para la utilización de la tubería aislada en la Inyección
Alternada de Vapor en el Bloque I del yacimiento URDANETA-01.
3. Comparar la calidad de vapor obtenida usando la Tubería pre aislada en la completación del
pozo con respecto a la Tubería convencional.
4- Evaluar factibilidad técnico económica de la aplicación de proceso de Inyección Alternada de
vapor en el yacimiento Urdaneta-01.
16
1.5. Hipótesis
¿Garantiza el uso de tubería pre aislada inyectar vapor de agua en el yacimiento URDANETA-
01, con suficiente calidad, como para lograr un aumento significativo en el recobro de petróleo,
y que sea rentable?
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CAPITULO II
MARCO TEORICO
2.1. Antecedentes Generales
2.1.1. Primeros Antecedentes
El uso de la inyección de vapor comienza en los años 1931-1932 cuando se inyecto vapor
por 235 días en una arena de 18 pies de espesor, a una profundidad de 380 pies, en la parcela
de Wilson y Swain, Texas donde la presión de inyección estuvo entre 150 y 200 lpc y la tasa de
inyección entre 35.000 y 52.000 lbm/día (100 a 150 bls/día) aunque el vapor fue inyectado
diariamente solo durante 4 horas, en los últimos 70 días. No hay registro aparente de uso
alguno de la inyección de vapor en los siguientes 20 años, hasta el proyecto piloto de inyección
de vapor que funcionó en Yorba Linda, California. Los primeros proyectos de vapor a gran
escala se realizaron en Schoonebeek, Holanda y Tía Juana, Venezuela.
Una prueba piloto de inyección continua de vapor iniciada en Mene Grande, Venezuela jugó
un papel de gran importancia en el desarrollo de los procesos de Inyección Alternada de Vapor.
En Octubre de 1959, la compañía Shell de Venezuela suspendió una prueba piloto de Inyección
Continua de vapor en las arenas bituminosas del Campo de Mene Grande; durante la inyección
de vapor en las arenas, a una profundidad alrededor de 550 pies, la presión de sobrecarga fue
excedida.
Desde este descubrimiento accidental en 1959 se implantó el proceso de estimulación de
vapor cíclica, el cual usa los términos (Steam Soak), Huff and Puff en el idioma ingles. Desde
entonces ha habido varios modelos matemáticos describiendo el fenómeno. Estos comprenden
desde simuladores numéricos complejos hasta expresiones analíticas simples.
2.1.2. Antecedentes de la Inyección Alternada de Vapor en la Costa Bolívar
Los yacimientos de crudo pesado existentes en la Costa Bolívar se caracterizan por ser
acumulaciones grandes y por tener recobros y productividades primarias bajas. En vista de la
poca aplicabilidad de los métodos convencionales de inyección de agua y gas para aumentar la
recuperación de este tipo de crudo, en 1949 los investigadores de los laboratorios del grupo
18
Shell en Holanda comenzaron a hacer una revisión de los procesos térmicos. Inicialmente estos
estudios eran teóricos, hasta que en 1955 se desarrollaron técnicas y métodos que permitieron
realizar los primeros experimentos, más o menos dimensionados, relativos al flujo de fluidos
calientes a través de un medio poroso que contiene petróleo. Estos primeros experimentos
demostraron que bajo determinadas condiciones, la inyección de vapor era el método más
atractivo. Como resultado de estos estudios, experimentos y pruebas se recomendó efectuar
dos pruebas piloto las cuales se iniciaron en 1957:
Inyección continúa de vapor en las arenas de petróleo pesado en el Campo Mene Grande.
Inyección de aire para la combustión en sitio en el Campo Tía Juana Este.
La prueba de inyección continua se llevo a cabo en dos pozos de Mene Grande
demostrando que era posible inyectar vapor en un yacimiento de crudo pesado y confirmó
algunas observaciones hechas en el laboratorio. En 1958, la prueba se extendió a un total de 13
pozos (cuatro inyectores y nueve productores) con el propósito de evaluar la recuperación que
se podía obtener con el proceso. En 1959, esta prueba se continuó prematuramente sin llegar a
conclusiones definitivas. Este hecho puede considerarse como el descubrimiento de la
inyección alternada de vapor y al cual se le vislumbró un inmenso potencial de aplicación.
La prueba de combustión en sitio fue terminada en 1962 al determinarse que debido a la
dirección preferencial de flujo tomado por el aire en el yacimiento, la eficiencia de
desplazamiento era sumamente baja. Este hecho unido a los muchos problemas mecánicos
originados durante la prueba sirvió de base para descartar la aplicación de este método a gran
escala.
Basándose en los escasos resultados obtenidos en Mene Grande se inicia en 1960 una
prueba de inyección continua en Tía Juana principal (proyecto C-3/C-4) la cual demostró que
este proceso de recuperación es técnicamente aplicable al aumentar la recuperación en
aproximadamente 20%; sin embargo, el proceso no era rentable para aquel momento debido a
los altos costos de producción, lo cual unido a lo exigente del proceso en cuanto a los controles
operacionales condujo a descartar su aplicación en gran escala.
En 1961 se iniciaron dos pruebas piloto de inyección alternada de vapor, la primera en el
campo Tía Juana Este, la cual dio magníficos resultados al obtenerse tasas de producción
hasta de 1000 bls/día y costos de producción sumamente bajos. La segunda se realizo inició en
un pozo en el área de Tía Juana Norte donde la gravedad API es 9 y la viscosidad en exceso
19
de 50000 cp. Los resultados iniciales fueron muy favorables con producciones entre 1000 y
2000 bls/día.
En vista de los resultados obtenidos con estas pruebas iniciales de inyección alternada, se
decidió iniciar un proyecto en gran escala para lo cual se escogió una zona relativamente
agotada (proyecto D-2/E-2). Otra prueba en gran escala iniciada durante 1965 en el yacimiento
Lagunillas Superior Pesado, también dio buenos resultados.
Hasta 1976, se habían hecho en la Costa Bolívar pruebas pilotos para evaluar los procesos
de inyección alternada, inyección continua, combustión en sitio seca y húmeda. Inclusive sé
probo con variaciones de estos métodos, como el llamado “Sándwich Térmico”. La evaluación
de los resultados obtenidos indicó que para las condiciones existentes en la Costa Bolívar, el
proceso mas adecuado era la inyección alternada de vapor debido a su bajo costo, flexibilidad y
fácil control y se decidió iniciar el desarrollo de la Costa Bolívar mediante este proceso.
2.1.3. Antecedentes de la Inyección Alternada de Vapor en el Campo Boscan
Este proceso fue realizado en 1987, y fue el primer campo en evaluar la inyeccion de vapor a
8000 pies. Según simulaciones mediante los programas SEMOK y Cyclops. A continuación se
describen las ccaracterísticas de la rocas estimuladas, las cuales son muy similares a las del
area de Urdaneta Lago donde se esta haciendo efectivo esta nueva propuesta:
Arenas poco cementadas.
D=7650 pies.
Porosidad:30% K: 470mD Sw movible: 28.9%
Compresibilidad: 3.4 exp -6 lpc. Calculada a través de núcleos, registros de pozos y
correlaciones existentes.
Temperatura estimada mediante la siguiente formula:
Tf = 65 + 0.011428 * Profundidad
Propiedades de lo fluidos:
Presión de burbuja: 1440 lpc, Boi: 1.08 BY/BN, Bob: 1.092 BY/BN
Viscosidad del crudo a CN: 344 cps, °API: 10.2 , Viscosidad del agua: 0.326 cps
Co: 5.25 Exp -6
Gravedad especifica del aire: 0.71
Rsi: 108 Rs: 116
Agua de formación: Salinidad de 6000-7000 ppm
20
Posibles causas de la baja productividad en los pozos donde se inyecto vapor en el área
de Boscan.
Preferencia del vapor a penetrar por una zona de poco espesor y alta permeabilidad,
altamente drenada, estos resultados fueron obtenidos de los flowmeter corridos en
ambos pozos (BN-573 y BN-366).
Menor incremento diferencial de la relación de viscosidad en frío y caliente, en
comparación de pozos estimulados en Costa Bolívar.
Elevadas pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes por el mayor radio de
calentamiento ante un elevado espesor de la arena neta no calentada completamente.
Elevadas pérdidas de calor durante la etapa de producción desde el fondo del pozo
hasta la superficie por una sarta de producción NO aislada térmicamente.
Daño a la formación durante la inyección de vapor por altas temperaturas
(aproximadamente 650 °F) lo cual origino una alteración mineralógica de los granos
(según estudio de INTEVEP).
Presencia en el área de un factor de daño negativo (s) donde los pozos están
estimulados originalmente restringiendo ello la influencia del yacimiento a otros procesos
de estimulación.
2.1.4. Criterios para aplicar Inyección Alterna de Vapor.
Se considera comúnmente que el petróleo en sitio debe ser en el orden de 1200 Bls/acre-pie.
La permeabilidad suficientemente alta para permitir la inyección rápida del vapor y una tasa de
petróleo hacia el pozo. El mayor éxito se obtiene cuando la viscosidad es aproximadamente
igual a 4000 cps a condiciones de yacimiento y lo API entre 8 y 15.
Desventajas de la Inyección Alterna de Vapor.
Solo una parte del agua inyectada como vapor es producida cuando el pozo se abre a
producción el pozo. Esto implica que una gran cantidad de agua inyectada se queda en el
yacimiento formando zonas de alta saturación de agua alrededor del pozo productor.
La estimulación con vapor puede ser indeseable en el área donde ocurre un hundimiento
activo de la tierra (subsidencia). En algunos yacimientos aproximadamente el 35% de petróleo
21
producido ha sido atribuido a la compactación de la roca yacimiento y al hundimiento de la
superficie que lo acompaña.
Otra consideración importante en la estimulación con vapor es la expansión de las arcillas
sensibles al agua fresca, puesto que al ponerse en contacto con el vapor pueden dañar la
permeabilidad del yacimiento.
2.1.5. Modelos Existentes que evalúan la Inyección de Vapor
Muchos modelos se aplican a la inyección continua de vapor, pero los principios son
similares a la Inyección alterna de vapor.
Modelo de Marx y Langenheim (1959), describen un método para estimar tasas de
producción bajo métodos térmicos, área calentada acumulativa y límites teóricos económicos
por inyección de fluidos calientes sometidos a una tasa constante en un yacimiento idealizado.
La estimación es hecha para perdidas de calor en un yacimiento, en todos los casos, las
pérdidas de calor por conducción a las arenas superiores e inferiores imponen un límite
económico sobre el tamaño del área que puede ser drenada y depende de las condiciones del
yacimiento y la tasa de inyección de calor.
Modelo de Boberg y Lantz (1966), uso como base cálculos de temperatura versus tiempo.
En este modelo, la única fuerza utilizada asumida es la gravedad, el modelo tiende a calcular
tasas de petróleo iniciales más bajas que las observadas en el campo.
Mandl y Voleks (1969) determinan él calculo del volumen de la zona de vapor, donde
identifican un tiempo critico mas allá del cual la zona corriente debajo de la zona frontal es
calentada por el movimiento del agua a través de la condensación frontal. También la eficiencia
térmica de la zona de vapor es calculada como una función de tiempo adimensional y el radio
de calor latente a la energía total inyectada.
Modelo de Jones (1977) presento un modelo simple de inyección cíclica para yacimientos de
petróleo pesado, baja presión y drenajes por gravedad.
Modelo de Van Lookeren (1977) a presentado métodos de cálculos para flujo de vapor lineal
y radial en los yacimientos. Él asumió inmediatamente que la gravedad cubre la zona de vapor y
22
presento las expresiones analíticas para describir el punto de interfaces. La forma de la zona de
vapor es gobernada por factores A LD y A RD y, los cuales son parámetros adimensionales que
caracterizan el grado de vapor sustituido para flujo lineal y radial, respectivamente. Una
formulación simplística esta dada para calcular el espesor promedio de la zona de vapor.
Myhill y Stegemeier (1978) presentaron un modelos para la correlación y predicción de la
conducción de vapor. Asumiendo un pistón como desplazamiento, ellos modificaron el método
de Mandl y Voleks (1969).
Butler et al. (1979), presento ecuaciones teóricas para el drenaje por gravedad de crudo
pesado durante el calentamiento por vapor en sitio. El método descrito consiste de una zona de
vapor en expansión como resultado de inyección de vapor y producción de petróleo mediante el
mecanismo de drenaje por gravedad a lo largo de la interfase vapor/petróleo de la cámara de
vapor. El petróleo es producido a través de un pozo horizontal localizado al fondo de la cámara
de vapor. La tasa de flujo de petróleo es derivada de la Ley de Darcy. La transferencia de calor
toma en cuenta la difusividad térmica del yacimiento y es proporcional a la raíz cuadrada de la
fuerza que se ejerce. En el caso de un yacimiento infinito se deriva una expresión adimensional
analítica, que describe la posición de la interfase. Cuando él limite más externo del yacimiento
es considerado, la posición de la interfase y la tasa de crudo se calculan numéricamente. La
producción de petróleo aumenta con la raíz cuadrada de la altura del vapor. También se
presenta una ecuación que describe el crecimiento de la cámara de vapor. El método es
limitado al drenaje por gravedad y el flujo lineal del crudo pesado de los pozos horizontales.
Jones (1981) presenta un modelo de inyección de vapor que es básicamente una
combinación de los métodos de Van Lookeren (1977) y Myhill Stegemeires (1978). Es limitado
para inyección continua de vapor y usa factores empíricos para emparejar tasas calculadas con
valores medidos.
Vogel (1982) considero cálculos de calor para inyecciones de vapor. Similar al de Van
Lookeren, este modelo funciona en la suposición básica de la elevación instantánea de vapor al
tope del yacimiento. Luego que esto suceda, la cámara de vapor disminuye hacia la base a una
muy baja velocidad. La perdida de calor a las formaciones adyacentes es calculada, resolviendo
problemas de conducción de calor desde un plano infinito. El modelo caracteriza dos fuerzas
actuantes principales afectando la producción de petróleo: el drenaje por gravedad y la fricción
23
de vapor. En sus conclusiones Vogel dice que sobre un cierto límite, las tasas de inyección
tienen poca influencia sobre la producción de petróleo.
Aziz y Gontigo (1984) presentaron un modelo que considera el potencial de flujo para hacer
una combinación de caídas de presión y fuerzas de gravedad. La ecuación del flujo es derivada
para la producción de petróleo y agua basada en el método ilustrado por Butler et al (1979).
Ellos resolvieron un problema combinando el flujo de Darcy y conducción de calor. La estructura
del modelo esta basado en el método de Jones (1981).
2.2. Bases Teóricas
2.2.1. Procesos de extracción térmica
Son procesos mediante los cuales se aumenta la temperatura del yacimiento a través del
suministro de calor. Reduciendo la viscosidad del crudo, disminuyendo la saturación residual de
petróleo por efecto de la expansión térmica, incrementando la eficiencia areal y la razón de
movilidad. Además se remueven los depósitos de sólidos orgánicos (asfáltenos y parafinas).
Todo esto con la finalidad de mejorar la productividad de los pozos. Son empleados
preferiblemente en petróleos de tipo viscosos (entre 5 y 20 API).
Se clasificación en:
Procesos de combustión en el propio yacimiento
Consiste en el calentamiento de parte del petróleo presente en el yacimiento, generando
energía calorífica con la finalidad de producir el petróleo remanente mediante la inyección de
aire o un gas que contenga oxigeno. De esta manera, el crudo que se quema se utiliza para
extraer el petróleo no quemado. Pueden ser de tipo convencional (progresiva seca o progresiva
húmeda) o de combustión en reversa.
Inyección de fluidos calientes
Estos procesos involucran la inyección de fluidos previamente calentados en la
superficie en los reservorios de crudo pesado y viscoso: inyección de agua caliente, inyección
de gas caliente, inyección continúa de vapor e inyección alternada de vapor.
2.2.2. Inyección continúa de vapor
24
El proceso de inyección continua de vapor consiste en formar un medio de invasión
constante desde los pozos inyectores para desplazar al crudo hasta los pozos productores.
Obteniéndose ventajas inherentes a los procesos de recuperación térmica. Como por ejemplo,
el incremento de la temperatura del yacimiento, reducción de la viscosidad y la saturación
residual del petróleo, aumento de la eficiencia de desplazamiento y la movilidad del crudo. Es
recomendable aplicarla en el yacimiento luego de la inyección alternada de vapor.
2.2.3. Inyección alternada de vapor
La inyección alternada de vapor es una técnica de recuperación térmica que consiste en
inyectar vapor de agua en forma temporal a un pozo productor (previamente preparado) para
luego abrirlo nuevamente a producción general durante un tiempo posterior a la inyección. Se
comenzó a utilizar en Venezuela luego de una prueba no exitosa de una inyección continua de
vapor realizada en el campo Mene Grande en el año 1959.
Se divide en tres etapas: periodo de inyección de vapor, tiempo de remojo y periodo de
producción del pozo. En esta última etapa se obtiene una tasa de producción caliente mucho
mayor que la tasa fría antes de la inyección y durante un periodo de tiempo largo (de 18 a 24
meses).
2.2.3.1. Efectos que genera la inyección alternada de vapor en la formación
Reducción brusca de la viscosidad del crudo, por el aumento de la temperatura que
ocasiona el suministro de energía en forma de vapor.
Aumento de la expansión de crudo y la relación de movilidad.
Incremento de la tasa de producción diaria del pozo luego de culminar el proceso de
inyección.
Remoción de los daños que se originan en la formación. Específicamente en la vecindad
inmediata del pozo. Ocasionados por depósitos parafínicos y asfálticos.
2.2.3.2. Características del proceso de inyección cíclica o alternada de vapor
Requiere de una preparación previa del pozo que abarca la parte operacional (cierre y
desahogo del pozo) y la de servicios (pre-aislamiento térmico).
Las etapas de inyección de vapor, remojo y periodo de producción conforman un ciclo
en la IAV.
En cada pozo candidato a inyección alternada de vapor puede aplicarse varios ciclos de
inyección (hasta 5 ciclos en la mayoría).
25
La tasa de producción caliente luego del primer ciclo será cada vez menor a la del ciclo
anterior.
En cada ciclo la tasa de producción generada declinara hasta un valor muy cercano a la
que tenia antes de la inyección (tasa fría). Momento en el cual se requerirá de otro ciclo
de inyección en el pozo.
2.2.3.3. Clasificación de la inyección alternada de vapor
Convencional: La inyección alternada de vapor convencional consiste en suministrar el vapor a
todo el intervalo abierto del pozo.
Selectiva: aplicada solamente a una o varias zonas determinadas del intervalo abierto en el
pozo.
2.2.4. Factores operacionales que afectan el comportamiento del proceso de inyección
alternada de vapor
Tasa y presión de inyección.
Con una tasa de inyección lo suficientemente alta se logra:
a. Disminuir el tiempo que el pozo esta sin producir.
b. Minimizar las pérdidas de calor.
c. Incrementar la temperatura y el radio de la zona calentada. Reduciendo las pérdidas de
calor hacia las zonas adyacentes a la arena petrolífera a medida que aumenta la tasa de
inyección.
Periodo de inyección
Durante el periodo de inyección las pérdidas de calor desde la zona de vapor al yacimiento
son consideradas insignificantes, aunque las pérdidas de calor al overburden (capa adyacente
superior) deben ser consideradas. La arena petrolífera cerca de la cara del pozo, se asume a la
temperatura de vapor ts (temperatura de saturación), y la temperatura del vapor saturado es
calculada a la presión de inyección en la superficie de la arena. La caída de presión en el pozo
durante la inyección es insignificante durante este análisis.
Tiempo de remojo
El tiempo de remojo luego de la inyección de vapor debe ser el necesario para que la
transferencia de calor por conducción entre el vapor inyectado y la roca/fluidos del yacimiento
26
resulte en una condensación del vapor, a la presión existente en el fondo del pozo, además de
lograr una condensación total del vapor inyectado, la temperatura de este condensado
disminuya hasta un nivel cercano a las temperaturas de saturación del agua a las presiones
existentes en la tubería al abrirse el pozo a producción, así como también, permitir la
distribución uniforme del calor. Sin embargo, no debe ser muy largo, debido a que se disipa la
mayor parte del calor a través de la roca y a los fluidos. La presión de la zona calentada declina
demasiado rápido, ocasionando perdidas en la energía requerida para expulsar el petróleo en el
periodo de producción. Por el contrario, si el tiempo es muy corto se produce gran cantidad de
vapor junto con el crudo y el agua; perdiendo por tanto eficiencia el proceso.
Hasta el presente tiempo, hay diferencia de opinión con respecto a la eficacia del periodo de
remojo, especialmente cuando grandes volúmenes de vapor están envueltos, ya que la relativa
cantidad de vapor condensado en un corto periodo de tiempo es pequeña por un lado, y el
periodo de remojo representa una perdida en la producción de petróleo por otro lado. Sin
embargo, representa una parte integral en un proceso de inyección cíclica de vapor.
Durante la inyección de vapor y los periodos de remojo, la viscosidad del petróleo es
disminuida dentro de la zona de vapor, ocurriendo expansión térmica del petróleo y del agua.
Antes de poner el pozo en producción, la arena calentada por el vapor contiene petróleo con
alta movilidad, vapor y agua. Cuando la presión en la cara de la arena es disminuida como
resultado de la producción de fluidos, uno o varios mecanismos ayudan a expeler el petróleo y
los otros fluidos al pozo. Si la presión es bastante alta, el petróleo será producido a una tasa
mucho mayor que la tasa original como resultado del aumento en la movilidad del crudo.
Cabe destacar entonces, que el tiempo de remojo requerido debe concluir en el momento en
que todo el vapor se ha condensado dentro de la zona inyectada, basándose en la transferencia
de calor por conducción en el yacimiento, ya que este es el mecanismo predominante durante la
etapa de cierre o remojo. Este tiempo puede ser visualizado en campo mediante un registro de
presión de cabezal; siendo el mejor momento para abrir el pozo a producción cuando la presión
comienza a declinar rápidamente.
En este periodo de remojo, la inyección de vapor cesa y el vapor se deja dentro de la
formación por un periodo corto de tiempo para que se transfiera calor al yacimiento. La entalpía
de la cámara de vapor disminuye así durante el remojo.
Volumen de vapor inyectado
27
En la inyección alternada de vapor el volumen de vapor inyectado influye directamente
en la tasa de producción y la cantidad de petróleo extra adicional. No obstante, esta relación
directa entre estas variables se mantiene solo hasta un valor máximo de volumen inyectado, por
encima del cual la tasa y la relación petróleo extra/vapor comenzaran a bajar.
Existen otros factores a considerar para determinar la cantidad óptima de vapor a inyectar en
un proyecto de IAV. Entre los cuales tenemos: la permeabilidad de la formación, espesor de las
arenas, viscosidad del crudo y la disponibilidad de los recursos (materiales, equipos líneas de
distribución, entre otros).
El vapor inyectado, debido a las diferencias en densidad y bajo la actuación de las fuerzas
gravitacionales, tiende a segregarse hacia el tope de la arena abierta. En el caso de las arenas
masivas y limpias con suficiente permeabilidad vertical, el vapor se segrega hasta formar un
colchón en el tope de la arena. Por consiguiente, la transferencia de calor por conducción entre
el vapor y el sistema roca/fluidos predomina hacia el tope de la formación y la capa
suprayacente. La energía transferida a la capa suprayacente no constituye en realidad energía
perdida. Esa energía contribuye a incrementar el calor sensible presente en la capa
suprayacente y resulta en un incremento en su temperatura, el cual es proporcional a la energía
transferida. Sin embargo, al abrir el pozo a producción y al agotarse la energía presente en la
roca petrolífera, ésta se enfriará hasta que su temperatura disminuya por debajo de la
temperatura existente en la capa suprayacente. En el momento que esa situación ocurra, al
invertirse el gradiente de temperatura, la capa suprayacente comenzará a transferir energía al
sistema roca/fluidos del yacimiento.
Tiempo de producción de un ciclo
El tiempo de producción de un ciclo debería finalizar en el momento en que la tasa de
producción llega hasta un valor cercano a la tasa previa a la inyección de vapor. Pero, en la
realidad hay que tomar en cuenta otros factores importantes, como lo son:
- Condiciones mecánicas del pozo.
- Potencial de producción requerido.
- Volumen de vapor disponible.
- Prioridad en el uso de los recursos (materiales, equipos, unidades de inyección,
entre otros).
- Aprobación de un ciclo adicional.
28
El número de ciclos que requiere un pozo va a depender de los siguientes aspectos: el
recobro máximo esperado, la presión del yacimiento, comportamiento del pozo durante la
estimulación, la rentabilidad de realizar nuevos ciclos.
2.2.5. Parámetros del yacimiento que afectan el proceso de IAV
Viscosidad del crudo
Es una de las características más importantes de los hidrocarburos en los aspectos
operacionales de producción, transporte, refinación y petroquímica. La viscosidad de los crudos
representa su característica de fluidez. Las variaciones en la viscosidad del petróleo afectan en
gran manera a la tasa de producción caliente. Es decir, si la viscosidad en caliente es bastante
menor a la viscosidad en frío generará una alta tasa de producción luego del proceso de
inyección y remojo. Por consiguiente, la relación entre la tasa caliente y la tasa fría también será
mayor. Esto se expresa de la siguiente manera:
cewewe
f
c rrcfrrrrcfQ
Q/ln*//ln//ln*/ …….2.1.-
Donde: cQ = Tasa de producción caliente (bls/día).
fQ = Tasa de producción fría (bls/día).
f = Viscosidad del petróleo frío, centipoises (cps).
c = Viscosidad del petróleo caliente, centipoises (cps).
wr = Radio del pozo, pies.
cr = Radio de la zona calentada, pies.
er = Radio de drenaje total del pozo, pies.
Haciendo referencia a la Ley de Darcy. La cual expresa la tasa de producción de la siguiente
manera:
weo
we
rr
PPhkQ
/ln
2
……….2.2.-
Donde: Q = Tasa de producción del pozo, bls/día.
29
k = Permeabilidad de la formación, Darcys.
h = Espesor de la formación, pies.
eP = Presión de la formación, libras/pulg2 (LPC).
wP = Presión en el pozo, LPC.
o = Viscosidad de petróleo, centipoises (cps).
er = Radio de drenaje del pozo, pies.
wr = Radio del pozo, pies.
Entre los factores que se observan en la ecuación tenemos: la permeabilidad y la viscosidad
del petróleo como los factores cambiantes en el yacimiento. Esto explica la alta tasa de
producción de petróleo que se genera al realizar la inyección alternada de vapor en los pozos;
debido a la relación inversa proporcional entre la tasa de producción y la viscosidad del crudo.
Daño a la formación
El efecto que ocasiona el daño en el proceso de inyección cíclica de vapor va a depender de:
si es removido o no durante el proceso de IAV. Siendo la respuesta del pozo más favorable en
el primer caso.
Mecanismos de producción
Debido a que la inyección alternada de vapor se realiza en la segunda etapa del yacimiento,
los mecanismos de producción que la afectan son precisamente los de esta etapa secundaria,
como por ejemplo el mecanismo por compactación de la roca.
Presión del yacimiento
Este factor es muy importante, y es directamente proporcional a la tasa de producción que
los pozos tienen después de la inyección cíclica de vapor. Es decir, en un yacimiento con alta
presión la respuesta de producción será mucho más favorable que un yacimiento de baja
presión. También una baja tasa de declinación de presión en el reservorio permite realizar
mayor cantidad de ciclos en los pozos.
Saturación de petróleo
30
En este caso los yacimientos a seleccionar para una inyección alternada de vapor deben
tener una elevada saturación de petróleo, alta porosidad y buena permeabilidad vertical. El
efecto de la temperatura sobre las permeabilidades relativas de los fluidos que fluyen, el efecto
del calentamiento mas allá de la zona contactada por el vapor, la imbibición del agua caliente en
estratos de baja permeabilidad, resultando flujo de petróleo a los estratos permeables y
finalmente al pozo, y la compactación de la roca-yacimiento en caso de existir.
Tasa de producción fría
Con relación al petróleo extra adicional que se obtiene en cada ciclo de IAV la tasa de
producción fría debe ser lo suficientemente alta para generar la cantidad de barriles esperada.
Siendo entonces, mayor el volumen de petróleo extra a medida que la tasa fría sea más alta.
Sin embargo, existe un límite por encima del cual el proceso deja de ser rentable y no es
recomendable aplicarlo.
Relación Gas/Petróleo y Agua/Petróleo
La relación Gas/Petróleo afecta de forma negativa al proceso cuando es muy alta. Ya que,
se remueve más la energía calorífica debido a la disminución parcial de la presión de vapor en
la zona calentada. Debido a la presurización de la arena, cualquier gas libre es forzado en
solución, así, el gas disuelto en el petróleo durante el periodo de producción juega un papel
importante en la expulsión del petróleo. Esta fuerza expulsiva debido al gas en solución, será
relativamente efectiva solo en el primer ciclo, ya que para el segundo ciclo mucho de este gas
puede haber sido producido.
En cuanto a la relación Agua/Petróleo cabe destacar que también influye desfavorablemente
en la respuesta a la IAV, acelerando el enfriamiento cuando se producen altas cantidades de
agua (a causa de la capacidad conductora térmica del agua). También cuando se produce a
presiones de fondo muy bajas al inicio del período de producción del ciclo, una cantidad
considerable del agua se vaporiza, incrementando la tasa de remoción de calor.
Un índice frecuentemente utilizado en la evaluación de la inyección cíclica de vapor, es la
razón vapor/petróleo. Un barril de petróleo puede evaporar alrededor de 15 barriles de agua si
es quemado bajo una eficiencia térmica de 100%. Así, una razón petróleo/vapor igual a 15
puede ser considerada como él limite superior, donde la ganancia neta de energía es cero.
31
Obviamente, la razón vapor/petróleo, tendrá que ser mucho menor para que un proyecto sea
viable.
Profundidad de la formación o arena productora
Al efectuar un proceso de inyección cíclica de vapor en pozos muy profundos se genera
mucha pérdida de calor. Si la formación tiene bastante espesor, y pocas barreras horizontales
están presentes, el petróleo caliente fluye al pozo debido a la gravedad. Una vez que el petróleo
drenado de la zona calentada es producido, algún relleno ocurre debido al flujo de petróleo de
las formaciones adyacentes frías. No obstante, la aplicación de nuevas tecnologías, como las
que utilizan tuberías aisladas, ha permitido realizar inyección alternada de vapor en pozos con
profundidades superiores a los 5000 pies.
Porosidad
La porosidad de la roca se refiere a la medida del espacio intersticial (espacio existente entre
grano y grano), y se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la
roca. El volumen poroso, es el volumen total menos el volumen de los granos o sólidos
contenidos en dicha roca. La porosidad puede expresarse indistintamente en fracción o
porcentaje. Además de su influencia en la cantidad de petróleo en situ; la porosidad tiene un
papel importante en la recuperación térmica. A medida que la porosidad aumenta mayor es el
volumen de petróleo que se calienta y menor el volumen de roca que se calienta.
La porosidad es particularmente importante en un proceso de combustión. Se considera que
un proceso de combustión en yacimientos con porosidad menor a 18-20% tiene pocas
posibilidades de éxito.
Saturación de agua
En yacimiento donde se haya efectuado una inyección de agua exitosa, son pocas las
probabilidades de que un proyecto térmico sea exitoso. Se piensa que muchos yacimientos
agotados por empuje natural hidráulico; pueden ser buenos candidatos para recuperación
térmica; cuando la viscosidad del petróleo es tan alta que la recuperación térmica es baja. Así
por ejemplo; si un yacimiento de petróleo pesado produce por empuje hidráulico, la
32
recuperación es solo de 7% del petróleo en situ, este se puede considerar como un candidato
para recuperación térmica.
Segregación
Yacimientos producidos por empuje por gas en solución donde haya ocurrido segregación
gravitacional; pueden presentar problemas cuando son sometidos a procesos térmicos. Así por
ejemplo, si un yacimiento con estas características es sometido a combustión in situ, la
cantidad de petróleo quemado con combustible puede resultar muy alta o puede que el aire
inyectado se canalice por la zona de gas. Si se inyecta vapor, este puede canalizarse por el
tope de la arena, resultando en ruptura temprana del vapor inyectado. Aunque las situaciones
de este tipo no son ideales, ellas pueden ser toleradas, y en algunos casos puede sacarse
ventaja de las mismas. Por ejemplo, la inyección de vapor en la zona de gas de un yacimiento
segregado puede ser aprovechada para calentar y recuperar parte del petróleo existente.
Heterogeneidad del yacimiento
La estratificación y/o lenticularidad severa en un yacimiento, hace difícil correlacionar
propiedades pozo a pozo. Este puede resultar en cálculos erróneos de petróleo in situ, al mismo
tiempo que dificulta la predicción de la eficiencia areal y vertical.
Una capa de lutita de 1-2 pies de espesor, puede evitar la comunicación de presión, aun
después que la roca debajo de ella haya sido quemada. Si se inyecta en una sección que
contenga una de estas capas de lutitas; el fluido inyectado puede confinarse a la zona de la
sección debajo de la lutita; reduciéndose así la eficiencia vertical.
Esta situación puede resultar ventajosa en algunos casos; así por ejemplo, en un
yacimientos con varias arenas separadas por capas de lutita, la inyección de energía térmica en
una de las arenas del centro, puede resultar en aprovechamiento del calor perdido hacia las
zonas (arenas) adyacentes, produciendo el petróleo existente en ellas por expansión térmica y
por reducción de viscosidad. Además, podría hacerse inyección selectiva cuando la
estratificación y la lenticularidad estén presentes en grado extremo, se pierde confianza en las
predicciones del comportamiento del proceso térmico que se realice. Estas variables aunque
difíciles de estimar no se deben ignorar.
33
Petróleo in situ
El petróleo in situ al tiempo que el proyecto térmico es iniciado es otra consideración
importante; el petróleo residual dejado por una inundación con vapor y el petróleo consumido
como combustible en una combustión in situ, en general, se consideran independientes de la
saturación original de petróleo. En combustión, esto es cierto siempre y cuando la saturación
inicial exceda un cierto valor mínimo.
Espesor de la Arena
Este es un parámetro importante en todos los procesos térmicos. Para la inyección de vapor
o de agua caliente es conveniente tener espesores moderamente altos, ya que de esta manera
las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes son bajas. Para arenas de poco
espesor, las pérdidas de calor pueden dominar los procesos de inyección de vapor y de agua
caliente. Una arena con menos de 50 pies de espesor.
2.2.6. Propiedades físicas de las rocas y fluidos
Calor específico o capacidad calorífica
Se define como calor específico de una sustancia, a la cantidad de calor requerido para
aumentar en un grado la temperatura de una unidad de masa de la sustancia, específicamente
de 60 ºF - 61ºF. En otras palabras, el calor específico de una sustancia es su capacidad para
absorber calor. Esta depende de la temperatura aunque no marcadamente. Cuando se
mantiene la presión constante:
pT
hpC
………2.3.-
La capacidad calorífica a volumen constante se define como:
vT
evC
………2.4.-
Donde, h = entalpía especifica y e es la energía interna. Tanto vC como pC han sido
determinadas experimentalmente para muchas sustancias y se encuentran tabuladas.
34
El calor específico de una sustancia por unidad de volumen, en vez de unidad de masa, se le
llama capacidad calorífica volumétrica , el cual es igual al producto C , donde es la
densidad de la sustancia. Para la predicción del calor específico se recomiendan las siguientes
correlaciones:
a. Para hidrocarburos líquidos y petróleo:
5.0/00045.0388.0 TCo ………2.5.-
Donde; oC = Calor específico, BTU/lb- ºf.
Gravedad específica, (agua = 1.0).
T = Temperatura, ºf.
b. Para hidrocarburos gaseosos:
nTnC g 012.03.10.4 3n ………2.6.-
Donde: gC = Calor específico, BTU/lb-ºf.
n = Número de átomos de carbono por molécula.
T = Temperatura, ºf.
c. Para agua saturada:
264 1079.11005.60504.1 TTCw
………2.7.-
Donde:Cw= Calor Especifico, BTU/lb-ºF.
T = Temperatura, ºF.
d. Para rocas:
TCr *0006.018.0 ………2.8.-
Donde: Cr = Calor especifico, BTU/lb-ºf.
T = Temperatura, ºf.
La capacidad calorífica de las rocas saturadas es de gran interés en el diseño de procesos
térmicos con propósitos de recuperación secundaria, es la capacidad térmica de las rocas
saturadas, con uno o varios fluidos, ya que de su valor depende cuánto calor se debe
suministrar, esta viene dada por la siguiente ecuación:
gggwwwooorr CSCSCSCM 1 ………2.9.-
Donde, M = Capacidad Calorífica, Btu/Pies3- ºf.
35
S = Saturación de fluidos, fracción.
= Porosidad, fracción.
C = Calor específico, Btu/Lb-ºF
= Densidad, Lbs/Pies3.
Los subíndices o, w, g, r, significan petróleo, agua, gas y roca respectivamente.
Conductividad térmica
Se refiere a la facilidad con la cual una sustancia permite el flujo de calor a través de ella, es
decir, es una propiedad del material que indica la cantidad de calor transferida por unidad de
tiempo a través del material por unidad de área transversal normal a un gradiente unitario de
temperatura, bajo las condiciones de fluido estacionario y en ausencia de cualquier movimiento
de fluido o partícula. Aquellos materiales que presentan conductividades térmicas altas se les
llama conductores y aquellos con bajas conductividades térmicas, aisladores. En general la
conductividad térmica de cualquier material varía con la presión y la temperatura.
La conductividad térmica en la mayoría de los líquidos, especialmente líquidos orgánicos,
varia entre 0.05 y 0.2 Btu/hr-pie-°F y normalmente su valor disminuye con aumento de la
temperatura, siendo 0.08 un buen promedio.
Una de las siguientes ecuaciones se puede utilizar para el cálculo de la conductividad
térmica de líquidos:
b
hT
TK 1109.00984.05778.0 ………2.10.-
ó
vboph LTMCK //2.41 33.133.1 ………2.11.-
Donde; hK Conductividad térmica, Btu/hr-pie-°f.
pC Calor especifico, Btu/lb-°f.
o Gravedad especifica.
bT Temperatura de ebullición, °K.
vL Calor latente de vaporización a bT , Btu/lbs.
36
T Temperatura, °K.
Peso molecular, lbs/lbsmol.
La conductividad térmica de los crudos decrece con el aumento de la temperatura. La
siguiente es una relación propuesta para fracciones de petróleo, y mezclas de hidrocarburos:
/320003.010677.0 TK ………2.12.-
Donde; T = Temperatura, ºF.
=Gravedad Específica
K = Conductividad térmica en BTU/hr -pie- ºF.
La conductividad térmica de un medio poroso depende de un gran número de factores,
algunos de los cuales son: densidad, porosidad, fluidos en la roca. Es una propiedad difícil de
medir y se ha observado que disminuye con temperatura, mientras que aumenta con saturación
de agua, densidad de la roca, presión y conductividad térmica del fluido saturante.
Muchos autores han reportado un incremento en la conductividad térmica de materiales
porosos, cuando un líquido está presente en los poros. Esto se debe al íntimo contacto de los
granos por medio del líquido, los cuales tienen conductividad térmica mucho mayor que el aire o
gases.
Se han reportado resultados de muchas mediciones para dos areniscas y una caliza para
presiones sobre 120 bars y temperaturas sobre 80 ºC. Dichos resultados muestran un
incremento en la conductividad térmica de las areniscas sobre presiones de 120 bars. En las
calizas, la presión no afectó. En todos los casos, para cualquier presión, la conductividad
térmica decrece con aumento de la temperatura.
Otros autores han reportado un considerable aumento de la conductividad térmica de la roca
con el aumento de la densidad (disminución de la porosidad), pero en todo caso disminuye con
el aumento de la temperatura. Este efecto de la densidad es computado implícitamente al
determinar la conductividad térmica en función de la saturación.
De todo lo expuesto relativo a la conductividad térmica de las rocas y los fluidos de la
formación, se puede observar que en la medida que un calentamiento progrese, en la formación
irá disminuyendo la habilidad de transferir calor por conducción térmica, debido a la reducción
de la conductividad térmica de las rocas y los fluidos de la formación.
37
Densidad
La densidad es la cantidad de masa por unidad de volumen y disminuye con aumento de
temperatura en los líquidos, rocas y gases. Generalmente en un modelo poroso, un aumento de
la temperatura, se traduce en una disminución de la porosidad y una pequeña expansión del
petróleo, que resulta en una mayor recuperación del mismo. La densidad del petróleo en
función de la temperatura varía considerablemente y debe ser experimentalmente.
Dada la °API de un petróleo, la gravedad específica o del petróleo viene dada por:
5.131
5.141
APIo ………2.13.-
Donde; o Gravedad especifica del petróleo; adimensional.
La densidad del petróleo en lbs/pie3 es 62.4* o ; y en Kg/m3 es 1000* o , ambas a
condiciones normales (60°F, 15°C ó 288°K).
La densidad del petróleo a cualquier otra temperatura viene dada por:
1885
681/
Tosco ………2.14.-
Donde; T Temperatura en °F.
osc Densidad del petróleo a condiciones normales.
Para el agua, la densidad puede estimarse en función de la temperatura, mediante la
siguiente relación:
w = 1,0/(0,01602+0,000023*(-6.6+0,0325T+0,000657 T2)) ………2.15.-
Donde; T: Temperatura, ºF.
w: densidad a la temperatura T, lbs /pie
3.
Para el vapor, la densidad depende de la presión de saturación y de la calidad.
Difusividad térmica
38
Se define como la relación entre la conductividad térmica y la capacidad calorífica
volumétrica, se designa con la letra :
hK
………2.16.-
Donde; Difusividad térmica, pie2/hr.
hK Conductividad térmica, Btu/hr-pie-°F.
Capacidad calorífica, Btu/pie3-°F.
Utilizando esta formula, los valores calculados son lo suficientemente adecuados para sus
aplicaciones de ingeniería. Debido a las dificultades en las técnicas de medición, en realidad,
los valores calculados pueden ser mejores que los valores medidos directamente.
Viscosidad
Una de las variables más importante, relacionada con la recuperación de petróleo por un
proceso térmico o en operaciones de estimulación térmica, es la viscosidad de los fluidos en
función de la temperatura, la viscosidad de todos los fluidos contenidos en la formación son
importantes, ya que ellas determinan la razón de movilidades del petróleo a diferentes
temperaturas. La viscosidad es una medida de la resistencia interna de la sustancia para
modificar continuamente las posiciones relativas de sus moléculas. Desde un punto de vista
macroscópico la viscosidad es una medida de la dificultad al flujo de la sustancia.
En general la viscosidad de los líquidos disminuye con el aumento de la temperatura. Este
efecto de la temperatura sobre la viscosidad depende esencialmente del tipo de líquido, y entre
más viscosos sea el crudo más marcada es la reducción de la viscosidad, es decir, a medida
que la viscosidad es mayor, mayor es la disminución de la misma con la temperatura. Cada
crudo en particular, exhibe un comportamiento distinto de su viscosidad con la temperatura,
esto es debido a varios factores: composición química, contenido de otras sustancias, etc.
La viscosidad cinemática se relaciona a , la viscosidad dinámica en centipoices por:
………2.17.-
39
Donde; Densidad del petróleo grs/cc.
Esta ecuación requiere el conocimiento de la densidad como función de la temperatura la
cual podría ser obtenida experimentalmente.
2.2.7. Propiedades térmicas del agua y del vapor
El gran interés en la inyección de vapor en los procesos de recuperación térmica de petróleo,
radica en las excelentes propiedades térmicas del agua, bien sea en estado líquido o de vapor,
y en la abundancia de ella sobre la tierra. El entendimiento de las propiedades térmicas del
agua es básico para la eficiente utilización de la energía calorífica en tales operaciones.
A continuación las propiedades del agua y del vapor:
Temperatura de saturación del agua
Es la temperatura a la cual se produce la ebullición (Vaporización) del agua a una
determinada presión. También se le denomina punto de ebullición y aumenta al aumentar la
presión.
Al igual que otras propiedades térmicas del agua, la temperatura de saturación puede
obtenerse de valores tabulados en tablas de uso común, sin embargo, en muchas ocasiones es
práctico el uso de ecuaciones sencillas para su estimación, así se tiene que:
225.01.115 ss PT …………2.18.-
Donde; sT Temperatura de saturación, ºF.
sP Presión de Saturación; lpca.
El error de aproximación de esta ecuación es menor de 1% para presión comprendidas entre
10 y 3000 lpca.
Calor específico del agua y del vapor
40
Se define por calor específico a la capacidad que tiene una sustancia para absorber calor y
se mide como el número de BTU necesarios para aumentar la temperatura de una libra de una
sustancia en 1 ºF.
Es evidente que entre mayor sea el calor específico de una sustancia mayor será la cantidad
de calor que debe absorber para que se produzca un determinado aumento de temperatura y
por lo tanto, mayor será la cantidad de calor liberado al enfriarse. En general, el calor
específico de una sustancia no es constante, al contrario depende de la temperatura a la cual
se mide.
Excepto por el amoníaco líquido, el agua es el líquido con mayor calor específico (1,0 BTU/
1b - ºF a 14,7 LPCA y 60 ºF), así el agua es capaz de contener y transportar más calor que
cualquier otro líquido a la misma temperatura.
Para el vapor, el calor específico es mucho menor, del orden de 0,56 BTU/ lb - ºF, y al igual
que el del agua (1,0 BTU/lb - ºF) varían muy poco con temperatura, por lo que para propósitos
prácticos puede considerarse constante.
Calor sensible
Si se mantiene la presión constante y se agrega en forma continúa calor a un líquido, esto da
como resultado un aumento de la temperatura hasta que alcance la temperatura de saturación
correspondiente a esa presión constante.
Este calor utilizado para aumentar la temperatura hasta la de saturación, se denomina calor
sensible y aumenta al aumentar la presión.
Cuando el agua a 32 ºF es calentada a la temperatura de saturación, sT correspondiente a
una presión particular, una cantidad de calor wh , es absorbida por el agua. Este calor, es la
entalpía del agua saturada.
El calor sensible se puede leer en tablas de vapor ó estimar mediante la siguiente ecuación:
2574.0*91 sw PH …………2.19.-
La cual presenta un error menor del 0,3% para presiones en el rango de 15 a 1000lpca.
41
Calor latente de vaporización
Es la cantidad de calor que debe suministrársele a una libra de un líquido a la temperatura
de saturación para pasar al estado de vapor; depende de la presión, disminuyendo a medida
que la presión aumenta.
El calor latente del agua puede leerse de tablas de vapor o determinarse mediante la
siguiente ecuación:
08774.0*1318
sPlv …………2.20.-
La cual presenta un error menor del 1,9% para presiones en el rango de 15 a 1000 lpca. lv
es el calor latente de vaporización en BTU/lbs.
Entalpía del vapor seco y saturado
La suma del calor sensible del agua saturada y del calor latente de vaporización del agua,
constituye la entalpía del vapor seco y saturado; esta viene dada por:
lvhh ws ………2.21.-
Donde, sh es la entalpía del vapor seco y saturado en BTU/lbs, dado que sh depende del
calor sensible y del calor latente, entonces depende de la presión.
La entalpía del vapor seco y saturado puede leerse de tablas de vapor ó estimarse mediante
la siguiente ecuación:
01267.01119 ss Ph ………2.22.-
La cual presenta un error menor al 0,3 % para presión en el rango de 15 a 1000 lpca.
Calidad del vapor – vapor húmedo
A la temperatura de saturación, el agua puede coexistir en estado líquido y en estado de
vapor, dependiendo de su contenido de calor. La mezcla de vapor y agua coexistentes a la
temperatura de saturación, se le denomina vapor líquido y se caracteriza por el contenido de
vapor en la mezcla, expresado como fracción del peso total.
42
Así el vapor seco saturado tiene una calidad de 100% puesto que no existe agua en estado
líquido, puesto que el agua saturada puede considerarse como vapor húmedo con calidad igual
a 0%, vapor con calidades entre estos extremos se le denomina simplemente, vapor húmedo.
La entalpía o contenido de calor del vapor húmedo depende fuertemente de la calidad,
específicamente a bajas presiones, donde la entalpía del agua saturada es baja. Dado que la
entalpía del vapor húmedo es intermedia entre la del agua saturada y la del vapor seco y
saturado, esta viene dada por:
lvfhh stwws * ……….2.23.-
Donde: wsh Entalpía del vapor húmedo; BTU/ lbs.
stj Calidad del vapor; fracción.
Con la reducción de la calidad, la contribución del calor latente al contenido de calor del
vapor húmedo se reduce.
Normalmente, el vapor que se utiliza en los procesos de inyección de vapor es húmedo, ya
que puede transportar más calor que el agua caliente y además es capaz de mantener en
solución las impurezas sólidas que de otra manera se depositarían en las calderas ó cualquier
otro equipo del sistema de generación de vapor, reduciendo así su eficiencia y vida útil. Una
calidad del vapor entre 80% y 90%, expresada en porcentaje, es el valor promedio que
normalmente se utiliza en inyección de vapor, sin embargo, tales cifras pueden variar de
acuerdo a las propiedades del agua usada y el tratamiento al cual ha sido sometida.
El agua calentada o vapor se levanta de la superficie del agua se vaporiza y es colectada
en una o varias cámaras o tambores. El tamaño del tambor determina la capacidad de
producción de vapor. En la parte superior del tambor de vapor se encuentra la salida o el
llamado "Cabezal de vapor", desde donde el vapor es conducido por tuberías a los puntos de
uso.
En conjunto a la caldera existen múltiples controles de seguridad, para aliviar la presión si
esta se incrementa mucho, para apagar la flama si el nivel del agua es demasiado bajo o para
automatizar el control de nivel del agua. Un tubo de vidrio con una columna de agua
generalmente se incluye, para mostrarle al operador el nivel interno del agua en la
caldera.
43
Figura1. Diagrama de un proceso generalizado de una planta de vapor.
Las calderas son los equipos encargados de generar el vapor necesario para la operación
de la refinería y el calentamiento de los tanques de almacenamiento, su objetivo es reducir la
dureza del agua de río hasta cero por los daños que estos generan, con el objeto de utilizarla
como agua de alimentación de las calderas. El agua normalmente contiene una cierta cantidad
de sales, entre las más importantes para la utilización en la generación del vapor se tienen:
carbonato de calcio y carbonato de magnesio. Estas sales de no eliminarse antes de ser
enviada a las calderas pueden producir incrustaciones en los tubos ocasionando la formación
de depósitos sólidos y duros sobre la superficie interna de los mismos. Para evitar esto, en la
planta de tratamiento de agua se tiene el proceso de suavización en caliente que consiste en
la formación de flóculos producto de la reacción de la cal con las sales y lodos que contiene el
agua. Este proceso se llama Termocirculador. Luego se pasa por filtros de carbón y finalmente
ocurre el intercambio iónico donde se disminuye el contenido de carbonato de calcio hasta
valores de cero, después de esto el agua se almacena para alimentar las calderas según la
demanda de vapor.
Presiones en la caldera: La temperatura y la presión en la operación de cada caldera
definitivamente están relacionadas, como se muestra en la siguiente tabla:
44
Tabla 1. Puntos de Ebullición del agua.
A presión atmosférica normal el agua tiene un punto de ebullición a 100ºC, a mayor presión
el punto de ebullición se incrementa, hasta alcanzar un máximo punto de ebullición a 374oC a
una presión de 3200 libras por pulgada2 (220.63 bar). Por encima de esta temperatura el agua
no existe como liquido.
Capacidades de Caldera: Las calderas son catalogadas en base a la cantidad de vapor que
ellas pueden producir en un cierto periodo de tiempo a una cierta temperatura. Las mas grandes
producen 1´000,000 de libras por hora o son catalogadas en base a 1 "caballo de fuerza" o
"caballo vapor caldera" por cada 34.5 libras de agua que pueden ser evaporadas por hora.
Determinación de la Calidad del Vapor
La calidad del vapor es un valor difícil de determinar con exactitud. En la actualidad existen
varios métodos para medir la calidad del vapor, sin embargo, no existe ninguno que pueda
considerarse simple y sencillo. Entre los más utilizados se pueden mencionar los siguientes:
Método del Separador:
Puede considerarse como el más simple y se basa en la definición de calidad. Se puede
utilizar un recipiente cilíndrico, horizontal o vertical, aislado con el fin de separar la fase vapor
de la líquida, tal como un separador de petróleo y gas. Las medidas de las tasas de flujo por
peso de las dos fases cuando estás dejan el separador, dan una indicación directa de la
calidad.
45
Cualquier método para medir el flujo de las dos fases puede resultar aceptable. Algunas
instalaciones utilizan medidores de orificio en ambas líneas, sin embargo, un medidor de
desplazamiento positivo o un medidor de turbina en el lado del líquido puede resultar
satisfactorio si se realizan las correcciones por temperatura.
Método de los Cloruros:
Se ha mencionado que una de las razones por las cuales se usa vapor húmedo en
recuperación térmica, es con el fin de prevenir la formación de escamas en las calderas
debido a la deposición de sólidos disueltos. Estos sólidos presentes en el agua de
alimentación se concentran en la porción líquida de la descarga del generador y sirven para
proveer una medida del porcentaje de la alimentación aún en fase líquida.
El ión cloruro Cl- constituye un instrumento conveniente para este chequeo. Por medio de
titulación química, la concentración del ión cloruro en la parte líquida del vapor se compara
con la concentración del mismo ión en el agua de alimentación. Luego la calidad viene dada
por:
Método de la Conductividad:
La conductividad del agua depende de la concentración de sales disueltas en ella. Notando el
incremento de la conductividad entre el agua de alimentación y la parte líquida del vapor a la
descarga de la caldera, se puede determinar la calidad, mediante la ecuación:
Donde σ es la conductividad.
Este método es similar al método de determinación de los cloruros, excepto que se toman en
cuenta todas las sales disueltas en lugar de cloruros solamente.
% Cl-en la fase líquida del vapor
fst= 1-% Cl
-en el agua de alimentación
% Cl-en la fase líquida del vapor
fst= 1-% Cl
-en el agua de alimentación
en la fase líquida del vaporfst= 1-
en el agua de alimentación
en la fase líquida del vaporfst= 1-
en el agua de alimentación
46
Método del Medidor de Orificio:
La calidad del vapor puede ser determinada por medio de un medidor de orificio si la tasa de
flujo de vapor es conocida. Normalmente las unidades generadoras de vapor son diseñadas
para operar bajo condiciones de flujo continuo y la tasa de agua entrante puede determinarse
por simple medición. La calidad del vapor viene dada por la siguiente ecuación:
Donde: fst: Calidad del vapor, fracción
C: Constante del medidor de orificio
r s: Densidad del vapor seco, lbs/pie3
h: Presión diferencial a través de la placa de orificio, pulg. de agua.
q: Tasa de flujo de vapor. gal/min.
Entalpía disponible
Si el vapor a una presión sP es inyectado a un yacimiento de temperatura rT ; entonces la
entalpía disponible viene dada por:
32 rwsr TChh ………2.24.-
Donde: rh Entalpía disponible; BTU/ lbs.
sh Entalpía del vapor seco y saturado; BTU/lbs.
rT Temperatura del yacimiento, ºF.
wC = Calor específico promedio del agua sobre el rango de temperatura
considerado, BTU/ lb - ºF.
Densidad del vapor
La densidad del vapor seco y saturado, puede ser determinado de tablas de vapor usando
valores de volumen específico del valor seco y saturado (densidad en grs/cc = 0,016018463 +
volumen específico del vapor seco y saturado en pie3/lbs).
47
Para presiones de hasta 1000 lpca, la calidad del vapor seco y saturado puede ser
determinada mediante la siguiente ecuación:
9588.00000440189.0 ss Pf ………2.25.-
Donde: sf Densidad del vapor seco y saturado; grs/cc.
sP Presión de saturación; lpca.
Vapor sobrecalentado
Se sabe que a una presión dada el vapor tiene una temperatura de saturación definida, sin
embargo, es posible aumentar su temperatura por encima de la saturación agregando calor al
vapor seco y saturado. Bajo estas condiciones el vapor se denomina Vapor Sobrecalentado.
En aplicaciones industriales el uso del vapor sobrecalentado es ventajoso, sin embargo, está
en duda si tal tipo de vapor es de uso ventajoso en recuperación térmica, por lo menos mientras
se utilicen los tipos de generadores disponibles en la actualidad.
Distribución del vapor
Una vez que el vapor ha sido descargado del generador de vapor, éste es transportado al
cabezal del pozo. La distancia del generador al cabezal del pozo debe se corta si un generador
portátil es utilizado para un proceso de inyección cíclica, o considerable en un proyecto de
inyección múltiple de pozos donde la generación del vapor es desde una localización central.
Las distancias cortas desde el generador de vapor al cabezal del pozo son ideales, ya que las
pérdidas de calor serán bajas y las consideraciones de diseño serán mínimas.
2.2.8. Pérdidas de calor durante la transmisión de fluidos calientes
Dada la diferencia de temperatura existente entre el agua caliente, aire caliente o vapor y el
medio ambiente que rodea las líneas de superficie (líneas que transportan el fluido caliente
hasta el cabezal del pozo) y la tubería de inyección en el hoyo de pozo, parte del contenido de
calor del fluido que fluye se pierde antes de llegar a la formación. Por lo tanto, es importante
cuantificar cuanto calor se pierde y tratar de reducir éstas pérdidas a un valor mínimo.
48
A continuación se anexa Figura 2, se aprecia un diagrama de la perdidas de calor en todo el
sistema.
Figura 2. Pérdidas de calor durante la inyección de fluidos calientes.
2.2.8.1.- Mecanismos de transferencia de calor
El calor es la energía que se transfiere como resultado de una diferencia o gradiente de
temperatura, matemáticamente es una cantidad vectorial, en el sentido de que fluye de regiones
de altas temperaturas o regiones de baja temperatura.
Los mecanismos básicos de transferencia de calor son: conducción, radiación y convección.
Conducción
Es la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura, a otra parte
del mismo cuerpo a menor temperatura en contacto físico con él.
49
Si las temperaturas de los cuerpos no cambian con tiempo, la ley física que describe el
calor por conducción se conoce como la primera Ley de Fourier, propuesta en 1822 y viene
dada por:
x
TKAQ hc
*/
.
………2.26.-
Donde: .
cQ Tasa de flujo de calor por conducción BTU/ hr.
A Área a través de la cual ocurre el flujo; pies2.
x
T Gradiente de Temperatura en ºF/pie.
hK Conductividad térmica del material en BTU/hr – pie - ºF.
Él signo negativo (-) nos indica que la transferencia de calor es en la dirección de menor
temperatura.
Esta ecuación aplica para conducción en sólidos, líquidos y gases, aunque como es de
esperarse, el valor de hK es mayor para sólidos que para líquidos y gases.
Radiación
Es el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagnéticas. La ecuación
básica fue descubierta empíricamente en 1879 y derivada teóricamente en 1884 y viene dada
por:
..4
2
4
1
.
/ TTAQr ……..2. 27.-
Donde:
.
rQ Tasa de flujo de calor por radiación; BTU/ hr.
A Área a través del cual ocurre el flujo de calor; pies2.
Constante de Stefan – Boltzman (0,1713 x 10-8 BTU/hr – pies2- ºR
4).
.
1T Temperatura absoluta del cuerpo de mayor temperatura en ºR.
.
2 T Temperatura absoluta del cuerpo de menor temperatura en ºR.
Emisividad de la superficie, adimensional.
50
Emisividad: Representa la medida de la habilidad de una superficie de absorber radiación;
son adimensionales e iguales o menores que uno (1) y dependen de la naturaleza de la
superficie.
La ecuación 2.28 se escribe en forma similar a la utilizada para convección:
.
..
21
.
/
TThAQ rr ………2.28.-
Siendo rh el coeficiente de transferencia de calor por radiación, el cual se obtiene de la
siguiente ecuación:
.
2
.
1
..2
2
2
1 * TTTThr ………2.29.-
Donde: rh se expresa en BTU/hr – pie2 - ºF.
Convección
Es la transferencia de calor desde una superficie hacia un fluido en movimiento (ó del fluido
en movimiento hacia la superficie) en contacto con ella; o de una parte del fluido en movimiento
a mayor temperatura hacia otra parte del mismo fluido a menor temperatura.
Si el movimiento del fluido se debe a la aplicación de alguna fuerza, se dice que existe
convección forzada. Si el fluido se mueve por diferencia de densidades debido a diferencias de
temperaturas, se dice que hay convección libre. En ambos casos la transferencia de calor viene
dada por:
sfcc TThAQ .
/ ………2.30.-
Donde: .
cQ Tasa de fluido de calor por convección; BTU/hr.
A Área a través de la cual ocurre el flujo de calor; pies2.
ch Coeficiente de transferencia de calor por convección; BTU/hr-pie2- ºF.
sT y fT Temperaturas del fluido y de la superficie en ºF respectivamente.
51
Se toma valor absoluto para considerar flujo de calor del fluido hacia la superficie o de la
superficie hacia el fluido, según fT sea mayor o menor que sT .
2.2.8.2. Pérdidas de calor en las líneas de superficie
Después del generador de vapor; los cuales funcionan con petróleo y gas y usualmente
producen una calidad de 80% el próximo punto de pérdidas de calor en un sistema de
inyección, se encuentra en las líneas de transmisión de calor del generador al cabezal de
inyección del pozo. En este tipo de pérdidas están incluidos los tres mecanismos de
transferencia de calor: Conducción, Convección y Radiación. Su magnitud depende de la
longitud de la tubería y de su diámetro, de la naturaleza y espesor del aislante y de la
naturaleza del fluido caliente en línea y el medio ambiente que la rodea. Normalmente se
pueden encontrar temperaturas ambientes en el orden de -120 ºF a +120 ºF y velocidades del
viento de 0 a 50 millas/hora.
Todas estas condiciones afectan las pérdidas de calor y deben ser consideradas cuando se
diseñan sistemas de inyección de vapor.
Cálculo de las pérdidas de calor en línea de superficie
Considerando transferencia de calor bajo condiciones de flujo continúo; tasa de pérdida de
calor se calcula mediante la siguiente ecuación:
as TTAQ **.
…….2.31.-
Donde: .
Q Tasa de pérdida de calor; BTU/hr.
A Área característica que usualmente coincide con una de las superficies a
través de la cual las pérdidas de calor están siendo determinadas, pie2.
Coeficiente de transferencia de calor total, referido a un área característica;
BTU/hr – pie2 - ºF.
sT Temperatura del fluido fluyendo en la tubería; ºF.
aT Temperatura del medio ambiente donde se encuentra la línea; ºF.
El coeficiente de transferencia de calor total U, se determina evaluando los mecanismos de
transferencia de calor actuando en un determinado sistema. Como se muestra a continuación:
52
VAPOR
TUBERIA
AISLANTE
rti
Ts
Tsurf
REVESTIDOR
Figura 3. Representación esquemática de una tubería aislada. Fuente: RTP (LUZ)
En la Figura 3, se muestra la sección transversal de una tubería de radio interno; radio
externo tor , pies; a través de la cual vapor a la temperatura sT ; ºF está fluyendo. La tubería
puede o no estar aislada, si esta aislada el radio exterior será insr , pies la temperatura en la
superficie exterior de la tubería (desnuda o aislada) será surfT , ºF y temperatura ambiente será
aT , ºF; los mecanismos de transferencia de calor actuando en el sistema son:
Del fluido en movimiento a la pared interna de la tubería, existe convección forzada, por lo
que la tasa de flujo de calor viene dada por:
LTThrQ tisfti 2.
1 …….2.32.-
Donde: fh Coeficiente de película (“Film coefficient”) de transferencia de calor o
coeficiente de condensación.
A través de la tubería (acero) existe conducción; luego:
.
2
ln
2
ti
to
totihs
r
r
LTTKQ
….…2.33.-
A través del aislante existe conducción; luego:
53
.
3
ln
2
to
ins
instohins
r
r
LTTKQ
…….2.34.-
Del aislante hacia el medio ambiente existe convección y radiación, luego:
LTThhrQ asurfrcins .
4 2 …….2.35.-
Donde; ch Coeficiente de transferencia de calor por convección.
rh Coeficiente de transferencia de calor por radiación.
Dado que inicialmente se consideró transferencia de calor bajo condiciones de flujo continuó;
se tiene que:
..
...
4321 as TTAQQQQQ …….2.36.-
Además, notando que:
asurfsurftototitisas TTTTTTTTTT ………2.37.-
Resolviendo las ecuaciones antes planteadas se tiene que:
rcinshins
toins
hs
tito
fti
ashhrK
rr
K
rr
hrL
QTT
1/ln/ln1
2
.
………2.38.-
Las áreas características comúnmente utilizadas son: el área interior Lrti2 y el área
exterior Lrto2 de la tubería. Así, si se toma el área exterior de la tubería se tiene:
1
.
...
1/ln/ln1
2
2
rcinshins
toins
hs
tito
fti
to
as hhrK
rr
K
rr
hr
L
Q
Lr
Q
TT
A
Q
…….2.39.-
Y luego de simplificar:
54
1
/ln/ln
rcins
to
hins
toinsto
hs
titoto
fti
toto
hhr
r
K
rrr
K
rrr
hr
r ………2.40.-
Siendo,
LTTrQ astiti 2.
………2.41.-
Si se utiliza el área interior de la tubería Lrti2 ; resulta:
1
/ln/ln1
rcins
ti
hins
toinsti
hs
titoti
f
tihhr
r
K
rrr
K
rrr
h ………2.42.-
Siendo,
LTTrQ astiti 2.
…….2.43.-
Desde luego, expresiones similares para pueden obtenerse para el caso de tubería
desnuda. (sin aislante)
Los términos usados en las ecuaciones anteriores, son definidos como sigue:
tir Radio interno de la tubería; pies.
tor Radio externo de la tubería; pies.
insr Radio del aislante instoins rrr ; siendo el espesor del aislante insr ; Pulg/pies.
hsK Conductividad térmica del material (acero) del cual está construida la línea; BTU/ hr – pie
- ºF.
hinsK Conductividad térmica del material aislante; BTU/hr – pie - ºF.
rh Coeficiente de transferencia de calor por adición entre la superficie exterior de la tubería ó
del aislante en caso de que exista y el medio ambiente; BTU/hr – pie2 - ºF, depende de la
temperatura en la superficie exterior de la tubería ó aislante, surfT , y de la temperatura
ambiente, aT . Se calcula mediante la ecuación (2.29) reemplazando 1T por surfT y 2T por aT y
haciendo ξ igual a la emisividad de la superficie exterior de la tubería o del aislante en caso de
que exista, notando que:
55
ξ = 0 Para superficies reflectantes y ξ=1 Para superficies oscuras (black – body).
fh Coeficiente de película (“film coefficient”) de transferencia de calor ó coeficiente de
condensación entre el fluido y la superficie interna de la tubería de condensación entre el flujo y
la superficie interna de la tubería; BTU/ hr–pie2-ºF. Aunque los coeficientes de película para
agua caliente en flujo turbulento y para vapor, son bastante altos (500 a 4000 BTU/hr-pie2-ºF)
ofrecen muy poca resistencia al flujo de calor por lo que pueden despreciarse, pueden
calcularse en orden a evaluar su efecto.
Para calcularlo se supone que la temperatura interior de la tubería es la misma que la del
fluido fluyendo. Así, para evaluar el flujo de vapor húmedo, se utilizan las propiedades físicas
del agua a la temperatura de saturación.
Las siguientes ecuaciones son utilizadas para el cálculo de fh .
Para el caso de líquidos fluyendo sin cambio de fase en la región de flujo turbulento
( cR >2100); se utiliza la ecuación:
4.08.0
23.0
hf
fpf
f
ti
hf
tif
K
CGd
K
dh
……..2.44.-
Donde; tid Diámetro interno de la tubería; pies.
hfK Conductividad térmica del fluido, BTU/hr-pie-ºf.
G Velocidad de la masa (o flujo de masa); lbs/hr-pie2.
f Viscosidad del fluido; lbs/hr-pie.
eR Número de Reynolds ftiGd / ; adimensional.
Para el caso de aceites viscosos o flujo de líquidos de baja viscosidad en la región de flujo
laminar ( eR <2100), se utiliza la ecuación:
33.08.014.0
027.0
hf
fpf
f
ti
s
f
hf
tif
K
CGd
K
dh
………2.45.-
56
Donde; s Viscosidad del vapor, evaluado a la temperatura superficial de la tubería
(“film temperatura”); lbs/hr-pie.
ch Coeficiente de transferencia de calor por convección entre el fluido existente
en el medio ambiente /aire generalmente) y la superficie exterior de la tubería o
aislante en caso de existir; BTU/hr-pie2-ºF.
Depende de la presión y temperatura en el medio ambiente, y de si existe o no viento en el
ambiente exterior (de si existe convección forzada ó libre).
Convección libre o natural
Si las velocidades del viento son menores a 10 millas/hora o cero. Se aplica la siguiente
ecuación:
25.0
2
353.0
ha
apa
a
aasurfe
ha
ec
K
CgTTd
K
dh
………2.46.-
Donde; ed Diámetro exterior de la tubería o del aislante en caso de que exista, pie.
haK Conductividad térmica del aire; BTU/hr-pie-ºF.
a Coeficiente de expansión volumétrico del aire; ºF-1.
a Viscosidad cinemática del aire; pie2/hr.
g Constante de gravedad; 4,17x108 pie/hr.
paC Calor especifico del aire a presión constante; BTU/hr-pie-ºF.
a Viscosidad dinámica del aire; lbs/hr-pie ( a en lbs/pie-hr=2,42* a en
centipoises).
Notar que la relación entre la viscosidad cinemática y la viscosidad dinámica viene dada por:
aaa / ………2.47.-
Donde; a Densidad del aire en lbs/pie3.
Convección Forzada
Si el aire se esta moviendo a una velocidad normal a la tubería, el coeficiente de
transferencia de calor por convección forzada se incrementa.
57
La siguiente ecuación fue obtenida a partir de la correlación entre el número de Nusselt
haec Kdh / y el número de Reynolds aaaeVd / y de la cual el coeficiente de transferencia de
calor por convección forzada puede ser calculado:
2log0379.0log3082.00757.0log ee
ha
ec RRK
dh
…….2.48.-
La cual tiene una desviación máxima des 1% para todo el rango estudiado.
Donde; eR Número de Reynolds; adimensional.
a
aaee
VdR
667.36 ………2.49.-
ed Diámetro exterior de la tubería o aislante en caso de que exista; pies
aV Velocidad del viento; millas/hr.
a Densidad del aire; lbs/pie3.
a Viscosidad del aire; lbs/hr-pie.
Las propiedades físicas del aire requeridas en las ecuaciones anteriores y su variación con
temperatura, han sido estudiadas por un gran número de investigadores. Valores de las
propiedades físicas del aire fueron ajustados por mínimos cuadrados para obtener las
siguientes ecuaciones en función de temperatura y presión atmosférica:
295 10247.410417.201328.0 TTKha
……… 2.50.-
285 1022.110155.604.0 TTa
………. 2.51.-
285 10027.11039.12382.0 TTCpa
……… 2.52.-
3112742 1092225.61065602.1105531.11055865.8 TTTa
…… 2.53.-
3122963. 1071867.11012773.41089367.31015844.2 TTTa
… 2.54.-
Las propiedades físicas del aire, presentadas en las ecuaciones anteriores deben evaluarse
a la temperatura promedio:
2
asurf
avg
TTTT
(°F)…….2.55.-
58
2.2.9. Calidad del vapor en el cabezal del pozo
Disponiendo de la calidad del vapor a la salida del generador genfst , , la tasa de pérdidas de
calor por unidad de longitud q , la tasa de flujo de vapor w , y la longitud de la tubería L , se
puede determinar la calidad del vapor en el cabezal del pozo wst hf , , mediante el siguiente
balance de calor.
Cantidad de calor a la Cantidad de calor Pérdidas de calor en
Salida del generador = en el cabezal del pozo + líneas de superficie
El cual en términos matemáticos puede expresarse como:
LqwhLfhwgenLfhw vstwvstw
.
,, ………2.56.-
De donde:
v
sthstwL
qLgenfwf
.
,, ………2.57.-
Donde .
q esta expresada en BTU/hr-pie de longitud, w en lbs/hr, L en pie, genfst , y
kst wf , en fracción y vL el calor latente d vaporización en BTU/lbs.
2.2.10. Pérdidas de calor en el pozo
Él ultimo punto de pérdidas de calor en un sistema de líneas de inyección, se encuentra en
el pozo. Los principales factores que afectan las pérdidas de calor en el pozo son:
1) El tiempo de inyección.
2) La tasa de inyección.
3) La profundidad del pozo.
4) La presión de inyección (en el caso de vapor saturado).
5) La presión y temperatura de inyección en el caso de vapor sobrecalentado.
59
2.2.10.1. Cálculo de las pérdidas de calor en el pozo
Existen varios métodos o procedimientos para calcular las pérdidas de calor en un pozo de
inyección; la mayoría de los cuales se basan en las siguientes suposiciones:
El vapor se inyecta por la tubería de inyección a temperatura, presión, tasa y calidad
constantes.
El espacio anular (tubería de inyección – revestidor) se considera lleno se aire a baja
presión.
La transferencia de calor en el pozo se realiza bajo condiciones de flujo continuo,
mientras que la transferencia de calor en la formación es por conducción radial en flujo
no continuo.
Dentro de la tubería de inyección, los cambios de energía cinética así como cualquier
variación en la presión del vapor debido a efectos hidrostáticos y a pérdidas por fricción
son despreciables.
Se desprecia la variación de la conductividad y difusividad térmica de la tierra con
profundidad.
De los métodos o procedimientos basados en las suposiciones anteriores; el método de
Willhite es posiblemente el más riguroso y de fácil aplicación. Éste se fundamenta en el uso de
un coeficiente de transferencia de calor total para un sistema formado por el espacio anular, la
tubería de inyección y la tubería de revestimiento, el cemento y el aislante en caso de que
exista. Este sistema y la distribución de Temperatura en un pozo, se ilustra en la Figura 4.
Figura 4. Distribución de Temperatura en un pozo. Fuente: Manual Recuperación Térmica.
rti
= 0
.12
5’
rtO
= 0
.146
’
rIN
S=
0.3
749
’
rCO
= 2
.992
’
rCi=
2.2
58
’
Uto en funcion:
Radios
hc, hr
Khcem, Khins
rti
= 0
.12
5’
rtO
= 0
.146
’
rIN
S=
0.3
749
’
rCO
= 2
.992
’
rCi=
2.2
58
’
Uto en funcion:
Radios
hc, hr
Khcem, Khins
60
Basada en este sistema, las expresiones a utilizar son:
1
/ln/ln1/ln
*
hs
tohto
hs
titoto
rchs
titoto
fti
toto
K
rrr
K
rrr
hhK
rrr
hr
r ………2.58.-
Para el caso de la tubería de inyección sin aislante:
1
/ln/ln/ln/ln
*
hcem
tohto
hs
tohto
rcins
to
hins
titoto
hs
titoto
fti
toto
K
rrr
K
rrr
hhr
r
K
rrr
K
rrr
hr
r …2.59.-
Para el caso de la tubería de inyección con aislante de espesor insr ; pulg y conductividad
térmica hinsK ; BTU/hr – pie - ºF.
En ambos casos, el espacio anular se consideró lleno de aire y se ha utilizado el área
exterior de la tubería de inyección Lrto2 como área característica.
Estas expresiones para el cálculo de to dadas por las ecuaciones (2.58) y (2.59), fueron
desarrolladas considerando los siguientes mecanismos de transferencia de calor:
Convección forzada desde el vapor hacia la superficie interna de la tubería de inyección;
conducción a través de las paredes de la tubería de inyección y de revestimiento, del aislante y
del cemento y convección libre y radiación en el espacio anular.
Los términos utilizados fueron:
tir Radio interno de la tubería de inyección; pies.
tor Radio externo de la tubería de inyección; pies.
insr Radio hasta la superficie externa del aislante, pies.
cir Radio interno del revestidor, pies.
cor Radio externo del revestidor, pies.
hr Radio del hoyo del pozo; pie.
hinsk Conductividad térmica del aislante; BTU/hr – pie - ºF.
hsk Conductividad térmica del material (acero) del cual está fabricada la línea; BTU/hr–pie -ºF.
hcemK Conductividad térmica del cemento; BTU/hr – pie -ºF.
61
fh Coeficiente de película (“film coefficient”) de transferencia de calor ó coeficiente de
conducción entre el fluido fluyendo y la superficie interna de la tubería de inyección; BTU/hr–
pie2-ºF.
rh Coeficiente de transferencia de calor por radiación entre la superficie externa de la tubería
de inyección y la interna del revestidor; BTU/hr – pie2-ºF.
ch Coeficiente de transferencia de calor por convección natural entre la superficie externa de
la tubería de inyección y la interna de revestimiento; BTU/hr – pie2 -ºF.
rh Coeficiente de transferencia de calor por radiación entre la superficie externa del aislante y
la interna de revestimiento; BTU/hr – pie2 -ºF.
ch Coeficiente de transferencia de calor por convección natural entre la superficie externa del
aislante y la interna de revestimiento; BTU/hr – pie2 -ºF.
Al igual que en las líneas de superficie, los términos conteniendo fh y hsK dado sus altos
valores pueden despreciarse, la cual indica suponer que tis TT y que coci TT ,
respectivamente.
Los coeficientes de transferencia de calor por radiación rh y rh se evalúan de acuerdo a la
ecuación de Stefan – Boltzmann:
..
..
22* citocitor TTTTh …….2.60.-
Donde; .
T Temperatura absoluta en ºR.
Constante de Stefan – Boltzman ( = 0,1713*10-8 BTU/hr-pies
2-ºR
4).
Factor de forma ó vista (depende de la geometría de los cuerpos y relaciona
la radiación emitida por un cuerpo que es interceptada por el otro; y viene dada por la siguiente
ecuación):
1
111
cici
to
to r
r
………2.61.-
Donde to y ti , son las emisividades de la superficie externa de la tubería de inyección y de
la interna de revestimiento.
62
..
..
22* ciinssciinsr TTTTh ………2.62.-
Siendo;
1
111
cici
ins
ins r
r
………2.63.-
Donde; ins = Emisividad de la superficie externa del aislante, y los otros términos ya fueron
previamente definidos.
Como en el caso de líneas de superficie; 0 , para superficies reflectantes y 1 , para
superficies oscuras (“black body”). En el caso de que el espacio anular contenga un líquido el
valor de será igual a cero (0).
Los coeficientes de transferencia de calor por convección natural ch y ch , se pueden evaluar
de acuerdo a valores experimentales correlacionados mediante análisis dimensional. Las
ecuaciones desarrolladas para su evaluación son las siguientes:
to
cito
rrrhanc
r
rr
PPGKh
ln
049.0074.0333.0
………2.64.-
con;
2
23
an
citoanantocir
TTgrrG
………2.65.-
y;
han
anpan
rK
CP
………2.66.-
y;
ins
ciins
rrrhanc
r
rr
PPGKh
ln
049.0074.0333.0
………2.67.-
con;
2
3 2
an
ciinsananinscir
TTgrrG
……….2.68.-
63
y;
han
anpan
rK
CP
……..2.69.-
Donde:
hank Conductividad térmica del fluido en el espacio anular, a temperatura y presión promedio
del fluido en el anular, BTU/hr – pie -ºF.
an Viscosidad del fluido en el espacio anular, a temperatura y presión promedio del fluido en
el Anular, lbs/hr-pie.
an Coeficiente de expansión térmica del fluido en el espacio anular, a temperatura y presión
promedio en el anular; ºF-1.
an Densidad del fluido en el espacio anular, a temperatura y presión promedio del fluido en
el anular; lbs/pie3.
panC Calor específico del flujo en el espacio anular, al temperatura y presión promedio en el
anular, BTU/hr – pie -ºF.
g Constante de gravedad; 4,17 * 108 pie/hr.
Una vez evaluado el coeficiente de transferencia de calor total to , la tasa de transferencia
de calor Q (BTU/hr) desde el interior de la tubería de inyección hasta la interfase cemento-
formación, puede evaluarse mediante:
.
2 LTTrQ hstoto ……..2.70.-
En vista de que el valor de hT no se conoce, es necesario considerar la transferencia de
calor hacia la formación, para así relacionarla con eT ; la temperatura original de la formación
(en una zona alejada del pozo). Debido a que la transferencia de calor desde la interfase
cemento formación a la formación se realiza bajo condiciones de flujo no-continuó, se hace
necesario resolver la ecuación de difusividad:
t
T
r
T
rr
T
112
2
……..2.71.-
64
A fin de determinar la distribución de temperatura.
Así entonces, la ecuación para calcular la transferencia de calor entre la interfase cemento-
formación y la formación y la formación es la siguiente:
tf
LTTKQ ehhe
*2.
……..2.72.-
Donde: eT Temperatura original de la formación;ºF.
heK Conductividad térmica de la formación; BTU/hr – pie -ºF.
tf Función transitoria de calor, adimensional
La función tf puede ser obtenida de las soluciones para conducción de calor radial de un
cilindro de longitud infinita. Esta se determina con la siguiente ecuación:
29.02ln*
hr
tf
……..2.73.-
Donde; Difusividad térmica de la tierra; pie2/hr.
: Tiempo de inyección; hrs
hr Radio del hoyo del pozo; pie.
2.2.11. Calentamiento de la formación por la inyección de fluidos calientes
El propósito general de los métodos de recuperación térmica es aumentar la temperatura del
crudo en el yacimiento, de manera que éste pueda fluir más fácilmente. Por lo tanto, es
deseable calentar el yacimiento eficientemente tomando en cuenta que no todo el calor
inyectado o generado en el yacimiento permanece en él, ya que parte de éste calor se pierde a
las formaciones adyacentes no productivas a menudo referidas como suprayacentes y
subyacentes.
Cuando el calor se disipa hacia las formaciones adyacentes mediante el mecanismo de
transferencia de calor por conducción (lo que es caso común), el calor disipado se puede
estimar.
65
2.2.11.1. Mecanismos de transferencia de calor en la formación
Cuando un fluido caliente, gas, líquido ó una mezcla de ambos es inyectado en una
formación, parte de su contenido calorífico es transferido a la roca matriz y a los fluidos
intersticiales, así como también a las formaciones adyacentes no productivas.
Como el fluido inyectado desplaza parcialmente el petróleo, el agua y el gas, éste transporta
calor a los espacios porosos, así, los fluidos en la formación son calentados por conducción y
convección, la roca matriz es calentada por conducción, y los fluidos desplazados son
calentados por conducción y convección, con la predominancia de alguno de los dos
dependiendo del tipo de fluido inyectado y de la viscosidad del petróleo. La transferencia
conductiva de calor a la roca matriz ayuda a igualar las temperaturas del sólido y del fluido, las
cuales usualmente se consideran iguales en cálculos de inyección de fluidos calientes, sin
embargo el tipo de fluido inyectado determinará el tiempo al cual se alcanza tal equilibrio
térmico.
Normalmente, hay un gradiente vertical de temperatura en la formación en la cual el fluido ha
sido inyectado, es decir, paralelo al plano del estrato, sin embargo en la mayoría de los
tratamientos matemáticos de inyección de vapor, la temperatura se considera constante a lo
largo de cualquier plano vertical, por lo que la temperatura en la zona de vapor se considera
constante, así a cualquier tiempo, habrá solo dos temperaturas, la temperatura de la zona de
vapor sT , disminuyendo abruptamente a la temperatura original del yacimiento rT .
La transferencia de calor hacia las formaciones adyacentes es por conducción y no de
fluidos. El proceso total, sin embargo, es complejo, ya que con el avance del frente de calor en
la arena, las formaciones adyacentes son expuestas a cambios de temperatura con tiempo, así,
los gradientes de temperatura dan lugar al flujo de calor en dos o tres dimensiones en las
formaciones adyacentes.
El resultado de los mecanismos anteriores, es que el frente de calor viaja mas lentamente
que el frente de fluidos en cualquier método de inyección de vapor.
2.2.11.2. Calentamiento de la formación por inyección de vapor
Cuando el vapor es inyectado en una formación inicialmente a una temperatura rT , este
desplaza una cierta fracción de petróleo en sitio, a medida que el vapor se mueve dentro de la
66
formación va perdiendo (transfiriendo) calor, hasta llegar un momento en que el vapor se
condensa completamente. Hasta este punto, y considerando condiciones ideales (no hay
segregación del vapor por efectos de gravedad, espesor uniforme, inyección a través de todo el
espesor, no hay caída de presión), se puede establecer que la zona calentada por el vapor se
encuentra a una temperatura constante sT , extendiéndose desde el punto inicial de inyección
hasta el punto donde la temperatura sT cae bruscamente a rT .
2.2.11.3. Modelo matemático de Marx y Langenheim
Cuando las reservas son calentadas por la inyección de los fluidos calientes una fracción
significante de la energía inyectada se pierde en los alrededores de la formación. El modelo de
calentamiento de reservas desarrollado por Marx y Langenheim retienen muchos de los
mecanismos esenciales para el proceso de calentamiento de reservas, la reserva es
considerada con espesor uniforme con fluidos y rocas apropiadas. En el caso del vapor húmedo
(la temperatura) es distribuida uniformemente a través de la sección vertical, desde la
Temperatura de saturación Ts hasta la Temperatura de la formación Tr, donde las perdidas de
calor se llevan a cabo hasta el punto donde se produce el cambio de Ts a TR, como lo muestra
la Figura 5.
Figura 5. Distribución de la Temperatura verdadera en el yacimiento y una aproximación realizada según Modelo de Marx y Langenhein.
67
Una de las suposiciones de este Modelo, es que considera que no existen perdidas de calor en
la dirección radial, sino solamente en la dirección vertical hacia las formaciones adyacentes,
como lo muestra la Figura 6.
Figura 6. Pérdidas de Calor a las formaciones adyacentes.
La zona calentada avanza dentro de las reservas en función al cambio de temperatura, la
zona de vapor se forma cuando suficiente vapor es inyectado para incrementar la temperatura
del yacimiento de rT a sT por la condensación del vapor. El calor es perdido por encima y por
debajo por conducción, el flujo de calor en estas direcciones ocurre solo en dirección
perpendicular en sentido de flujo de fluidos.
La zona calentada consiste en una matriz de roca llena de crudo, agua y vapor de agua
saturada. El modelo asume que no hay pérdidas de calor a la roca fría encabezando el
movimiento de frente de vapor por conducción y convección.
El modelo de Marx and Langenheim es derivado realizando un balance de energía sobre la
región calentada, asume que hay suficiente caída de presión y movilidad de los fluidos de la
arena para permitir la inyección de vapor a un caudal de masa.
.
/ horalbmms …….2.74.-
68
Él balance diferencial de energía para la expansión de la zona de vapor por un elemento
incremental de volumen v en un elemento incremental de tiempo t; viene dada por la
ecuación:
h
A
rsrss dAtqt
VTTMHm
h
.
0
2 ……...2.75.-
Donde; sh Energía contenida del vapor inyectado relativo a la temperatura de la
reserva, BTU/lbm.
.
sm Caudal de inyección de vapor, lbm/hora.
rM Capacidad del calor volumétrico de la región calentada, pie.
t Tiempo total desde el comienzo de la inyección, horas.
Tiempo de llegada de la zona a una locación específica, horas.
En la ecuación anterior el primer término del lado derecho representa el calor requerido para
incrementar la temperatura de la roca del yacimiento desde r
T hasta sT donde la zona de vapor
se expande por un incremento de volumen de masa V ; el segundo término representa el
caudal de pérdida de calor desde la zona calentada hasta las formaciones por encima y por
debajo.
T y (términos antes definidos) es un tiempo de incremento por encima y por debajo del
área dA a tenido contacto con la zona calentada. Él termino dAtq (significa que q es una
función de t ) es la rata instantánea de conducción a través de las direcciones donde hay
pérdidas de calor, cuando este termino es integrado para toda el área calentada A y
multiplicado por dos para tomar en cuenta ambos por encima y por debajo. La integral es la rata
total instantánea del calor conducido a través de la zona calentada.
Para obtener una expresión en el término de conducción el caudal de pérdida de calor desde
la zona de vapor es aproximado asumiendo que el calor fluye dentro de un medio semi-infinito
por conducción. Cuando la temperatura es cambiada desde rT a sT el tiempo es cero en los
límites de un medio semi-infinito, la distribución de la temperatura esta dada por la siguiente
ecuación:
tzerfcTTTT rsr 2/ ……..2.76.-
Donde; Difusividad térmica de la tierra, pie2/hora.
69
xerfc Función complementaria de error.
Y el flujo de calor en los límites de la zona calentada se calcula de la siguiente manera:
00
zhz z
TKq ……….2.77.-
tTTKq rshz/
0
……2.78.-
Donde: hK Conductividad térmica de la tierra, BTU/hr*pie*°f:
Difusividad térmica de la tierra, pie2/hr
La función xerfc , la cual como se dijo anteriormente es una función complementaria de
error, esta definida por:
dtexerfcx
t
22
……..2.79.-
dtexerfc
x
t
0
221
…..2.80.-
xerfxerfc 1 ……….2.81.-
Es conveniente expresar la solución de la ecuación (2.81) en variables adimensionales. El
tiempo adimensional para la transferencia de calor esta definido por:
thMMt RsD
22//4 ….…2.82.-
Donde unidades consistentes son usadas y donde sM es igual a la capacidad de calor
volumétrico de la tierra.
Sustituyendo la ecuación (2.78) en la ecuación (2.75) respectivamente, se obtiene:
t
oshRsRss d
dt
dA
t
TTK
dt
dATThMHm
0
.
2
………2.83.-
70
La solución de la ecuación (2.83) nos brinda una expresión para el área calentada como una
función del tiempo adimensional:
12
42
.
DD
t
srs
RSsh
tterfce
MTT
hMHmA D ……….2.84.-
El término:
12
D
D
t tterfce D ……..2.85.-
Deriva las siguientes ecuaciones:
12
DD
t
D
tterfcetG D ……..2.86.-
tDsrsRssh GMTThMHmA
.
24/ ……..2.87.-
La rata de crecimiento de la zona calentada esta dada por:
d
t
rsRssh terfcehTTMHmdtdA D
.
// ………2.88.-
DrsRss tGhTTMHm 1
.
/
…..2.89.-
D
t
D terfcetG D1 ……….2.90.-
Finalmente el radio de la región calentada se define por:
h
h
Ar …….2.91.-
71
2.2.11.4. Modelo matemático de Boberg y Lantz
Una vez determinado el flujo total de calor perdido en la sarta de inyección del vapor, el
tamaño de la zona estimulada térmicamente, a medida que transcurre el tiempo hasta
alcanzarse el final del ciclo de inyección. También se determinan las propiedades
termodinámicas del petróleo frío, las propiedades del agua de formación o connata, del gas de
formación en las diferentes zonas, que dependen de las condiciones que prevalecen en el
yacimiento, tales como: la temperatura de estimulación, presión de inyección del vapor,
temperatura del yacimiento, presión estática de la arena, calor latente de vaporización del
vapor.
El procedimiento de cálculo para predecir el comportamiento de la producción de petróleo, al
iniciarse la inyección, usando el modelo de Boberg - Lantz, se asume para simplificar la
complejidad del problema, que el radio calentado es igual al radio del frente de convección del
vapor, esto para cada tiempo t>0. En dicho análisis, se propone el modelo de Boberg y Lantz,
tal como se ilustra en la Figura 7.
Figura 7. Representación esquemática del modelo de Boberg y Lantz.
72
CAPITULO III
DESCRIPCIÓN DEL YACIMIENTO
3.1. Revisión geológica y petrofísica
3.1.1. Ubicación geográfica del yacimiento
El Yacimiento Urdaneta-01, está ubicado en la zona Nor-Occidental del Lago de Maracaibo
(Campo Urdaneta Oeste) adyacente a las áreas de Ambrosio y Urdaneta Este.
Figura 8. Mapa estructural yacimiento Urdaneta 01.
Está limitado al Norte por una falla normal de rumbo NE-SO, que limita parcialmente al
yacimiento hacia el Este. El resto de la demarcación oriental, así como la del Sur y la occidental
son arbitrarios, siendo la costa del lago la línea limite de la asignación al Oeste.
M
M
R
B
M
B
MM
R
R
B
AGUA 456
AGUA 457
AGUA 458
AGUA 459 AGUA 460
AGUA 461
AGUA 462AGUA 463
AGUA 464AGUA 465 AGUA 466
AGUA 467
AGUA 468 AGUA 469
AGUA 472
AGUA 471
AGUA 494
L-0-55-40
L-0-55-41
AGUA 475
AGUA 496 AGUA 497 L-0-55-42 L-0-55-43
AGUA 473
AGUA 495
AGUA 474
AGUA 470
UD 4UD 4_1
UD 20
UD 21
UD 23
UD 24
UD 27
UD 40
UD 42
UD 49
UD 50UD 51
UD 71
UD 125
UD 202
UD 298
UD 398SUPUD 417SUP
UD 419SUP
UD 567
UD 584ELIMINOUD 584
URD0002 1
URD0003 1
URD0004 1
URD0007 1
UD 341UD 341A
UD 419SUP
UD 591
UD 604Hundio
UD 625
UD 633
UD 655
UD 696
UD 702SUP
UD 703
UD 705
UD 728
UD 737
UD 741
UD 742
UD 750
UD 763
UD 770
UD 773
UD 774
UD 775
UD 787
UD 1UD 1_1ELIMINO
UD 4UD 4_1
UD 5
UD 20
UD 21
UD 22
UD 23
UD 24
UD 25
UD 27
UD 40
UD 42
UD 46
UD 47UD 48
UD 49
UD 50
UD 51
UD 71
UD 103
UD 104
UD 105
UD 108
UD 117
UD 121
UD 123
UD 124
UD 125 UD 127UD 127A
UD 128UD 128A
UD 132
UD 139
UD 152
UD 156
UD 157
UD 158UD 158A
UD 159
UD 160
UD 162
UD 163
UD 165
UD 166
UD 176
UD 179
UD 181
UD 182
UD 183
UD 184
UD 186
UD 187
UD 188
UD 189
UD 190
UD 191
UD 192
UD 193
UD 194
UD 195
UD 196
UD 197
UD 199
UD 200UD 200A
UD 201UD 201_1
UD 202
UD 203UD 203AUD 204
UD 205
UD 206
UD 207
UD 208
UD 210
UD 211
UD 213
UD 214
UD 215
UD 216
UD 217
UD 218
UD 219
UD 221
UD 222
UD 223
UD 225
UD 226UD 226A
UD 227
UD 228
UD 229
UD 230
UD 231
UD 232
UD 233
UD 235
UD 236
UD 237
UD 238A
UD 239
UD 240UD 241
UD 243
UD 244
UD 245
UD 246
UD 247
UD 248
UD 249
UD 250
UD 251
UD 252
UD 253
UD 254
UD 255
UD 256
UD 257
UD 258
UD 259
UD 260
UD 260A
UD 261
UD 262
UD 263
UD 264
UD 265
UD 266
UD 267
UD 268
UD 269
UD 270
UD 271
UD 272
UD 273
UD 274UD 274_1
UD 275
UD 276UD 276_1
UD 277
UD 278
UD 279
UD 280
UD 281
UD 282
UD 283UD 283RD
UD 284
UD 285
UD 286
UD 287
UD 288
UD 289
UD 290
UD 291
UD 293
UD 294
UD 296
UD 297
UD 298
UD 299
UD 300
UD 302
UD 303
UD 304
UD 305
UD 306
UD 308UD 308_1
UD 309
UD 310
UD 311
UD 313
UD 314
UD 315
UD 316
UD 318
UD 319
UD 320
UD 321
UD 322UD 323
UD 325
UD 326
UD 327 UD 329
UD 330
UD 332
UD 333
UD 334
UD 335
UD 336
UD 337
UD 338
UD 339
UD 340
UD 341UD 341A
UD 342
UD 343
UD 344
UD 345
UD 346
UD 347
UD 348
UD 349UD 349A
UD 350
UD 351
UD 352
UD 353
UD 354
UD 355
UD 356
UD 357UD 357A
UD 358
UD 359
UD 360
UD 361
UD 362
UD 363
UD 364
UD 365
UD 366
UD 367
UD 368
UD 369UD 369
UD 370
UD 371
UD 372
UD 373
UD 374
UD 375UD 375A
UD 380
UD 381
UD 382
UD 383
UD 384UD 384A
UD 385
UD 386
UD 387
UD 388
UD 389
UD 390
UD 391
UD 392
UD 393
UD 394
UD 395
UD 396
UD 397
UD 398SUP
UD 399
UD 400
UD 401
UD 402UD 402RD
UD 403
UD 404
UD 405UD 406
UD 407SUP
UD 408
UD 409
UD 410
UD 411
UD 412
UD 413
UD 414
UD 415
UD 416
UD 417SUP
UD 418
UD 420
UD 421
UD 422
UD 423
UD 424
UD 425
UD 426
UD 427
UD 428
UD 429
UD 430
UD 431
UD 432
UD 433
UD 434
UD 435
UD 436
UD 437
UD 438 UD 439
UD 440
UD 441
UD 442UD 442_1
UD 443
UD 444
UD 445
UD 446
UD 447UD 447RDUD 448
UD 449
UD 450UD 450A
UD 451
UD 452
UD 453
UD 454
UD 455
UD 456
UD 457
UD 458
UD 459
UD 460
UD 461
UD 462
UD 463
UD 464
UD 465
UD 466
UD 467
UD 468
UD 469
UD 470
UD 474
UD 476
UD 477
UD 478
UD 479
UD 480
UD 481
UD 483
UD 486
UD 487
UD 489
UD 491
UD 492UD 492_1
UD 498
UD 500
UD 501
UD 503
UD 504
UD 505
UD 507
UD 510
UD 514
UD 516
UD 519
UD 521
UD 523UD 523A
UD 525
UD 527
UD 528UD 528AUD 528B
UD 530
UD 534UD 534A
UD 538UD 538A
UD 539
UD 540
UD 543
UD 552
UD 554
UD 556
UD 557
UD 558
UD 559UD 559AUD 559B
UD 560
UD 561
UD 562
UD 565
UD 566
UD 567
UD 568
UD 569
UD 570
UD 571UD 571A
UD 573
UD 574UD 574RD
UD 576
UD 577
UD 578
UD 580
UD 583
UD 584ELIMINOUD 584
UD 585
UD 586
UD 587
UD 588
UD 589
UD 590
UD 591
UD 592
UD 593
UD 594
UD 595
UD 596
UD 597
UD 600
UD 602
UD 603
UD 606UD 606RD
UD 607
UD 608
UD 609
UD 610
UD 611
UD 612
UD 613
UD 614
UD 615
UD 616
UD 617
UD 618
UD 619
UD 621
UD 622
UD 623
UD 624
UD 625
UD 626
UD 628
UD 629
UD 631
UD 632
UD 634
UD 635
UD 636
UD 637
UD 638
UD 640
UD 641
UD 642
UD 643
UD 644
UD 645
UD 647
UD 648
UD 649
UD 650
UD 651
UD 652
UD 653
UD 654
UD 655
UD 656
UD 657
UD 658
UD 659
UD 660
UD 661
UD 662
UD 663
UD 676
UD 677
UD 678
UD 679
UD 680
UD 681
UD 682
UD 683
UD 684
UD 685
UD 686
UD 687
UD 688
UD 689
UD 692
UD 693
UD 694
UD 696
UD 697
UD 699
UD 703
UD 705
UD 706
UD 707
UD 708
UD 710
UD 711
UD 712
UD 714
UD 715
UD 716
UD 717
UD 719
UD 721
UD 722
UD 723
UD 724
UD 725
UD 727
UD 728
UD 729
UD 733
UD 735
UD 736
UD 737
UD 738
UD 739
UD 740
UD 741
UD 741_ST
UD 742
UD 743
UD 745
UD 747
UD 749
UD 752
UD 753
UD 754
UD 755
UD 756
UD 757
UD 758
UD 759
UD 760
UD 761
UD 762
UD 764
UD 765
UD 766
UD 768
UD 769
UD 771
UD 774UD 774 ST
UD 775
UD 777
UD 777_ST
UD 778
UD 780
UD 782
UD 783
UD 784
UD 786
UD 787
UD 788
UD 790
UD 791
UD 792
UD 793
GAR 18
URD0001 1
URD0002 1
URD0003 1
URD0004 1
URD0005 1
URD0006 1
URD0007 1
BES-16
BES-UD-1
BES-UD-10
BES-UD-11
BES-UD-12
BES-UD-13
BES-UD-14
BES-UD-15
BES-UD-16
BES-UD-17
BES-UD-18
BES-UD-19
BES-UD-2
BES-UD-20
BES-UD-21
BES-UD-22
BES-UD-23
BES-UD-24
BES-UD-25
BES-UD-26
BES-UD-27
BES-UD-28
BES-UD-29
BES-UD-3
BES-UD-30BES-UD-31
BES-UD-32
BES-UD-33
BES-UD-34
BES-UD-35
BES-UD-37
BES-UD-39
BES-UD-4
BES-UD-40
BES-UD-41
BES-UD-42
BES-UD-43
BES-UD-44
BES-UD-45
BES-UD-46
BES-UD-47
BES-UD-48
BES-UD-5
BES-UD-6
BES-UD-7
BES-UD-8
BES-UD-9
BES-UD-PE-1
BES-UD-PE-2
BES-UD-PE-3
EF-UD-3
EF-UD-4
EF-UD-5
EF-UD-6
EF-UD-7
EF-UD-8
HTSS-UD-46
HTSS-UD-54
UD-CS-CT-360-A4
LOC4
LOC 7
LOC-2008
LOC-2008-1
LOC4EP
EP
LOC4TD
LOCBC1
LOCBC10
LOCBC11
LOCBC12
LOCBC13
LOCBC2
LOCBC3
LOCBC4
LOCBC5
LOCBC6
LOCBC7
LOCBC8
LOCBC9
M-UD-09
M-UD-21
M-UD-8
MAN-UD-1
MB-UD-24
MB-UD-26
MB-UD-27
MG-UD-03
MG-UD-04
MG-UD-06
MG-UD-08
MG-UD-2
MG-UD-21
MG-UD-3
MG-UD-4
MG-UD-48
MG-UD-5
MG-UD-6
MG-UD-7
MG-UD-Y
MONOPILOTE 1
MONOPILOTE 2
MONOPILOTE 4
MONOPILOTE 5
MONOPILOTE 6
MONOPILOTE 7
MONPILOTE 3
PC-UD-1
PLANTA_URDANETA_GARCIA
PLAT. EMP
T. ELEC.-UDCL-68
T. ELEC.S/N
TABL. ELECT.
TTE-UD-10
TTE-UD-11
TTE-UD-5TTE-UD-6
TTE-UD-7TTE-UD-8
TTE-UD-9
TD
EP
UD 125 (UD-CT-61)
UD 407 (UD-CR-CS-362)
UD-CB-38-R11-A1
UD-CF-44-C7A1
UD-CF-CG-345-A1
UD-CG-CH-345-
UD-CI-45-R8-A4
UD-CJ-45-R8-A3
UD-CJ-45-R8-A3 TD
UD-CJ-45-R8-A3 EP
UD-CJ-47-R11-A2-
UD-CJ-CK-348-A4
UD-CK-CL-352-A1
UD-CL-58-R4A1
UD-CL-CM-355
UD-CM-48-R11-A2
UD-CM-49-C3-A2
UD-CM-55-R11-A2
UD-CM-CN-356-A4
UD-CN-51-R11-A2
UD-CN-CO-359-
UD-CO-58-R7A3
UD-CO-CP-356-A4
UD-CQ-56-R4-A4
EP
TD
EP
TD
UD-CQ-CR-358
UD-CR-70-R8-A2
UD-CR-CS-365-A3
UD-CS-62-A4
UD-CS-72-R5-A3
UD-CS-CT-360-A4
UD-CT-67-R10-A2
UD-CT-71-C4A4
UD-CT-71-R10-A1
UD-CT-CU-366-A3
UD-CU-63-C6A1
UD-CU-64-A1
UD-CU-64-R6A3
UD-CV-69-C3A1UD-CV-69-R6-A3
UD-CV-71-R1-A2_1
UD-CV-73-R4-R4
UD-CX-64-C5A3
EP
TD
UD-CX-67-R1-A2
EP
TD
UD-CX-CY-369-A3
UD-CY-72-C7-A3
EP
TD
EP
UD-CY-CZ-367-A4
EP
TD
UD-CZ-73-R12-A2
TD
UD-CZ-74-C8-A3EPTD
UD-CZ-74-R6A1EPTD
EP
UD-DA-68-A1
UD-DA-68-R3-A3
UD-DA-74-C1-A4
TD
UD-DA-DB-373-A3
UD-DB-74-R10-A1
EP
TD
EP
TD
UD-DB-75-C4A4
UD-DB74-R4-A3
UD-DC-72-C6-A1_1
UD-DC-73-R2-A2
EP
TD
UD-DC-73-R8-A4
EP
TD
UD-DC-74-R6-A4
EP
TD
UD-DD-75-R11A2
UD-DD-76-C2A3
EP
TDUD-DE-75-R7A3
EP
TD
UD-DE-76-R4A3
EP
TD
UD-Z-CI-CJ-342
UD-Z-CI-CJ-345-A3
UD-Z-CJ-CK-343-A3
UD-Z-CJ-CK-351-A1
UD-Z-CK-351-A1
UD-Z-CK-CL-352-A3
UD-Z-CM-CN-355-A3UD-ZCMCN355A3
UD-Z-CN-352-A1UD-Z-CN-CO-352-A2
UD-Z-CP-CQ-354-A4
EP
TD
UD-Z-CR-359-A3
UD-Z-CR-363-A1
UD-Z-CS-364-A3
UD-Z-CS-CT-359UD-Z-CS-CT-359-A3
UD-Z-CU-CV-361
UD-Z-CV-367-A4
UD-Z-CY-369-A4
LOC
V-EF-UD-108
V-EF-UD-4
V-EF-UD-5
V-EF-UD-6
V-EF-UD-7
V-EF-UD-8
V-HTSS-54
UD 295
UD 234
UD-DD-74-C7-A1
BLOQUE I
BLOQUE II
BLOQUE III
BLOQUE IV
BLOQUE V
BLOQUE VI
73
Físicamente limita al Oeste con la Cañada de Urdaneta donde se encuentra Petro Perija, al
Este con Petro Warao y al Sur con PERLA (Petro Regional del Lago).
Los límites que lo configuran indican que tiene una extensión aproximada Norte-Sur de 19 Km.
y Este Oeste de 6 Km., con un área de 114 Km2 y un volumen de 8.9 Acres-pie.
3.1.2. Estratigrafía
Descripción de las unidades estratigráficas del yacimiento URD-01.
Formación: Icotea. Edad: Oligoceno.
Descripción: A finales del Eoceno Superior e inicio del Oligoceno, ocurrió la inversión del
gradiente de la cuenca eocena, la dirección NE que prevaleció en la sedimentación antecedente
ahora cambia a la dirección Sur- Suroeste, característica del post-eoceno, período de gran
importancia en la evolución de la cuenca petrolífera.
Los sedimentos oligocenos se caracterizan, en general por haberse depositado sobre
formaciones previamente erosionadas. En las partes deprimidas de la penillanura post-eocena
se produce la sedimentación esporádica de la Formación Icotea.
La Formación Icotea consiste en limolitas y arcilítas duras, macizas blancas a gris claro,
ocasionalmente carbonácea y moteadas de verde claro, amarillo y marrón rojizo. Son
frecuentes esferulítas de siderita, capas ocasionales de lutitas y areniscas verdosas a gris.
Está compuesta por arenas y lutitas moteadas, principalmente de ambiente no marino. Algunos
autores atribuyen a la Formación Icotea un origen eólico con sedimentación subsiguiente en
pantanos y lagunas. La ausencia de fósiles y la poca información disponible sobre estudio de
niveles, dificulta la identificación del paleoambiente bajo el cual se depositó la formación (L.E.V.,
1997)
Formación: Misoa. Edad: Eoceno.
Descripción: Durante el Eoceno comienza a formarse un gran sistema deltaico en la Cuenca de
Maracaibo, la sedimentación durante este ciclo es predominantemente fluvial hacia el Suroeste,
depositándose la Formación Mirador. Hacia el Centro y Noreste de la cuenca, los ambientes
pasan transicionalmente a un plano deltaico donde se desarrollan los canales distributarios,
74
barras de desembocaduras, bahías, depósitos de frentes deltáicos y prodelta de la Formación
Misoa.
La Formación Misoa se define como una sección de areniscas cuarcíticas de color gris claro en
capas compuestas potentes, con intercalaciones de lutitas laminadas, micáceas y carbonosas.
Las areniscas de esta formación, constituyen los yacimientos de petróleo más importantes de la
Cuenca del Lago de Maracaibo Las características de los sedimentos de la Formación Misoa,
dependen de su posición en la cuenca, del ambiente de sedimentación, de la distancia entre
ellos y de la fuente de los mismos.
La Formación Misoa es un intervalo rico en arena pero altamente heterogéneo, esta
heterogeneidad compleja se debe principalmente a los cambios de facies verticales y laterales.
Generalmente, la arenisca de la Formación Icotea del Oligoceno es una superficie erosional
mayor a la Discordancia Eoceno, se engruesa gradualmente hacia el suroeste a través del
campo.
3.1.3. Mineralogía de las Arcillas
Análisis de Difracción de Rayos X
A través del análisis de Difracción de Rayos X en los pozos UD-165, UD-199, UD-204, UD-313,
UD-319, UD-552 Y UD-577, se logró identificar y cuantificar los minerales que componen la roca
presente en el yacimiento Urdaneta-01, y para este fin se relacionó la mineralogía con la
petrofacie, y de esta manera fue posible observar los minerales componentes de las rocas tipo:
mega, macro, meso y micro, así como su proporción promedio.
En el análisis de difracción se determinó la composición mineralógica correspondiente a la
fracción de tamaño mayor e inferior a 2 micrones, donde se observaron en forma más detallada
los minerales, de igual manera se analizó el contenido de arcillas presentes en cada tipo de
roca para el yacimiento Urdaneta-01.
Se consideró el análisis de difracción de rayos X para todos los pozos en estudio. Como
resultado se obtuvo: Cuarzo (80%), en general el componente más abundante es el mineral
detrítico cuarzo evidenciándose mayor presencia en las rocas tipo mega. Contenidos de arcilla
(10%) ; también se observaron
Minerales accesorios como Siderita (5%), Hematita (2%), feldespatos ( 3%), entre otros.
75
El contenido de arcilla total oscila entre el 6 y 17% para todos los pozos predominando el
mineral caolinita en más del 50% de la arcilla presente, igualmente presentan contenidos de
Ílita, Esmectita y Clorita en menor proporción; no se observó la presencia de Montmorillonita.
3.1.4. Evaluación Petrofísica
Para la evaluación petrofísica se utilizaron los análisis convencionales y especiales de 9 pozos
con núcleo: UD-165, 199, 204, 313, 319, 320, 552, 577 y UD-747. Estos pozos constituyeron
los pozos claves, utilizándose los análisis convencionales de núcleos para clasificar los tipo
rocas, además, se analizaron los análisis especiales de núcleos con el propósito de identificar
las características representativas del flujo de fluidos de cada tipo de roca del yacimiento
Urdaneta 01.
Los parámetros de corte permiten identificar los espesores de zonas con contenido de
hidrocarburos y la evaluación petrofísica se deriva del modelo petrofísico del Yacimiento
Urdaneta-01.
Tabla 2. Parámetros de Corte petrofísicos de la Formación Icotea y Misoa.
3.1.5. Estratigrafía
La sección geológica penetrada durante la perforación del pozo UD-388 está conformada de
tope a base por la Formación El Milagro de edad Pleistoceno, la Formación Onia, de edad
Plioceno / Mioceno Superior, Las Formaciones La Puerta, Lagunillas y La Rosa (Rosa A y Rosa
B) de edad Mioceno, La Formación Icotea de edad Oligoceno. Esta última se encuentra
yaciendo en forma discordante sobre la Formación Misoa del Eoceno, al nivel de las arenas
de B-X-SD específicamente en la Sub- unidad B-3.1, la cual se encuentra parcialmente
erosionada. El pozo UD-388 llego a una profundidad de 7400'.
76
Figura 9. Columna Estratigráfica del yacimiento URD-01. Fuente: Archivos PDVSA.
Para desarrollar este estudio se selecciono el pozo UD-388 como piloto para evaluar el procesos de
IAV, el cual fue completado en la Formación Misoa, en la parte basal de URD-01. El comportamiento
de producción actual obedece a sus condiciones dinámicas de producción (Pe y Pwf) y a las
propiedades petrofísicas de las arenas del Miembro BXSD de la Formación Misoa.
Figura 10. Sección Estratigráfica.
SECCISECCIÓÓN ESTRATIGRAFICAN ESTRATIGRAFICA
NENE
SECCISECCIÓÓN ESTRATIGRAFICAN ESTRATIGRAFICA
NENE
77
3.1.6. Estructura
El campo Urdaneta oeste esta constituido por una estructura dómica fallada de rumbo noroeste-
sureste y de buzamiento promedio suave de 2 a 5 hacia el suroeste.
El yacimiento URD-01 fue dividido en seis (6) BLOQUES, de acuerdo con el patrón estructural
para la discordancia del Eoceno definida por sísmica 3D, información estratigráfica y datos de
presiones, delimitando estos bloques por fallas. Cada BLOQUE tiene un comportamiento de
producción diferente aunque el crudo producido es de igual gravedad. En general el contexto
estructural del yacimiento URD-01 esta representado por dos patrones de fallas, normales de
dirección NNO con buzamiento predominante hacia el norte y otro de dirección NNE constituido
por una falla del tipo inversa (100 pies de salto vertical) llamada la falla principal de Urdaneta. El
pozo UD-388 a nivel de la discordancia del Eoceno se encuentra en el flanco SSE de la
estructura BLOQUE I. El análisis geológico estructural a nivel del tope de BX/SD indica que la
estructura predominante en el entorno del pozo UD-388 corresponde a una estructura dómica
fallada con rumbo de las capas en dirección 35°nor-este y un buzamiento más o menos de +-
5°SO. El Bloque I se encuentra afectado tectónicamente por dos fallas normales con saltos que
van desde 100', seccionando así el Bloque en tres sub bloques por el tren de fallas inversas con
una dirección NE-SW.
Figura 11. Mapa estructural de la discordancia del Eoceno.
MAPA ESTRUCTURAL DE LA DISCORDANCIA DEL EOCENO
78
Figura 12. Sección Estructural de la Discordancia del Eoceno.
La sección estrátigrafica en dirección SO-NE está conformadas por los pozos UD-342, UD-388,
UD-345, y UD-329. Donde se observa que en la Formación Misoa existen facies características
de apilamientos de canales donde se presume que en las sub-unidades genéticas B41, B54,
B53 y B52 están afectadas por el aporte de agua (Zona de transición), ya que en pozo UD 329
esta completado en dichas sub-unidades teniendo una producción de 56%. El pozo UD-342
posee un tapón puente @ 7220', logrando controlar la producción de agua en el pozo, cabe
destacar que dicho pozo se encuentra a 300 mt. del pozo UD-388 y estructura abajo
aproximadamente con 40' presentan cambios de facies laterales a nivel de las sub-unidades
B42 y B41.
3.1.7. Sedimentología
Formación La Rosa:
La localidad tipo fue descrita en el campo Petrolero de La Rosa al sur de Cabimas, Costa
Oriental del Lago De Maracaibo.
SECCISECCIÓÓN ESTRUCTURALN ESTRUCTURAL
SOSO NENE
79
La Formación La Rosa en el área Urdaneta Oeste ha sido dividida operacionalmente en dos
subunidades informales: “La Rosa- A” y “La Rosa-B”, constituidas por arenas finas a muy finas
con intercalaciones de limolitas, lutitas y arcillas sin estructuras sedimentarias visibles y con
algunos niveles moteados de raíces, siendo muy comunes los sedimentos con alto contenido
feorrroso diseminado y nódulos gruesos de sideritas que dan un aspecto abigarrado o
multicolor a los sedimentos que sugieren cierta exposición areal.
Figura 13. Espesor de la Formación La Rosa.
Formación Icotea
En el área donde se encuentra el pozo UD-388, la Formación Icotea tiene un espesor
aproximado de +/- 30 pies (Bloque I). La ausencia de fósiles y la poca información disponible,
dificulta la identificación del paleoambiente bajo el cual se depositó esta Formación.
Figura 14. Espesor de la Formación Icotea.
Formación Misoa
En el pozo UD-388 se aprecia un espesor de +/- 505' de sección para las arenas B-X-S/D
La sedimentación Miocena de la Cuenca del Lago de Maracaibo se caracteriza por una transgresión Marina de gran extensión territorial en el Lago, pero de duración relativamente corta evidenciada con la sedimentación de la Fm. La Rosa. Las Arenas Intermedias representan el proceso de pulsos regresivos y se caracterizan por depósitos de barras de desembocadura y barras de playa.
POZO UD-388
El Pozo UD 388 tiene 505' de sección perforada de la Formación la Rosa
Se perforo +/- 30' de sección de la Formación Icotea.
POZOUD-388
80
Figura 15. Espesor de la Formación Misoa.
3.1.8. Propiedades de la roca
El yacimiento URD-01 está conformado por, arenas no consolidadas, cuyas
características oficiales se presentan a continuación para las formaciones Icotea-Misoa:
Porosidad 28-32 %
Permeabilidad 350 @ 1500 md
Saturación de Agua Connata 16 %
POES 12.1 MMMBls
Gravedad API 11.8 ºAPI
Espesor de Arena Neta (ANP) 100-500 pies
Área productiva 28336 Acres
Saturación de Petróleo 74 %
El yacimiento Urdaneta-01 esta conformado por:
POZO UD-388
81
La formación Icotea fue designada en el sinclinal de Icotea, a lo largo de la costa del Distrito
Bolívar en el Estado Zulia, posee una litología que consiste en limolitas y arcillitas duras,
macizas, típicamente de color blanco a gris claro pero localmente abigarradas en verde claro,
amarillo o rojo parduzco, ocasionalmente carbonáceas. En el Campo Urdaneta Oeste su
espesor total es mayor al Sur alcanzando un poco más de 220 pies y disminuye
considerablemente por truncamiento en las elevaciones de la superficie erosiva al Norte donde
alcanza hasta 30 pies con unas permeabilidades entre 50-300 mD a lo largo del yacimiento. La
Formación Icotea es estéril salvo algunos foraminíferos redepositados del Eoceno en las capas
basales; también carece de polen. La edad se considera Oligoceno.
La formación Misoa fue descrita originalmente en la Serranía de Trujillo; dado que las
areniscas de ésta formación constituyen los yacimientos de petróleo más importantes de la
Cuenca del Lago de Maracaibo, ha sido estudiada por numerosos autores. En el Campo
Urdaneta Oeste representa el Yacimiento URD-01 y se le conoce informalmente con el nombre
de Miembro B-X-S/D. Ha sido descrita por núcleos como areniscas, indicando que constituyen
ambientes de un complejo fluvio-deltaico en los cuales se reconocen llanuras deltaicas, canales
distributarios y facies de llanuras de mareas de grano fino a medio, subangulares y
subredondeados, de moderada a buena selección. los espesores de arena en el bloque varian
entre 100' a 500' de espesor, con variabilidad en sus extensiones laterales y sus
permeabilidades entre 350-1500 mD
Dentro de los parámetros petrofísicos obtenidos en el yacimiento tenemos un Rw de 1.4 ohm
a 180°F; esto derivado de 27 análisis de agua distribuidos a lo largo de todo el yacimiento de
los cuales se determinó la concentración total equivalente de NaCl de 2000 ppm. A través de
análisis de núcleos y diferentes sensibilidades con gráfico de Pickett se estimaron los valores
correspondientes a: coefienciente de tortuosidad (a) = 1, factor de cementación ( m ) = 1.6 y
exponente de saturación ( n ) = 1.7.
Propiedades petrofísicas del pozo UD-388
Basado en la prospectividad de las arenas y la producción inicial del pozo y de sus vecinos,
se recomienda realizar RA/RC y preparar el pozo para la evaluación de la estimulación por IAV
y su posible masificación a lo largo de todo el yacimiento mejorando la producción y así drenar
reservas existentes. Este trabajo dejaría el intervalo 6660'-6805', abierto a producción con las
siguientes características petrofísicas:
82
ANPE PHIE Sw Vsh K
B-X-S/D: 105' 30% 32% 7% 1000 mD
El yacimiento se encuentra a una profundidad promedio de 7000 pies, y está caracterizada
por un crudo de baja gravedad ºAPI (11.8), con una viscosidad de 210 cps a condiciones
iniciales del yacimiento (presión inicial de 3500 lpca y temperatura inicial de 169 ºF). La
figura 3.9 presenta los registros de resistividad eléctrica del pozo UD-388. La temperatura de
yacimiento en el pozo se estimo en 165°F para B-X-SD.
Figura 16. Evaluación Petrofísica del pozo UD-388.
83
3.2. Propiedades del yacimiento y de los fluidos.
3.2.1. Datos PVT del Yacimiento URD-01
Las propiedades físicas de los fluidos de un yacimiento petrolífero son definidas en gran
medida por la presión, el volumen y la temperatura. Es por ello que los estudios PVT
constituyen parte importante de los datos requeridos a la hora de definir las condiciones
iniciales, actuales y futuras del yacimiento.
El análisis PVT se obtiene mediante el estudio en el laboratorio de muestras de fluidos en la
etapa inicial de la vida productiva del yacimiento tomadas en el fondo de los pozos a diferentes
presiones, volúmenes y temperaturas, también son tomadas al inicio del período de explotación
comercial, preferentemente cuando la presión del yacimiento sea igual o mayor que la presión
de saturación del crudo. El análisis aporta datos de la composición del crudo, gas y de sus
propiedades. Para ello se realizan importantes pruebas de laboratorio, tales como la expansión
a composición constante (liberación flash), prueba de liberación diferencial, prueba de
separadores y viscosidad del crudo en función de la variación de presión con las cuales se
realizarán los cálculos para determinar la prueba más consistente para validar y certificar los
ensayos realizados en el laboratorio y extrapolarlos a lo que ocurre u ocurrirá en el campo.
En el Estudio Convencional para el Bloque III del yacimiento URD-01, el PVT
correspondiente al pozo UD-342 fue analizado el 19 de Mayo de 1986 por CORE
LABORATORIES INT., S.A. Este pozo produce de la formación Misoa, y es representativo para
todo el yacimiento. La validación de los datos de este PVT se realizó haciendo un chequeo de la
consistencia de los datos utilizando las siguientes pruebas de validación: Linealidad de la
Función “Y”, Prueba de la Desigualdad, Balance de Materiales y Comparación de la densidad
calculada a partir de los datos de las pruebas de separadores con la reportada con los PVT a la
presión de burbuja y temperatura del yacimiento. A continuación se presentan los resultados de
las pruebas de consistencia realizadas al PVT del pozo UD-342.
Tabla 3. Análisis PVT del pozo U-342
TABLA # 3.4. RESULTADOS DEL PVT COMBINADO DELPOZO UD 342
Pb. Laboratorio 650 Lpca
Temp. Yacimiento 180 °F
Temp. Prueba 180 °F
odb 1,06 BN/BY
ofb 1,064 BN/BY
Rsdb = Rsi 57 PCN/BN
Rsfb 50 PCN/BN
od Lab (@ 14,7) @ 180°F 225 cP
84
Del análisis de PVT del pozo UD-342, se obtuvo que la presión de Burbuja es de 650 Lpc,
siendo esta presión menor a la presión actual del yacimiento lo que indica que estamos en
presencia de un Yacimiento Subsaturado (Pb < Py).
3.2.3. Presiones en el Yacimiento Urdaneta-01
La presión inicial del yacimiento URD-01 fue de 3550 Lpc referida a un datúm de 8090’.
Como se mencionó en las secciones anteriores, el yacimiento fue dividido según el estudio
integrado en 6 bloques de desarrollo estos tienen por separado un nivel de referencia (datúm) y
un rango de presiones. Se anexa tabla con presiones iniciales y actuales por bloque referidas al
datúm de cada uno de los bloques.
Tabla 4. Presiones Actuales del Yacimiento Urdaneta-01.
BLOQUE PRESION INICAL (Lpc )
PRESION ACTUAL
(Lpc )
DATUM ( pies )
I 3000 900-1600 6900
II 3100 1100-1800 7250
III 3300 1200-1500 7550
IV 3400 1400-2200 8000
V 3300 1950-2350 8200
VI 3500 2300-3700 8450
Como puede observarse los bloques que conforman el yacimiento URD 01, difieren entre si
en cuanto a su comportamiento de presión /producción e incluso en regiones de un mismo
bloque se presentan diferencias apreciables de presión, por encontrarse sistemas de
microfallas; teniéndose en muchos casos que dividir estos bloques en diferentes zonas para
explicar los comportamientos de presión presentados por cada uno.
El yacimiento URD 01 cuenta actualmente tiene una presión actual en un rango de 900 @
3750 Lpc.
3.4. Reservas del Yacimiento Urd-01
Con el fin de evaluar la cantidad de hidrocarburos originales que contiene el Yacimiento
Urdaneta-01 se calculó el POES volumétrico, este cálculo evalúa el volumen poroso
interconectado del yacimiento como un tanque a condiciones de presión y temperatura del
85
mismo. Para la determinación del Petróleo Original En Sitio (POES), es necesario contar con el
modelo geológico y las propiedades petrofísicas del yacimiento.
El Petróleo Original En Sitio (POES), se determinó, en forma volumétrica, mediante la siguiente
ecuación:
POES = 7758 * A * h* * (1- Swi)
Boi
Donde:
POES: Petróleo original en sitio (BNP)
Factor de conversión: 7758 bls/acres x pies
: Porosidad efectiva promedio ponderada de la formación (fracción)
A: Área (acres)
h: Espesor neto petrolífero promedio ponderado (pies)
Swi: Saturación de agua inicial promedio (fracción)
Boi: Factor volumétrico del petróleo a condiciones iniciales (BY/BN)
POESURD-01: 7758 * 28.336 Acres * 260 PIES * 0.278 * 0.80 = 12.173 MMMBLS
1.060 BY/BN
Factor de Recobro
De todo el volumen de hidrocarburos presente en un yacimiento (POES), solo una fracción
puede ser conducida hasta la superficie debido a la existencia de fuerzas retentivas de fluidos
en el yacimiento (presión capilar). El factor que determina esta condición se denomina Factor de
Recuperación de Petróleo y es característico de cada yacimiento. El factor de recuperación de
petróleo es función de las propiedades de la roca y de los fluidos presentes en el yacimiento, de
su nivel de presión y del mecanismo de producción dominante. El producto de este factor por el
POES del yacimiento permite estimar el hidrocarburo original recuperable.
Es normalmente estimado a través de la predicción del comportamiento futuro del yacimiento
por medio de la utilización de diferentes curvas de declinación de producción, balance de
materiales, simulación, entre otros.
86
Figura 17. Mecanismos de Producción sobre la Presión Original y Eficiencia de Recobro.
La figura 17, muestra el factor de recobro determinado mediante un gráfico de % Pyac/Pi vs
Np/N, el cual se estima en 11.8%, al igual que se identifica el tipo de mecanismo de producción
“Expansión Roca-Fluido”.
Calculo de reservas.
Las reservas son volúmenes estimados de petróleo recuperables comercialmente de
acumulaciones conocidas de acuerdo a la información geológica y de ingeniería disponible bajo
condiciones tecnológicas, económicas y regulaciones gubernamentales vigentes. Ellas
constituyen el capital de la industria petrolera nacional, por lo tanto es importante su
clasificación en términos de la seguridad que se tenga de su existencia. Para que puedan ser
llamadas reservas, los hidrocarburos tienen que ser física y económicamente producibles.
Reservas Recuperables. El volumen de hidrocarburos recuperables, se calcula mediante la siguiente ecuación
matemática.
RRECUPERABLES = POES * Fr
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60
EXPANSION ROCA FLUIDO GAS EN SOLUCION EXPANSIÓN POR CAPA DE GAS
EMPUJE HIDRAULICO DRENAJE GRAVITACIONAL BLOQUE I
Polinómica (BLOQUE I) URD-01
87
Donde: FR: Factor de Recobro (fracción)
POES: Petróleo Original en Sitio (BN)
El Yacimiento URD-01 tiene un POES volumétrico de 12.173 MMBN con un factor de
recobro de 11.8% entonces utilizando la ecuación anterior se obtuvo el siguiente resultado de
reservas recuperables:
RRECUPERABLES = 12173 MMBN *0,118
RRECUPERABLES = 1436,41 MMBN
Reservas Remanentes.
Las reservas remanentes constituyen el volumen de petróleo recuperable que aún no ha
sido explotado y se calcula con la siguiente ecuación matemática.
RREMANENTES = RRESERVAS RECUPERABLES - NP
Donde: RRECUPERABLES = Reservas Recuperables BN.
NP = Petróleo Producido BN.
Para el yacimiento URD-01 se tiene una producción acumulada de 561.384 MMBN y unas
reservas recuperables de 1436.41 MMBN, utilizando la ecuación antes descrita se obtuvo el
siguiente resultado de reservas remanentes:
RREMANENTES = 1436,41 MMBN – 561,384 MMBN
RREMANENTES = 875,026 MMBN
Agotamiento (A) A: (NP/POES)*100
A :( 561,384 MMBls/12,173 MMBls)*100
A: 4,61 %.
88
3.5. Descripción de los Mecanismos de Producción de los Yacimientos
Empuje por Expansión de los Fluidos.
Este mecanismo está presente en todos los yacimientos, pero es más importante en
yacimientos donde la presión es mayor que la presión de burbujeo (Yacimientos Sub-saturados)
como es el caso del Yacimiento URDANETA-01 donde las presiones se encuentran entre 900-
3750 Lpc siendo la presión de burbujeo 650 Lpc, por lo tanto, todos los componentes de los
hidrocarburos se encuentran en fase líquida.
Cuando se perfora un pozo en el yacimiento, la producción de los líquidos favorece una
reducción de presión que, a su vez genera una expansión de petróleo y del agua del
yacimiento. Conjuntamente ocurrirá una reducción del volumen poroso al mantenerse constante
la presión o el peso de los estratos suprayacentes y reducirse la presión en poros debido a la
producción de los fluidos (compactación).
Empuje por Gas en Solución.
Es el mecanismo de producción más corriente y generalmente contribuye a la producción de
la mayor parte de los fluidos. Está presente en yacimientos donde la presión es menor que la
presión de burbujeo (yacimientos saturados) donde a medida que se desarrolla la explotación
del yacimiento y la presión se reduce, los componentes livianos (gas) presentes en los
hidrocarburos pasan a la fase gaseosa, de esta manera se forman pequeñas burbujas que
permitirán desplazar los hidrocarburos líquidos, ejerciendo una cierta presión sobre ésta fase, lo
cual contribuye a su empuje hacia los pozos.
3.5. Tipos de Pozos Presentes en el Yacimiento Urdaneta-01
Posos Verticales
Los pozos verticales en el campo Urdaneta han presentado diferentes esquemas de
completación, de los cuales se pueden mencionar:
Pozos verticales con revestidor de producción de 7” asentado a la profundidad final,
estimulados con forzamiento arena petróleo, y sistema de control de arena con Liner
ranurado de 3-1/2” y empaque con grava interno.
89
2. Pozos verticales con revestidor de producción de 7” asentado al tope de la arena
objetivo, completados a hoyo desnudo con liner ranurado de 4-1/2” o rejillas de 3-1/2”
empaque con grava con o sin ampliación.
Pozos Inclinados
En el Campo Urdaneta, inicialmente se perforaban pozos inclinados completados a hoyo
desnudo, bajo un esquema de perforación de 3 fases:
Hoyo de Superficie de 12-1/4” con revestidor de 9-5/8” @ +/- 1500’
Hoyo Intermedio de 9-7/8” con revestidor de 7” asentado al tope de Icotea o BX-Superior con
una inclinación de +/- 60º
Hoyo de Producción de 6-1/8” con inclinación de 70º hasta 90º completados con rejillas
preempacadas de 3-1/2”.
Este esquema de perforación presento muchos problemas para bajar el revestidor de 7” en
el hoyo de 9-7/8” debido a los problemas de inestabilidad de hoyo y altos dogleg entre 8 y 12º
/100’, ya que el equipo BES se colocaba en la sección vertical.
Con la finalidad de minimizar los problemas operacionales presentados, se rediseño el
esquema de perforación para colocar el equipo BES mas cerca del tope de la arena objetivo en
una sección tangencial de +/- 150’ con dogleg en la sección curva menor de 6º/100’ en hoyo
de 9-7/8”. En el hoyo de producción se propuso no realizar dogleg mayores de 4º/100’ con
inclinación final de obtener +/- 85º en Pt y realizar EGHD con la finalidad de minimizar
problemas de arenamiento y darle mayor vida útil al pozo.
3.6. Ubicación y Descripción del Bloque I.
A continuación se describe solo el Bloque I ya que es donde se ubica el pozo seleccionado
para evaluar el proyecto Piloto de Inyección de Vapor en el yacimiento Urdaneta-01. El mismo
se encuentra al Norte del Yacimiento Urdaneta-01 (Cuenta con un área de 2902 Acres). El
estudio geofísico y las correlaciones geológicas permitieron describir que el bloque esta limitado
por un sistema de fallas primarias de orientación Este-Oeste, con un salto promedio de 150 pies
y se consideró que eran sellantes. Debido a esto se clasificó como un Bloque independiente,
90
comprobándose al comparar el comportamiento presión-producción con el resto de los bloques
del yacimiento.
Para el Bloque I se calculó, un POES volumétrico de 2290 MMBLS, un factor de recobro de
6.86%, unas reservas recuperables de 157,1 MMBLS, producción acumulada de 110,142
MMBLS, unas reservas remanentes totales de 46,958 MMBLS y un agotamiento de 3.54%.
Estos valores fueron obtenidos a través de una tesis de caracterización estática y dinámica
realizada en el bloque. El mecanismo de producción predominante es la compresibilidad del
volumen poroso y la expansión roca-fluido.
Figura 18. Mapa de Ubicación del Cloque I del yacimiento Urdaneta-01.
Como características principales del Bloque se tiene, presión inicial de 3048 Lpc a 6900 pies,
presión de burbuja de 650 Lpc, presión actual entre 1000 y 2100 Lpc al datum de 6900 pies y
temperatura de fondo de 170°F, fluido de 12° API, porosidad entre 28-30%, permeabilidad de
100 a 1500mD, viscosidad de 180 cps a condiciones de yacimiento, espesor de arena bruto de
400 a 1000 pies (Icotea-Misoa), espesor de arena neta de 20 a 370 pies, saturación de agua
inicial de 30 a 55% y profundidad del contacto agua petróleo (C.A.P.O.) a 7200 pies, esto en lo
que refiere al yacimiento Urdaneta 01 Bloque I. Sin embargo, estas caracteristicas van
presentando variación a lo largo de todo el yacimiento dependiendi del bloque en el que
BLOQUE II
BLOQUE III
BLOQUE IV
BLOQUE V
BLOQUE
I
BLOQUE I
BLOQUE VI
91
estemos ubicados, los cuales son 6. Donde las mayores presiones se presentan hacia el Sur en
bloque VI.
Para la fecha en que se realizo la selección del pozo para evaluar la prueba piloto (octubre
2010), el Bloque I tenia un potencial de 6120 BNPD y una producción de 6100 BNPD y
actualmente presenta 48 pozos activos, de los cuales 17 son completados en BES (Bombeo
electrosumergible), 28 en LAG (Levantamiento Artificial por Gas) y 3 en BCP (Bomba de
Cavidad Progresiva). El cálculo de declinaciones para cada pozo pertenecientes al Bloque I,
arrojó rangos de declinación por pozo entre 4% y 13 % anual.
Figura 19. Comportamiento de Producción del Bloque I, yacimiento Urdaneta-01.
92
CAPITULO IV
MARCO METODOLÓGICO
4.1. Tipo de Investigación
4.1.1. Descriptiva y Proyectiva
Investigación descriptiva es aquella cuyo objetivo fundamental es señalar las
particularidades de una situación, hecho o fenómeno. Esta tipología de investigación, trabaja
sobre realidades de hechos y su característica fundamental es la de presentar una
interpretación correcta, es el tipo de investigación que genera datos de primera mano para
realizar después un análisis general y presentar un panorama del problema.
Según Hurtado J. (2008), el tipo de investigación es Proyectiva, ya que propone soluciones a
una situación determinada a partir de un proceso de indagación. Implica explorar, describir,
explicar y proponer alternativas de cambio, mas no necesariamente ejecutar la propuesta. En
esta categoría entran los “proyectos factibles”. En este proyecto de investigación se propone
evaluar la factibilidad técnico – económica de aplicar IAV en el Bloque I del Yacimiento URD-01.
Fundamentándose en lo antes expuesto, la investigación realizada consiste en analizar y
evaluar los parámetros actuales para evaluar factibilidad de aplicar el proceso de inyección
alternada de vapor en el yacimiento Urdaneta-01, con miras a la obtención de la data necesaria
para lograr el máximo ahorro de energía, recursos naturales y operacionales, garantizando el
mayor recobro adicional posible a través de este método de recuperación térmica.
4.2. Selección de la muestra o población de estudio
4.2.1. Población
Según Tamayo y Tamayo (1996; pág.114) “La población es la totalidad del fenómeno a
estudiar en donde las unidades de población poseen una característica común la cual se
estudia y da origen a los datos del investigador”.
La población esta representada por un universo de sesenta y cinco (65) pozos
completados en el Bloque I del Yacimiento URD-01.
93
4.2.2. Muestra
Según Méndez, Carlos (2002; pág. 181) “Una muestra comprende el estudio de una parte de
los elementos de una población”. La muestra en este estudio esta representada por el pozo UD
388, el cual cuenta con la data necesaria para el cálculo de las pérdidas de calor desde el
generador de vapor hasta la cara de la arena productora y el radio de alcance de vapor.
4.3. Técnicas de recolección de datos
Según Hurtado J (2008) la técnica de recolección de datos a emplear en esta investigación
es la técnica de revisión documental, ya que la información se encuentra registrada documentos
e informes técnicos en forma física y en los programas corporativos en forma digital, archivos de
pozos, datos del yacimiento. Como instrumento se elaborarán bases de datos para la
determinación y análisis de las variables.
Según Fidias (2004), señala que las técnicas son el procedimiento o forma particular de
obtener datos o información necesaria para medir las variables de estudio,
El análisis documental de tipo metodológico y técnico constituye la principal fuente de
información teórica para un proyecto de investigación, pero en este caso, los programas
computarizados constituyeron la dotación más importante en cuanto a datos oficiales y reales
de yacimiento, ya que estos son generados por un equipo organizado que se encarga día a día
debe alimentar la base de datos de los programas a utilizar con el fin de facilitar la búsqueda de
información.
4.3.1. Documentación bibliográfica
Para la investigación documental, se utilizaron textos relacionados con el tema de interés,
los cuales fueron obtenidos por recursos de la empresa PDVSA, por la Universidad del Zulia,
artículos publicados por la SPE (paper), pagina web sobre de la compañía suplidora de la
tecnología a evaluar (Tubería Isotérmica).
4.3.2. Carpetas de pozos
Estas contienen toda la información de un pozo, desde perforación original hasta él último
estado que se encuentra el pozo. En estas carpetas se detallan los problemas que se han
94
presentado durante su vida productiva, los trabajos efectuados, el comportamiento de
producción antes y después de cada trabajo. Se encuentran todos los registros corridos al pozo
desde su perforación hasta la actualidad. En el encabezado de los registros de pozos se ubican
los datos sobre las condiciones iniciales a las cuales fue tomado, la profundidad total, la
resistividad de filtrado del lodo de perforación, la temperatura y la presión de fondo, la densidad,
la viscosidad del lodo, etc.
4.3.3. Datos mediante Software y programas Corporativos utilizados
Centinela
Aplicación funcional corporativa, en la cual se almacena la data general del pozo y su
producción. Es un visualizador de información sobre los procesos de producción petróleo y gas,
con una alta capacidad de respuestas, es flexible y compatible operacionalmente para
satisfacer las distintas necesidades del negocio petrolero. El módulo usado para este estudio
fue: “Centinela Pozo”, el cual facilita el control y seguimiento diario de las pruebas y muestras
que definen el comportamiento de producción de los pozos.
Oíl Field Manager (OFM)
Es una aplicación de la compañía de servicios Schlumberger, con la que se pueden
visualizar, relacionar, y analizar datos de producción y yacimiento. Pprovee un conjunto de
herramientas para compartir datos y relacionar la información necesaria. Fue utilizado para el
análisis de los pozos del Bloque I del yacimiento Urdaneta-01, cálculo y administración de
reservas, planes de desarrollo, etc. Permite trabajar con una amplia variedad de tipos de datos
para identificar tendencias, identificar anomalías, y pronosticar producción. Como las tasas de
producción en el tiempo (mensual, diaria, esporádica), datos que dependen de la profundidad,
datos estáticos (coordenadas, datos de propiedades geológicas, presiones). Etc.
Aico
Este paquete permite realizar informes traídos de Centinela, adaptados a la necesidad del
usuario. Se obtuvieron reportes de datos de producción de los pozos del área para definir el
candidato óptimo para evaluar el proceso de IAV en el yacimiento.
95
4.4. Diseño de la investigación
Con el objetivo de identificar las propiedades petrofísicas, POES, producción acumulada,
reservas recuperables, reservas remanentes, comportamiento de presiones y fluidos, métodos
de producción, entre otros. El procedimiento utilizado para la ejecución de este proyecto se llevó
a cabo de la siguiente manera:
4.4.1. Obtención de la data
Posterior a delimitar la población; se ordeno la data que involucra información referente al
pozo seleccionado: Parcela, estación de flujo, categoría, completación, intervalo abierto a
producción, lentes completado, con el objetivo de determinar el candidato con las mejores
propiedades para evaluar en el la estimulación propuesta (inyección alterna de vapor). Datos
sobre la unidad de inyección de vapor y datos de la tubería isotermica. Las actividades en esta
etapa fueron las siguientes:
Recolectar y consolidar la evaluación petrofísica, producción y presión de los pozos del
bloque I.
Generación de las propiedades de fluido y de la roca, basados en las condiciones y datos
básicos del yacimiento y de los fluidos que contiene.
Construcción de gráficas a través de del programa Microsoft Excel, donde se mostró
claramente a través de los datos arrojados por los pozos la calidad de los intervalos
productores así como su capacidad de producción lo que permite estimar la cantidad de
petróleo extra para cada uno de ellos.
4.4.2. Actualización del comportamiento de presiones del yacimiento
Este proceso se fundamento en la actualización de la data de presiones tomadas en el
yacimiento; con el objeto de justificar el comportamiento de producción de los pozos desde él
inició de desarrollo del yacimiento, y por ende el comportamiento de producción (declinación) de
los pozos en el periodo de tiempo establecido. En esta etapa se actualizo el comportamiento de
las presiones del área para ubicar el mejor candidato.
4.4.3. Cálculos de las propiedades físicas y termodinámicas de la roca y de los fluidos.
Esta etapa es de gran interés para el desarrollo del estudio ya que en la inyección de
agua caliente y de vapor lo mas importante son las excelentes propiedades térmicas del agua,
ya se en estado liquido o en estado de vapor. Por lo que la determinación de las propiedades
96
térmicas del agua y del vapor es básica para un cálculo eficiente de la energía calorífica
presente en el proceso de inyección y/o estimulación con vapor.
En la Tabla 5 se presentan una base de datos generada en una hoja de cálculo de Excel,
donde fue cargada la información de la unidad de vapor propuesta para el estudio, como
capacidad de inyección diaria en barriles equivalentes de agua (se convirtió a toneladas
diarias), presión y temperatura de inyección disponible en superficie. Para determinar el tiempo
total de inyección y el periodo de remojo.
Tabla 5. Datos Operacionales y de Completacion del pozo UD-388.
Datos de operación en el cabezal del pozo:
Presión de vapor en el cabezal del pozo Pcab = 1600 LPC 1615 Lpca
Temperatura de la tierra en superficie TE(0) = 85 °F UD-659 ESTATICA
Total de toneladas de vapor a inyectar Ton = 8000 Ton
Tasa diaria de inyección del vapor qv = 300 Ton/día
Tasa de inyección del vapor qv = 1.884 Bls/día
Periodo de Remojo trm = 5 dias
Tiempo de inyección del vapor tiv = 27 dias
Tiempo total de estimulación con vapor tti = 27 dias 640 hrs
Datos de la calidad del vapor en el cabezal del pozo:
%Cl- en el agua de alimentación %Cl
-entrada = 15,0 %
Son valores de
datos
%Cl- en el agua de salida %Cl
-salida = 75,0 %
Calidad del vapor en el cabezal del pozo fs(0) = 0,80 fracción
Datos de la Completacion Mecanica del pozo:Se colocará una empacadura térmica, y el espacio anular contendrá aire inmóvil despresurizado
Diámetro del hoyo del pozo dhoyo = 9,875 pulg REV DE 7'' PULG PIES
Radio externo de la tubería de inyección rto = 1,750 pies Diámetro EXT 7 0,583
Radio interno de la tubería de inyección rti = 0,125 pies Diámetro INT 6,184 0,515
Rugosidad absoluta de la tubería de inyección ε = 0,00015 adimen Diámetro HOYO9,875 0,823
Conductividad térmica de la tubería de inyección λp = 0,00400 Btu/pie.hr.°F RADIO EXT rco 3,5 0,292
Revestidor del pozo inyector-productor Tipo = P-110 RADIO INT rci 3,092 0,258
Peso = 29 Lbm/pie RADIO hoyo rh 4,938 0,411
Diámetro externo del revestidor Dco = 7,0 Pulg
Radio externo del revestidor rco = 0,292 pies Tub de 3.5'' PULG PIES
Diámetro interno del revestidor Dci = 6,184 Pulg Diámetro EXT 3,5 0,292
Radio interno del revestidor rci = 0,258 pies Diámetro INT 2,992 0,249
Emisividad de la pared interna del revestidor εci = 0,900 adimen RADIO EXT rto 1,75 0,146
Conductividad térmica de cemento λcem = 0,500 Btu/pie.hr.°F RADIO INT rti1,496 0,125
(equivalentes de agua)
Bls quemaneja la bomba de la caldera
medida con un caudalimetro ó un
manomatro de diferencial. Minimo 1,884
Bls/d
97
En la tabla 5, también se ubican los datos operacionales a nivel de cabezal, los diámetros
internos y externos de la tubería de inyección, casing, rugosidad de la tubería, etc.
Para el caso de la calidad de vapor disponible a nivel de cabezal de pozo se considero igual
a la calidad del vapor que sale de la gabarra, ya que por ser una unidad portátil se desprecia el
calor perdido a nivel de superficie en las tuberías de inyección.
Se tomo la calidad del vapor directamente como datos suministrado por la Gerencia de
Operaciones de vapor, calculada con el método de los cloruros conocido el % de Cl- en el agua
de alimentación a la entrada y a la salida de la unidad de vapor (Ver capitulo II ).
Criterios de Selección del pozo candidatos a IAV en el Yacimiento Urdaneta-01 Pozo UD-388
De los seis (6) bloques que conforman el Yacimiento URD-01 se considero Bloque I por ser el
más depletado y de menor profundidad.
Pozos activos Categoría 1 y 2, con método de levantamiento artificial por Gas.
Pozos Verticales a hoyo revestido cañoneado.
Pozos ubicados en zonas de baja presión de yacimiento.
Pozos con buen desarrollo de arenas en la Formación Misoa (B-X-S/D) superior, esto es
alejado de la zona de transición y del CAP
Pozos con bajo corte de agua (menor a 10 %)
Pozo con reservas considerables.
En la Tabla N 6, se muestra un resumen de las propiedades térmicas de la roca y del vapor así
como el efecto de la temperatura sobre cada una de ellas. Para lo cual fueron cargadas en
Excel las correlaciones y ecuaciones estudiadas en el capitulo II de este estudio utilizadas para
la estimación de cada una de ellas.
Entre las propiedades térmicas de la roca que se incluyen: el calor específico, la
conductividad térmica, la capacidad calorífica de la roca saturada de agua y petróleo.
Las propiedades térmicas más importantes de los fluidos desde el punto de vista de
recuperación térmica son: la viscosidad, la densidad, el calor específico y la conductividad
térmica.
98
Tabla 6. Determinación de Propiedades Térmicas de la Roca-Fluidos.
Datos de la formación a estimular (Propiedades Roca / Fluido)
Profundidad del tope de la formación Dt = 6650 pies
Profundidad de la base de la formación Db = 6810 pies
Profundidad promedio de la formación Dprom = 6730 pies
Temperatura de la formación Tr1 = 161 °F h1 = 6175 pies
Temperatura de la formación Tr2 = 170 °F h2 = 6900 piesEstatica
UD-659
Temperatura de la formación TR = 170 °F
gradiente geotérmico gG = 0,012 °F/pie
Temperatura promedio de la formación Tprom = 168 °F
Espesor de la formación ht = 160 pies
Permeabilidad de la formación k = 1,057 Darcys
Gravedad del petróleo °API = 11,9 adimen
Presión / Pvt 1 1000 μo 1 = 455 Cps
Pe-actual 1300 μo @ Tmenor = 504 Cps
Presión / Pvt 3 1500 μo 3 = 536 Cps Tomado del PVT del pozo UD.342
Presión / Pvt 1 1000 μo 1 = 28 Cps
Pe-actual 1300 μo @ Tmayor = 30 Cps
Presión / Pvt 3 1500 μo 3 = 32 Cps Tomado del PVT del pozo UD.342
Densidad de petróleo ρo = 1,02 Lbm/pie3
Densidad del agua de Formación ρw = 60,90 Lbm/pie3
Pag 2-20 del manual de Recuperacion termica
Densidad de la roca Formación ρf = 142 Lbm/pie3
Densidad de la lutita ρl = 149 Lbm/pie3
Porcentaje de arcillosidad Vsh = 0,045Adimen
Densidad promedio de la formación ρr = 142,3 Lbm/pie3
Capacidad calorífica total de la Formación MS = 23,63 Btu/pie3
Difusividad térmica de form. adyacentes αhob = 0,04 pie2/hr rango 0,04 a 0,06
Calor especifico del petróleo Co = 0,45 Btu/Lbm.°F
Calor especifico del agua de Formación Cw = 1,00 Btu/Lbm.°F Pag 2-21 del manual de Recuperacion termica
Conductividad térmica de la roca khroca = 1,384 Btu/pie.hr.°F
Conductividad térmica de formac adyacentes khob = 1,00 Btu/pie.hr.°F 1,476
Calor especifico del gas de formación Cg = 0,5 Btu/Lbm.°F
Calor especifico de la roca Cr = 0,2 Btu/Lbm.°F
Calidad del vapor inyecctado X= 80,0 %
Relación gas / petróleo de producción Rg = 57 PCN/BN
Relación agua / petróleo de producción Rw = 0,03 BNA/BNP
Porosidad de la Formación Φ = 0,31 Fracción
Saturación de agua actual Sw = 0,26 Fracción
Saturación de petróleo actual So = 0,74 Fracción
Radio del pozo rw = 0,50 pies
Interespaciamiento entre pozos Ie = 150 mts
Radio de drenaje del pozo re = 492 pies
Presión estática actual de la formaicón Pe = 1300 Lpca
Presión de fondo fluyente en el pozo Pwf = 900 Lpca
Intervalo de tiempo del pronóstico de producción t = 5 días
Con la Ec. de
Tikhomirov
99
4.4.4. Cálculos de las pérdidas de calor en el sistema (Pozo-Yacimiento).
Para lograr determinar la declinación de la energía térmica hasta la cara de la arena
productora, fue necesario aplicar las ecuaciones matemáticas ya descritas en el Capitulo II de
esta investigación. Se diseño una hoja de cálculo en Excel donde se programaron estas
ecuaciones y correlaciones. En el caso de las pérdidas de calor en la línea de superficie (línea
que conduce el vapor desde el generador portátil hasta el cabezal del pozo) como tiene un
tramo muy corto, para efectos de este estudio se considero prácticamente despreciable por lo
que solo se determinaron las perdidas de calor a nivel de pozo y formación.
Cálculos de las pérdidas de calor en el pozo.
Él método que se utilizo para calcular las pérdidas de temperatura en el pozo fue el de
Willhite, el cual se fundamenta en el uso de un Coeficiente de transferencia de calor total para
un sistema formado por el espacio anular, las tuberías de inyección y revestimiento, el cemento
y el aislante en caso de que exista, se basó en las siguientes suposiciones:
Vapor inyectado por la tubería de inyección a temperatura, presión, tasa y calidad
constante.
El espacio anular (tubería de inyección-revestidor) se considera lleno de aire a baja presión.
(Para el caso de tubería convencional)
La transferencia de calor en el pozo se realiza bajo condiciones de flujo continuo, mientras
que la transferencia de calor en la formación es por conducción radial en flujo no continuo.
Dentro de la tubería de inyección, los cambios de energía cinética así como cualquier
variación en la presión del vapor debido a efectos hidrostáticos y a perdidas de fricción son
despreciables.
Se desprecia la variación de la conductividad y difusividad térmica de la tierra con
profundidad.
El proceso de cálculo es el siguiente para una tubería de inyección sin aislante:
Se calculo f(t) para 27 días (tiempo que dura la inyección) a través de la formula (2.73).
Luego calcular la emisividad por la ecuación (2.61).
Se supuso el valor de Tci relacionándolo con la temperatura de la formación (Te) y la
temperatura de saturación (Ts) por medio de la ecuación (2.18).
Se determino una temperatura promedio a través de la ecuación (2.55) y con esta se
calcularon las propiedades físicas del aire.
100
Calcular el Coeficiente de transferencia de calor por radiación (hr) de la ecuación (2.60); y
las variables como Pr (Numero de Prant) y se determino Gr (Numero de Gant) con las
ecuaciones (2.65; 2.66) respectivamente.
Calcular el coeficiente de transferencia de calor por convección (hc) de la ecuación (2.64).
Se determino el coeficiente de transferencia de calor total (Uto) a través de la formula (2.59).
Luego, obtuvimos el valor de Th relacionándolo con la temperatura de saturación (Ts) y con
la temperatura de la formación (Te) las cuales son temperaturas conocidas o estimables. Por
medio de la siguiente ecuación:
toto
he
toto
eheS
h
r
Ktf
r
TKtfT
T
*
*
**
……….(4.104).-
Con el valor de Th calculado se aplicó la ecuación (u) y se determinó el valor de Tco.
hS
hcem
co
htoto
hCO TTK
r
rr
TT
ln**
………(4.105).-
Se aplicó el proceso de iteración hasta lograr que el valor de Tci supuesto tenga una
diferencia de solo 0.1 de Tci calculado.
Con los resultados de las iteraciones se calculo la tasa de perdida de calor con la ecuación
(2.70).
Perdidas de calor para una tubería aislada
En este caso, se consideraron los datos suministrados por la compañía suplidora de la
tecnología tubería pre aislada (Nort Point). Para calcular las pérdidas de calor a través de la
tubería de inyección aislada con respecto a la convencional la diferencia radica en la
consideración del radio externo de la tubería pre aislada (rins), tomando en cuenta las
propiedades físicas del aire como fluido presente en el anular.
Tabla 7. Datos de la Tubería Pre-aislada
Espesor del aislante Δrins = 0,03125 pies
PULG PIES
Radio externo del aislante rins = 0,17708 pies Diámetro EXT 4.5'' 4,5 0,375Diámetro EXT
Tub Concentrica 3,5 0,292
Emisividad de la pared externa del aislante εins = 0,9 adimen Diámetro INT 2,992 0,249
rins RADIO Tub Aislada 2,125 0,177
Conductividad térmica del aislante λins = 0,004 Btu/pie.hr.°F rto RADIO EXT 1,750 0,146
rti RADIO INT 1,496 0,125
Tubería de inyección pre-aislada
TUBERIA ISOTERMICA
DE 3.5 x 4.5''
101
La Figura 20 resume la hoja de cálculo generada siguiendo la metodología anteriormente
explicada, para determinar las propiedades térmicas presentes en el anular el cual se
considera lleno de aire. Por lo que se determinan todas las propiedades fisicas del aire
contenido en el espacio anular. En este primer escenario se evalua en el pozo el uso de la
Tubería Convensional, iniciando los cálculos a una temperatura promedio (temperatura del
casing interno Tci y la temperatura en el exterior de la tubería de inyección convensional Tco.
Haciendo luego Tci=Tco se determinan el coeficiente de transferencia de calor por Conducción
(hc), por Radiación (hr) y finalmente el coeficiente de transferencia de calor total (Ut).
Conocido este coeficiente se calculan las perdidas de calor en el fondo del pozo a la
profundidad de 6730 pies.
Variable
DATOS DE
ENTRADAVALOR UNIDADES
Días de Inyección 27 días horas
Radio del Hoyo rh 4,9375 pulg pies
Difusividad Térmica de la Tierra 0,0445 pie2/hora
Emisividad de la Superficie Externa de la Tubería de InyecciónEto 0,9 adim
Emisividad de la Superficie Interna del Revestimiento Eci 0,9 adim
Diametro
Radio Externo de la Tubería de Inyeción rto 1,750 pulg 3,5
Radio Interno de la Tubería de inyección rti 1,496 pulg 2,992
Radio Externo del Revestidor rco 3,5 pulg 7
Radio Interno del Revestidor rci 3,092 pulg 6,184
Temperatura Original de la Formación Te 168 °F
Temperatura del Vapor Tto 605 °F °R
Conductividad Térmica del Cemento Khcem 0,5 Btu/hr*pie*°F
Conductividad Térmica de la Formación Khe 1,38 Btu/hr*pie*°F
Longitud (A2) L 6730 pies
raiz (α*t) 5,337
LN(2*raiz (α*t)/rh 3,256
F(t) para 27 días 2,966 adim.
Emisividad (Ecu. 4-51): Capacidad de la tuberia de absorver calore 0,852 adim.
Temperatura Casing (interno) (C13+C12)/2 Tci 481,066 °F °R 540,67
(Tci+Tto) Tavg 543,033 °F
Constante g 1,713E-09Btu/hora*pie2*°R
4
Constante de Stefan Boltzman 4,170E+08 pie/horaPropiedades físicas del Aire
(Contenido en el espacio anular a Tprom) Valor Unidades
Conductividad Térmica Khan 0,025 Btu/hr*pie°F
Viscosidad 0,070 lbs/pie*hora
Calor Especifico Cpan 0,249 Btu/hr*pie°F
Densidad 0,012 lbs/pie3
Ec. Resuelta por Ramey
Coeficiente de Expansión Termica 0,002 °f-1
Coeficiente de Transferencia de Calor por Radiación (Ecu. 4-50) hr 5,912Btu/hr*pie2*°F Pérdidas de Calor en el Pozo
Q
Btu/hora BTU/hora pieNro de Pram Pr 0,691 Adim. Q=2.(3,1416)*rto*Uto*(Ts-Th)*L 4665805,30 693,3Nro de Gr Gr 3472,014 Adim. Q=(2.(3,1416)*khe*(Th-Te)*L)/ F(t) 4665805,30 693,3Variables auxiliares (Gr*Pr)^0,333 13,350 Q=(2.(3,1416)*Khcem*(Tco-Th)*L)/LN(rh/rco) 4665805,30 693,3
Variables auxiliares (Pr)^0,074 0,973Variables auxiliares Ln(rci/rto) 0,569
Coeficiente de Transferencia de Calor por Convección hc 0,193
Coeficiente de Transferencia de Calor Total Uto 3,786 Btu/hr*pie2*°F
Temperatura del Cemento Th 405,13 °F Calidad del vapor Inyectado X 0,784 98%
Temperatura del radio externo del revestidor Tco 481,07 °FTci-Tco -0,00229
Pérdidas de Calor en el Pozo "Sin Aislante"
rh
AN
ULA
R
Figura 20. Determinación de la Temperatura en el fondo del pozo (Tubería Convencional).
102
A continuación en la Figura 21 se muestra un cuadro resumen de la hoja de cálculo generada
siguiendo la metodología anteriormente explicada, pero esta vez considerando en el pozo el uso
de la Tubería Pre aislada, en ella se inician los cálculos a una temperatura promedio entre la
temperatura del casing interno Tci y la temperatura en el exterior de la tubería de inyección
aislada Tins. Se determinan variables auxiliares como el número de Pran (Pr), numero de Grant
(Gr) y otras que permiten calcular el coeficiente de transferencia de calor por Conducción (hc),
por Radiación (hr) y finalmente el coeficiente de transferencia de calor total (Ut). Se toma
directamente la Conductividad Térmica de la tubería pre asilada para calcular la perdida de
calor total en el pozo a una profundidad de 6730 pies.
Variable
DATOS DE
ENTRADA VALOR UNIDADES
Días de Inyección 27 días 648 horas
Diametro del Hoyo rh 9,875 pulg 0,82 pies Conductividad Térmica Khins 0,004 Btu/hr*pie*°f
raiz (α*t) 5,3699
LN(2*raiz (α*t)/rh 2,5689 BTU/hora pie
Conductividad Térmica del Cemento Khcem 0,50 Btu/hr*pie*°f Q1 Btu/hora 348079,70 Btu/hora 51,72
Emisividad de la Superficie Interna del RevestimientoEci 0,900 adim Q2 Btu/hora 349913,69 Btu/hora 51,99
Emisividad de la Superficie Externa de la Tubería de
Inyección Eto 0,900 adimQ3 Btu/hora 348136,75 Btu/hora 51,73
Radio Externo de la Tubería de Inyeción (Dext=3.5'') rto 1,750 pulg0,146 pies
Radio Interno de la Tubería de inyección
(Dint=2.992'')rti 1,496 pulg
0,125 piesPérdidas de Calor en el Pozo
Radio Externo del Revestidor (Dext=7
'')rco 3,500 pulg
0,292 pies
Radio Interno del Revestidor
(Dint=6.184'')rci 3,092 pulg
0,258 pies
Radio Externo del aislante rins 2,125 pulg 0,177 pies
Emisividad (Ecu. 4-51): Capacidad de la tub. De
absorver calor e 0,858
Emisividad del aislante (Ecu. 4-53): e ins 0,900
Difusividad Térmica de la Tierra 0,045 pie2/hora
Conductividad Térmica de la Formación Khe 1,38 Btu/hr*pie*°f 0,277
raiz (α*tiny hrs) 5,370
LN(2*raiz (α*t)/rh 2,569
F(t) para 27 días F(t) 2,2789 adim.
Longitud (A2) L 6730 pies
Temperatura Original de la Formación 168 °f
Temperatura del Vapor Tto 605 °f 341,069
(C26+C25)/2 Tins asumido 203,343 386,5
Tpromedio 192,5Constante g 1,71E-09 Btu/hora*pie
2*°R
4
Constante de Stefan Boltzman 4,17E+08 pie/hora
Propiedades físicas del Aire
(Contenido en el espacio anular a Tins) Valor Unidades
Conductividad Térmica Khan 0,018 Btu/hr*pie°F
Viscosidad 0,051 lbs/pie*hora
Calor Especifico Cpan 0,241 Btu/hr*pie°F
Densidad 0,002 lbs/pie3
Coeficiente de Expansión Termica 0,0016 °f-1
Coeficiente de Transferencia de Calor por Radiación hr' 1,6346
Nro de Prand Pr 0,69758 Adim.
rci-rins 0,0806 pies
Nro de Gr Gr 22763,15
Variables auxiliares (Gr*Pr)^0,333 25,0539Variables auxiliares (Pr)^0,074 0,9737
Coeficiente de transferencia de calor por convección hc' 0,320
Coeficiente de Transferencia de Calor Total (Ec. 4.49) Uto 0,133 BTU/hr*pie
Temperatura del Cemento Th 194,370
Temperatura del radio externo del revestidor Tco 181,665
Tci-Tco 21,678
Ec. 4.73 Tins calculado 205,382
Pérdidas de Calor en el Pozo "Con Aislante"
Q=2.(3,1416)*rto*Uto*(Ts-Tco)*L
Q=(2.(3,1416)*khe*(Tco-Te)*L )/ F(t)
Q=(2.(3,1416)*Kins*(Tto-Tins)*L / LN(rins/rto)
PROPIEDADES FÍSICAS DE LA TUBERIA AISLADA
rh
A
I
S
L
A
M
I
E
N
T
O
A
N
U
L
A
R
Figura 21. Determinación de la Temperatura en el fondo del pozo (Tubería Pre aislada).
103
La constancia de los valores calculados del calor perdido Q obtenido por dichas ecuaciones
mediante la iteración demostrará la veracidad de la solución obtenida.
Cálculos del Radio de Calentamiento.
Para el desarrollo de este objetivo, fue utilizado el modelo matemático de Marx and
Langenheim, el cual permite calcular el área, determinar las perdidas de calor en la formación y
la distribución de la temperatura durante la inyección. La reserva es considerada con espesor
uniforme, con fluidos y rocas apropiadas. El vapor es distribuido uniformemente a través de la
sección vertical de la región alejada. Este modelo asume que cuando las reservas son
calentadas por la inyección de fluidos calientes una fracción significante de la energía inyectada
se pierde por encima y por debajo de las formaciones Qob por conducción en dirección
perpendicular en sentido al flujo del vapor. En la Figura 22 se observa el detalle para determinar
el radio calentado.
Figura 22. Cálculo del radio de calentamiento.
El procedimiento matemático que se llevo a cabo para determinar el radio de calentamiento
fue el siguiente manera:
1.- Cálculo de las Propiedades de la Roca y de los Fluidos:
Temperatura de Saturación:
.34.6051600*1.115*1.115225.0225.0
FTTPT SSSS
Gravedad Especifica:
987.09.115.131
5.141
5.131
5.141
ooo
API
Densidad del Crudo, Agua y Vapor:
rh
Ah
Área de la zona calentada a tiempo t
As= Qi * Ms * ht * F14*Khob*Mob*(Ts-Tyac)
Radio de la zona calentada
rh= V As/3,1416
104
333
/48
1885
683.6051
987.0*/4.62
1885
681
*/4.62pieslbsm
pieslbm
T
pieslbmCRUDO
S
O
CRUDO
39588.09588.0
/24,39.363
1600
9.363pieslbsm
PVAPOR
S
VAPOR
3
2/75,45
*000657.0*0325.06.6*000023.001602.0
1pieslbsm
TTAGUA
SS
AGUA
La densidad de la roca fue considerada, tomando la data del análisis de roca realizado al
pozo UD-511 núcleo utilizado, en el siguiente gráfico se muestra que la mayor frecuencia nos
indica que la densidad de la roca matriz es de 2.65 Gr/cc, lo que equivale a 166 lbsm/pies3.
Histograma de Densidad Yacimiento Urdaneta_01
(Nucleo UD-511)
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2,62 2,64 2,65 2,66 2,67 2,68 2,69 2,7 2,72 2,76
Densidad de matriz (gr/cc)
Fre
cu
en
cia
Figura 23. Histograma: Densidad del Yacimiento Urdaneta-01. Análisis de Núcleo UD-511.
Entalpia del agua a la temperatura de saturación y temperatura inicial del yacimiento:
lbmBtuhFT
Th W
S
SW /15,634100
3,605*68
100*68
24.124.1
lbmBtuhFT
Th W
r
rW /34,130100
16968
100*68
24.124.1
105
Calor latente de vaporización:
lbmBtuLFTL VSV /2,5403,605705*94705*9438.038.0
La energía contenida del vapor inyectado, viene definida a partir de la siguiente ecuación, la
cual involucra la calidad del vapor en la cara de la arena (antes calculada):
lbmBtulbmBtulbmBtuHLfHH WrVdhsdWTS /34,130/21,540*76.0/15,634
./79,914 lbmBtuH S
Capacidad calorífica del agua:
FlbmBtuC
FF
lbmBtulbmBtu
TT
ThThC W
rS
rWSW
W
/155.1
1693,605
/34,130/15,634
Capacidad calorífica volumétrica del agua:
FpiesBtuMpieslbmFlbmBtuCM WWWW 33 /84,52/75,45*/155.1
Capacidad calorífica del petróleo:
FlbmBtuCFT
C O
O
S
O
/665.0987.0
3,606*00045.0388.0*00045.0388.05.0
Capacidad calorífica volumétrica del petróleo:
FpiesBtuMpieslbmFlbmBtuCM OOOO 33 /92.31/48*/66.0*
Capacidad calorífica de la roca:
FlbmBtuCFTC rSr /543.03,605*0006.018.0*0006.018.0
Capacidad calorífica volumétrica de la roca:
FpiesBtuMpieslbmFlbmBtuCM rrrr 33 /90/166*/543.0*
Calculo de la Capacidades Caloríficas Volumétricas de cada Arena:
FpiesBtuMCCSCSM RrrWWWOOOR 3/29.7311*
FpiesBtuM R 3/11.742
FpiesBtuM R 3/11.74)3(
1. Cálculo del flujo másico del calor inyectado .
m :
Este parámetro fue determinado sobre la base del análisis de transmisibilidades descrito
anteriormente; después de estimar la cantidad de vapor absorbido por las arenas que
106
conforman el pozo en estudio UD-388. En este caso el resultado del calor inyectado fue de
23280459 BTU/hra.
2. Cálculo del Tiempo Critico Adimensional:
Para calcular el Tiempo Crítico Adimensional se requirió conocer la Capacidad Calorífica
Volumétrica de las Formaciones Adyacentes, la cual viene dada por la siguiente ecuación:
FpieBtuMhorapie
FpiehoraBtu
TérmicadDifusivida
TérmicadadConductiviM SS
3
3/25,34
/04.0
*/37,1
_
_
El Tiempo Adimensional para cada arena se calcula a partir de la siguiente ecuación:
073.0)1(***4 2
2
DR
SD tt
hMM
t ; 229.0)2( Dt ; 417.0)3( Dt
Se determinó el factor a partir de los datos contenidos en la tabla 4.1, y los ya conocidos:
1/2 DD
t
D tterfcetG D ………(4.110).-
3.- Calculo del Área y del Radio de la zona calentada:
La ecuación que nos permitió estimar el área de la región calentada es la siguiente:
DSrSRSh tGMTThMmHA2
4/
Siendo ya conocidas todas las variables que involucra la misma; así entonces el radio de
la región calentada se calculo como sigue:
hh Ar
Todos los cálculos anteriores son resumidos en la hoja de cálculo diseñada en Excel donde se
presentan los resultados obtenidos.
La Figura 24, parte de la hoja de cálculo diseñada para determinar el radio de la zona
calentada, específicamente la arena superior, basada en el cálculo del área estimulada y
calentada propuesta en el Modelo de Marx y Langenhein. Se aplico el procedimiento explicado
por lente o arena estimulada, en esta oportunidad son tres.
107
Figura 24. Determinación del Radio de Calentamiento pozo UD-388 (Lente 1).
Una vez determinado el valor correcto de Tins, se calculan los valores de Tco y Uto, y con
estos el calor perdido en el fondo del pozo Q, para proceder luego a determinar el calor perdido
hacia las formaciones adyacentes Qob. La eficiencia térmica a nivel de la formación es
principalmente función del tiempo y del espesor. Por lo tanto, la inyección en una formación de
poco espesor no es aconsejable ya que las pérdidas de calor hacia las adyacencias podrían ser
tan altas que no haría factible el proceso.
4.4.5. Predicción del comportamiento de la producción de petróleo.
Para realizar la estimación de producción se indican los pasos de cálculo iterativo pautados
en el Modelo de Boberg y Lantz, estudiado en el Capitulo II de este estudio:
Se calcula el radio máximo de calentamiento de la arena de interés para cada paso de
tiempo.
Se calcula para estos intervalos de tiempo de inyección el tiempo adimensional de
inyección, dado por el modelo de Marx y Langenheim.
22
4
hty
obhobD
h
t
M
MKt (1)
108
Siendo:
tD = tiempo de inyección adimensional.
khob = Conductividad térmica de las formaciones adyacentes, Btu/hr Pie °F.
Mob = Capacidad calorífica de las formaciones adyacentes, Btu/Pie3 °F.
My = Capacidad calorífica de la formación productora, Btu/Pie3 °F.
t = tiempo, horas.
hht = Espesor total de la formación estimulada, Pie.
Se calcula para cada paso de tiempo de inyección adimensional, la función transitoria de
Marx y Langenheim, FML dada por:
12)( D
D
t
ML
tterfceF D
(2)
Se calcula una temperatura promedio inicial para los cálculos, dada por:
2
)( ysi
cprom
TTT
(3)
Con la temperatura promedio calculada previamente, se evalúa ahora la viscosidad del
petróleo en la zona fría y estimulada respectivamente. Es decir, con la temperatura
actual del yacimiento, se calcula la viscosidad del crudo en la zona no estimulada of,
según Kartoatmodjo, para petróleos pesados ésta viene dada por
2003653.0078.16311.0 FxFxof (4)
Donde:
xxF Rs000845.0106114.02478.0 Rs
od
00081.0105165.043.0 (5)
Siendo:
)9718.26)(log7526.5(8177.28 )(log1016
T
od APITxx (6)
Considerando el modelo de Boberg y Lantz, suponiendo que ocurre flujo radial a través
del sistema radial compuesto de las dos zonas de flujo en serie. La primera zona de flujo
se extiende desde el radio del pozo productor rw, hasta el radio del frente de la zona de
109
calentamiento. Siendo la viscosidad del petróleo en esta zona, μoc, viscosidad del
petróleo frío a la temperatura original del yacimiento. Así, considerando condiciones de
flujo radial y tomando el espesor de la arena en el pozo inyector, se calcula la tasa de
flujo de petróleo, que vendrá dada por:
w
md
of
wfmdt
oc
r
r
Pkhq
ln
)(Pr081.7
(7)
La segunda zona de flujo es la calentada, que se encuentra entre la distancia radial rh y
el radio del pozo inyector rw, en la cual la viscosidad del petróleo μoh, evaluada a la
temperatura promedio, y se calcula la tasa de flujo estimulada, dada por
md
s
m
rmdsh
so
r
r
PPkLq
ln
)(081.7
8)
Se supone que todo el vapor inyectado al yacimiento a la presión de inyección piny,
entrega su calor latente de condensación al petróleo, y al aplicar el principio de
conductividad en serie, se calcula la tasa de petróleo estimulada qoh, en función de
tiempo, y viene dada por
md
s
m
w
md
of
t
oh
r
r
r
r
PwfPinykhq
lnln
)(081.7
(9)
Aquí, se calculan qr y qz que respectivamente son:
qr: Densidad de flujo de calor por conducción en la dirección radial y viene dada por la ecuación
(22):
4 0.0241833 0.149516 2 0.18217 r 0.41269 0.180304 rq rrr (10)
Donde:
2log
calob
inyhob
rrM
TK
(11)
110
qz: Densidad de flujo de calor por conducción en la dirección vertical y viene dada por la
ecuación
(24):
32
z 0.035737 0.239719 - 0.56832 - 0.474884 q zzz (12)
Aquí:
2
4log
aumob
inyhob
zLM
TK
(13)
Siendo:
Haum: Espesor de la arena aumentada del pozo estimulador por calentamiento, pies y
viene
dada por:
ML
Dtaum
F
thh (14)
Se calcula el calor removido por la producción de petróleo y el gas de formación, el cual
viene dado por:
)()615.5( ypromcgooog TTCpRGPCpH (15)
Donde.
ρo es la densidad del petróleo en Lbm/Pie3, y viene dada por:
)3634()5.131(
33287592
ypromc
oTTAPI
(16)
Se calcula el calor específico del petróleo, Cpo en Btu/Lbm °F, y viene dado por:
111
API
TyTpromc
Cpo
5.131
5.141
200045.0388.0
(17)
Se calcula el calor removido por el agua producida de la formación, dada por:
www CpRAPH 615.5 (18)
Se calcula la capacidad calorífica de la formación productora, que viene dada por:
)()1( ggagwwwaoooarrfp pCSCpSpCSCpM (19)
Se calcula el calor total removido por los fluidos producidos, el cual viene dado por:
1
0 2 )(2
1dt
TTMLr
H
ysifpaummd
fp
fp
(20)
Donde:
rmd = Radio del área calentada.
Tprom = Temperatura promedio.
Hfp = Tasa total de calor removida por los fluidos producidos, y viene dada por:
wwestogohfp HqHqH (21)
Siendo:
qoh = Tasa de petróleo estimulada.
qwe = Tasa de agua de formación producida.
Hog = Calor removido por el petróleo y el gas.
Hw = Calor removido por el agua de formación.
Ahora se procede a calcular de nuevo la temperatura promedio Tprom.
fpfpzrysiycprom qqTTTT )1()(
(22)
112
Nota: como fp depende de la Tprom. La ecuación de esta temperatura debe resolverse en forma
iterativa, se calcula la Tprom y se compara con la anteriormente supuesta.
Sí: Tprom. > Ty , Se hace Tprom. = Ty
Se procede a repetir los cálculos con la nueva temperatura promedio.
En las tablas 8 y 9, mostradas a continuación se puede apreciar la hoja de datos y la hoja de
calculo como tal basada en el Modelo de Boberg y Lants el cual propone determinar la
viscosidad en frío y viscosidad en la zona calentada, las cuales afectan ampliamente el
comportamiento de producción. La zona calentada se deteriorara con el tiempo debido a las
perdidas de calor hacia las formaciones adyacentes, perdidas por la conducción radial y perdida
por los fluidos producidos. Como resultado de estas perdidas la temperatura en la zona
calentada declinara a una temperatura promedio (Tavg) a un tiempo mayor a 0.
Tabla 8. Resultados tasa de producción en frío vs Tasa estimulada.
POZO UD 388
MODELO BOBERG-LANTZ
Espesor de arena neta a calentar 105 pies
Permeabilidad efectiva 0,5 md
Factor Adimencional X (función de radio, tiempo, propiedades térmicas) -2,464 Adim.
Factor Adimencional Y (función de radio, tiempo, propiedades térmicas) -2,941 Adim.
Espesor Aumentado de la Formación (h) 115,91 Adim.
Solución Unitaria de la Ec. De Conducción de Calor en la dirección Radial (vr) 0,958 Adim.
Solución Unitaria de la Ec. De Conducción de Calor en la dirección Vertical (vz) 0,982 Adim.
Calor Removido de la Formación por el Petróleo y el Gas Producido (Ho,g) 8.122,7 btu/bn
Calor Sensible y Latente Removido de la Formación por el Agua y Vapor Producido (Hw,s)229.996,6 btu/bn
Tasa de Calor removido con los Fluidos Producidos (Hf) 36.804.374 btu/día
Energía Removida por Medio de los Fluidos Producidos en función del tiempo (Ss) 3,6307E-03 Adim.
ITERACION ES
Temperatura Promedio Calculada entre el vapor y el yacimiento Tavg© 576 ºF
Delta de temperatura entre la asumida y la calculada (objetivo 0) (0)
Tavg 575,99
qoh 154,56 B/D
uoh 8,44 CPS
Ho,g 8122,67 BTU/BN
Hw,s 229996,63 BTU/BN
Ss (Energía Removida por Medio de los Fluidos Producidos en función del tiempo) 0,0036307 ADIM
Tavg© 575,95 ºF
ATavg© -0,038 ºF
Producción sin efecto del vapor Qo(frio)-------------------------------------->(qoc) 155 BPPD
Producción inicial máxima del pozo Qi(max) ----------------------------------------> 863
Producción por efecto del vapor Qo(IAV)-------------------------------->(qoh) 788 BPPD
Con aislante en el anular
Tabla 9. Datos de alimentación para aplicar el modelo de Boberg y Lantz.
113
YACIMIENTO URDANETA 01
POZO UD 388
Presión estática 1300 lpca
presión de fondo fluyente 1000 lpca
Calidad del Vapor en la Cara de la Arena 80,0%
Presion de Inyeccion 1600 lpc
Radio de Drenaje del Yacimiento (Re) 150 pies
Radio del Pozo (Rw) 0,411 pies
Tasa fria del pozo 75 B/D
tiempo de remojo 5 días
Ts 605 ºF
Calor latente del vapor 542,10 btu/lbs
Calor Específico del Agua 1,00 BTU/lbs-ºF
Capacidad Calorífica de la Formación Adyacente (Mob) 58,1 Btu/pi3-ºF
Capacidad Calorífica de la Arena/Yacimiento (Ms) 35,52 btu/pie3-ºF
Conductividad Térmica de la Roca Kh(roca) 1,38 btu/hr*pieºF
Conductividad Térmica del Crudo Kh(hidrs) 0,0654 btu/hr*pieºF
Temperatura del Yacimiento 168 ºF
Gravedad del Petróleo (Gv(o)) 0,987 Adim.
API 11,9
Espesor de arena neta a calentar 105 pies
Tiempo de Inyección Total 27 días
Tiempo de Inyección Total 648 hrs
Tiempo Adimensional (td)0,01493 adim
Funciónde Marx-Langenheim (F1) 0,0135 adim
Area Cubierta por el Vapor en un Tiempo Tiny. (As) 14086 pie2
Calor especifico del petroleo a Tr 0,06
Densidad del Crudo a Temp. Del Yacimiento Do@yacim 57,19 lbs/pie3
Densidad del Agua a temp. Del yacimiento Dw@yacim 60,89 lbs/pie3
Pies calentados a un Tiempo Tiny (rh) en Función de un Circulo (ideal) 66,96 pies
Pies calentados a un Tiempo Tiny (rh) en Función de un Cilindro (más real) 20 mts
Radio contactado por el vapor(rvapor) 41 pies en la vecindad del pozo
Tasa de Inyección Total a un Tiempo Tiny (Qi) ideal 23.922.004 BTU/hr
Calor total inyectado al pozo (Qi) 23,92 MMBTU/hr
Temperatura promedio entre la del vapor y la del yacimiento (base proceso iterativo) 576 ºF
Temperatura original del yacimiento 168 ºF
Viscosidad del Crudo Frío @ C.Y. (Uoc). Depende de ºAPI, Presión y Temperatura 122 cps
Viscosidad del crudo calentado (correlación de Kattoarmojo) 8,438 cps
Viscosidad del Crudo a C.N. (60ºF/15 lpc) Uc.n. Depende de ºAPI. (miu oc) 122,305 cps
Presión estática 1300 lpca
Presión de fondo fluyente 950 lpca
Presión de Saturación (Ps) @ Tavg. 1282,80 lpca
Presión de Saturación (Ps) @ Tyacim. 5,37 lpca
Sí Ps>Pwf ---Rw=Rs= 1
Sí Ps<Pwf, Rw=1, Rs=0,000136*R
Agua Producida en estado de vapor por BN de Petróleo Producido, BN de Vapor (Rs) 1 bn/bn
Razón de Agua/Petróleo Producido (Rw) 0,05 bn/bn
Entalpía de Saturación @ Ps(Tavg) (hs) 1.225 BTU/lbs
Entalpía del Agua @ Ps(Tavg) (hw) 574,2 BTU/lbs
Calor Latente @ Ps(Tavg) (Lv) 651 btu/lbs
Entalpía de Saturación @ Ps(Tyacim.) (hs) 1.143 BTU/lbs
Entalpía del Agua @ Ps(Tyacim.) (hw) 140 BTU/lbs
Calor Latente @ Ps(Tyacim.) (Lv) 1003 btu/lbs
Relación Gas Petróleo Total Producido (R) 0 pcn/bn
Relación agua/petróleo Producido (Rw) 0,05 bn/bn
td=(4*(Kob*Mob*(t hrs)))/
((Ms^2)*(h^2))
114
CAPITULO V
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
5.1. Resultados de la recopilación de información estadística
Las tablas 8, 9, 10 y 11, muestran los resultados obtenidos en las iteraciones. Donde una
vez determinado el Tci se procede a calcular por iteración los valores correctos de Tco y Uto y
por lo tanto se puede calcular Q (Calor perdido en el fondo del pozo) mediante la ecuación
(2.72) y finalmente obtener la calidad del vapor en fondo de pozo de 47% , esto para el caso de
la tubería convencional mediante la ecuación (2.57). Para evaluar la tubería pre aislada, se
aplico el mismo procedimiento pero se determina la temperatura en la tubería aislada Tins en
lugar de Tci obteniendo finalmente una calidad en fondo de 76%. La constancia de los valores
calculados de Q obtenido por dichas ecuaciones demostrará la veracidad de la solución
obtenida.
Tabla 8. Resultados del Proceso Iterativo para determinar Coeficiente de Transferencia de
calor para tubería convencional (Uto=3,786).
NRO DE
ITERACION
Tci
(°F)
Th
(°F)
Tco
(°F)hr
(Btu/hr*pie2*°F)
hc (Btu/hr*pie2*°F)
Uto (Btu/hr*pie2*°F) Tci-Tco
0 386,5 405,133 481,068 5,912 0,193 3,786 0,001 386,500 396,052 469,079 5,162 0,191 3,482 -82,582 469,079 404,026 479,606 5,812 0,194 3,747 -10,533 479,606 404,999 480,891 5,900 0,193 3,781 -1,294 480,891 405,117 481,047 5,911 0,193 3,785 -0,165 481,047 405,132 481,066 5,912 0,193 3,786 -0,026 481,066 405,133 481,068 5,912 0,193 3,786 0,00
PROCESO DE ITERACIÓN
En la tabla 9, se muestran las perdidas de calor igual a 693 Btu/hra por cada pie de profundidad
usando la Tubería Convencional.
Tabla 9. Pérdidas de calor a nivel de pozo (Tubería Convencional).
Pérdidas de Calor en el PozoQ
Btu/hora BTU/hora pie
Q=2.(3,1416)*rto*Uto*(Ts-Th)*L 4665805,30 693,3
Q=(2.(3,1416)*khe*(Th-Te)*L)/ F(t) 4665805,30 693,3
Q=(2.(3,1416)*Khcem*(Tco-Th)*L)/LN(rh/rco) 4665805,30 693,3
Pérdidas de Calor en el Pozo "Sin Aislante"
115
Tabla 10. Resultados del Proceso Iterativo para determinar Coeficiente de Transferencia de
calor para tubería aislada (Uto=0,133).
NRO DE
ITERACION
Tins
(°F) supuesto
Tci
(°F)
Tins
(°F) cal
hr
(Btu/hr*pie2*°F)
hc
(Btu/hr*pie2*°F)
Uto
(Btu/hr*pie2*°F)
Tinssup-Tins
cal
0 386,500 181,665 205,382 1,635 0,320 0,133 181,118
1 386,500 174,232 194,170 2,436 0,871 0,136 192,330
2 194,170 179,717 204,356 1,593 0,277 0,133 -10,186
3 204,356 179,427 203,246 1,630 0,335 0,133 1,110
4 203,246 179,459 203,353 1,626 0,329 0,133 -0,107
5 203,353 179,456 203,343 1,626 0,330 0,133 0,0106 203,343 181,665 205,382 1,635 0,320 0,133 -2,040
PROCESO ITERATIVO
En la tabla 11, se observan las perdidas de calor 51,7 Btu/hra por cada pie de profundidad,
lo que representa un 90% menos con respecto al uso de la tubería convencional.
Tabla 11. Pérdidas de calor a nivel de pozo (Tubería Isotérmica).
Btu/hora BTU/hora pie
348079,70 51,72
349913,69 51,99
348136,75 51,73
Q=2.(3,1416)*rto*Uto*(Ts-Tco)*L
Q=(2.(3,1416)*khe*(Tco-Te)*L )/ F(t)
Q=(2.(3,1416)*Kins*(Tto-Tins)*L / LN(rins/rto)
Pérdidas de Calor en el Pozo "Con Aislante"
Para determinar los valores de calidad en el fondo del pozo se aplico la ecuación
LvW
piesZdocalorperdiQerficiefforCalidadVap
diaton
ST*
)(*)()sup()(
Donde:
fst: Calidad del Vapor en superficie
Z: Profundidad en pies
Q: Calor perdido en el fondo del pozo (Btu/hra)
W: Tasa de inyección de Vapor en ton/dia
Lv: Calor latente de Vaporización (Btu/Lbs)
116
Una vez determinados el calor perdido en fondo, y conocidas la tasa de ineyccion y el calor
latente, se sustituyen en la ecuación anterior. Se determino una Calidad en el fondo del pozo de
46% cuando se usa Tubería Convencional y 76% cuando se usa Tuberia Pre/aislada.
La calidad es inversamente proporcional a la profundidad, a medida que el vapor fluye por la
tubería va perdiendo energía en forma de calor. Con la reducción de la calidad, la contribución
del calor latente al contenido de calor del vapor húmedo disminuye. Los efectos de estas
pérdidas se ven reflejados en el momento que el vapor se condensa, ya que en ese instante la
energía contenida en el se libera, permitiendo la transferencia de calor a la formación. Las
pérdidas de calor a medida que aumenta la profundidad son reflejadas en la
Figura 25 , se corrobora lo anteriormente expuesto.
Profundidad
(pies)
Calidad Tub.
Aislada
Calidad Tub.
Desnuda
0 0,78 0,784
1000 0,78 0,75
2000 0,77 0,70
3000 0,77 0,65
4000 0,77 0,60
5000 0,77 0,55
6000 0,76 0,50
6730 0,7604 0,47
Calidad vs. Profundidad
Q perdido Vs Profundidad
y = -20812x + 16542
R2 = 0,9978
y = -343433x + 267775
R2 = 0,9992
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0,40,50,60,70,80,9
Calidad (%)
Pro
fun
did
ad
(p
ies
)
Lineal (Calidad Tub. Desnuda)
Lineal (Calidad Tub. Aislada)
Figura 25. Calidad del Vapor Tubería Convencional vs. Tubería Pre ailsda Pozo UD-388.
En la Figura 26, se muestra que una cantidad de calor perdido de 349 M BTU/hra para la
tuberia aislada y de 4665 MM BTU/hra para la tuberia convencional o desnuda, considerando
que el Calor total inyectado es de 23.280.459 BTU/hr (1884 bls equivalentes de agua con un
calor latente de 540, 2 Btu/lbm).
A medida que tengamos tasas altas y constantes las pérdidas disminuyen ya que el
movimiento del vapor en la tubería de inyección es mas alto, y por esto la mayor energía esta
orientada al yacimiento, y esta energía es lenta de disiparse, aunque los volúmenes
117
correspondientes a las zonas calentadas para tasas de inyección mas alta, son mayores, las
tasas de disipación de energía térmica son mas bajas.
Q perdido Vs Profundidad
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 500000
1000000
1500000
2000000
2500000
3000000
3500000
4000000
4500000
5000000
BTU/hr pie
Pro
fun
did
ad
(p
ies) Tub de Iny.Aislada.
Tub de Iny.Desnuda.
Figura 26. Perdidas de Calor vs Profundidad.
A continuación, se anexa cuadro comparativo de los resultados de usar la tubería isotérmica
versus la tubería convencional, el cual fue realizado mediante dos métodos diferentes: el
primero en color celeste representa los valores obtenidos por la hoja de cálculo de Excel
diseñada en el desarrollo de este trabajo y el segundo valor ubicado en las columnas de color
turquesa fueron realizadas por la gerencia de tecnología mediante el software de la compañía
que suministra la tecnología (Nort Point). Ver Apéndice 1.
Tabla 12. Cuadro Comparativo de variable: Tubería Convencional Vs. Tubería Isotérmica.
VARIABLE
Conductividad Termica kacero = 25.9 kacero = 25.9 0.004 0.004
BTU/h-pie-F K Nitrogeno= 0.025 K Nitrogeno= 0.025
TOTAL CALOR PERDIDO
(fondo del pozo) BTU/h 4665805,3 6765824,0 349913,69 525602,04
PERDIDA DE CALOR
BTU/h-pie-F 693 1017 52 79
CALIDAD DE VAPOR FONDO % 47 40 76 76,5
Considerando 80% de cabeza
TUBERIA CONVENSIONAL TUBERIA ISOTERMICA
118
Al momento de porcentualizar la cantidad de vapor recibido por lente, se obtuvo los siguientes
resultados:
Tabla 13 Porcentajes de Vapor recibido por Lente. (Hoja de cálculo).
1 2 3
1100 450 980 milidarcy FACTOR Q1 0,6238
1,1 0,45 0,98 darcy FACTOR Q2 0,1438 96990
FACTOR Q3 0,2324 QTOTAL 8000 ton BAPD
1 2 3 62 % Q1 4990 ton 90,73 185 ##
55 31 23 pies 14 % Q2 1151 ton 37,12 43 ##
23 % Q3 1859 ton 80,83 69 ##
8000 208,68 296,3
1 2 3
60500 13950 22540
40%
1 2 3
440 180 392 milidarcy FACTOR Q1 0,62
FACTOR Q2 0,14 38796
FACTOR Q3 0,23 QTOTAL 8000 ton
1 2 3 1 62 % Q1 4990,21 ton 90,73
24200 5580 9016 2 14 % Q2 1150,63 ton 37,12
3 23 % Q3 1859,16 ton 80,83
RADIO DEL HOYO 4,9375 0,4115
P DE FORM. 1300 Lente
Viscosidad area
calentada
Movilidad
DARCY/CSP
PWF SIMULADA 1000 h (pies) 1 45 24,44
2 45 10,00
RADIO CALENTADO 1 69 pies 55 3 45 21,78
RADIO CALENTADO 2 85 pies 31
RADIO CALENTADO 3 94 pies 23
174
778
CALCULOS CON PERMEABILIDAD EFECTIVAS
CALCULOS CON PERMEABILIDADES ABSOLUTAS
Calculos con 76%
de Calidad en la
Q
Bls/día
495
110
TRANSMISIBILIDADES
VISCOSIDADES CALCULADAS CON LAS
CURVAS DE VISCOSIDAD
TRANSMISIBILIDAD TOTAL
PERMEABILIDADES EFECTIVAS (40% Kabs) TRANSMISIBILIDAD TOTAL
TRANSMISIBILIDADES
ESPESORES (pies)
PERMEABILIDADES POR LENTE (mD)
La cantidad de vapor absorbido por cada lente, se calculó basándose en un análisis de
transmisibilidades, relacionando los espesores de las arenas con las permeabilidades efectivas
de las mismas, se tiene lo siguiente:
Vapor Absorvido por Lente.
63%14%
23%
1 2 3
Figura 27. Distribución del Vapor en el Yacimiento.
119
Del total del vapor inyectado (8000 toneladas), el lente 1 recibe 4990,2 ton; el lente 2 recibe
1150,6 ton y el lente 3 1859,2 ton.
Como se puede observar el lente 1 es donde se obtiene la mayor distribución del vapor, este
comportamiento se debe a que, este lente posee las mejores características en lo que respecta
a permeabilidad y espesor, considerando la permeabilidad efectiva igual al 40% de la
permeabilidad Absoluta. La siguiente tabla muestra cada una de estas características por lente.
Tabla 14. Tabla de Permeabilidades y Espesores por intervalo estimulado (Pozo UD 388).
Lente (intervalo) K efectiva (milidarcy) Espesor (ANP en pies)
1 (6655'-6710') 440 55
2 (6749'-6780') 180 31
3 (6782-6805') 392 23
Radio de Calentamiento.
Se estimo el radio calentado bajo las ecuaciones establecidas por Marx y Lanhemhein que
considera que no existen perdidas de calor en la dirección radial, sino solamente en la dirección
vertical hacia las formaciones adyacentes. Los resultados del modelo matemático de Marx and
Langenheim para calcular el radio de la región calentada en el resto de los lentes es el
siguiente:
94,16
85,03
68,91
492,13
0 100 200 300 400 500 600
pies
R h3 = 23
R h2 = 31
R h1 = 55
R-drenaje
Figura 28. Calculo del Radio Calentado por lente estimulado.
120
En el pozo UD-388 cuyo radio de drenaje de 492 pies se determino, dio como resultado un
radio total calentado promedio de 86 pies lo que equivale a 26 metros; esto representa el 17%
del radio total de drenaje, esto determinado con la hoja de calculo diseñada en la metodologia
planteada . Donde el calor perdido hacia las formaciones adyacentes (Qob) aumenta a medida
que se hace menor el espesor, esto debido a las disminución de la Eficiencia Termica la cual
por ser función del tiempo y del espesor decrece cuando la Temperatura aumenta, y aumenta
cuando el espesor (ht) aumenta. Por lo tanto, la inyección de vapor en una formación de poco
espesor no es aconsejable ya que las perdidas de calor hacia las mismas lo hacen no aplicable.
La Figura 29, muestra un radio calentado igual a 36 metros, pero determinado con el
software STAR, sin embargo, este presenta un % de error de 39% con respecto al obtenido con
el método anterior. Igualmente el radio calentado no pasa del no pasa del 25% del total del
radio de drenaje del pozo igual a 150 metros.
Figura 29. Simulación Radio Calentado en software STAR.
* Estimulando los intervalos superiores. * Estimulando los intervalos superiores.
121
Los términos mostrados en la figura 5.6, ya descritos anteriormente, son los resultados
obtenidos posterior a determinar las propiedades de la roca y de los fluidos presentes en esta
arena. La capacidad calorífica de la roca (MR), que en este caso es de 74,11 Btu/pie3-°f, indica
cuanto calor se debe suministrar a la misma. Se debe tomar en cuenta que la saturación de
agua del lente AP es de 0,26 y que el calor especifico del agua es muy alto, lo que se traduce
en, que la saturación de agua en una arena es una variable determinante al momento de
establecer cuanto calor requiere esa arena, si la saturación de agua es muy alta, entonces,
deberá suministrarse mas energía a la misma, aunque este no es el único parámetro que debe
ser considerado, ya que la capacidad de calor volumétrica de la roca va en función de los
fluidos saturados en la misma, es decir depende de la porosidad de la roca, densidad de la roca
y de las saturaciones, densidades y capacidades de calor de los fluidos presentes.
Resultados del modelo matemático de Boberg and Lantz para él calculo de la temperatura
promedio de las arenas después de cinco de remojo.
Partiendo del radio calentado a través del modelo matemático de Marx y Langenheim, los
cálculos de las temperaturas promedio como se explico anteriormente, se iniciaron calculando
un espesor hipotético Z, el cual me va a representar la expansión de la temperatura en dirección
perpendicular al flujo del vapor.
El espesor aumentado, en este caso es de 115,91 pies, el cual es añadido al espesor de
la arena individual para tomar en cuenta toda la energía pérdida por encima y por debajo de las
formaciones.
Él calculo del tiempo dimensional en la en función del radio calentado y en función del
espesor hipotético Z, arrojo los siguientes resultados:
En función a la dirección del flujo de vapor el tiempo dimensional es,51063,9 Drt .
En función a la dirección perpendicular al flujo de vapor (Z). El tiempo dimensional es,
01493.0Dzt .
La figura 30 muestra gráficamente los resultados de la simulación en el software térmico a
nivel de yacimientos (STAR), donde se puede apreciar cuatro escenarios evaluados a 10 años
con 5 ciclos:
1.- Evaluación de producción condiciones actuales (160BNPD). Color negro.
2.- Evaluación de producción aislando 5 intervalos inferiores. Color rojo.
122
3.- Evaluación de producción IAV 5 ciclos, 8000ton inyectadas condiciones actuales
(160BNPD). Color Azul.
4.- Evaluación de producción IAV 5 ciclos, 8000ton aislando 5 intervalos inferiores. Color
Verde.
Se aprecia que el escenario mas conveniente es el de realizar estimulación por fase, es decir
primero intervalos superiores y posteriormente los inferiores, ya que asi se aprovecha al
máximo la inyección del vapor. De lo contrario como los lentes inferiores propuestos para aislar
tienen mejores propiedades petrofísicas podrían estos captar todo el calor latente del vapor
dejando sin estimular los intervalos superiores.
Figura 30. Simulación Petróleo Acumulado pozo UD-388 (Software STAR).
Continuando con la comparación de resultados por varios métodos, se aprecia en la figura
31 el grafico obtenido mediante la hoja de cálculo donde se cargaron las ecuaciones indicadas
por el Modelo de Boberg y Lanz para realizar el pronostico de producción, en el se distingue el
primer ciclo de estimulación, obteniendo una tasa inicial de 863 Barriles con respecto a los 70
barriles de producción en frío considerando los intervalos inferiores aislado. Se aclara que el
potencial completo del pozo UD-388 con las condiciones actuales es de 160-180 BNPD con
todo el intervalo productor abierto.
123
Pérfil Tasa de Producción por Proceso de IAV
(UD-388)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36
T (meses)
Qo
(b
np
d)
Qo Caliente Qo Frio Qo Frio
Figura 31. Perfil de Producción Estimado luego de la IAV Pozo UD-388.
En la figura 32, se aprecia un total de 202 Mil barriles recuperados en un periodo de 2 años
posterior al primer ciclo de infección con respecto 41,5 Mil barriles con las condiciones actuales,
es decir, 160 a 200 Mil barriles adicionales aplicando la estimulación con una Inyección alterna
de vapor eficiente en un periodo de 24 meses.
Pérfil Tasa de Producción por Proceso de IAV
(UD-388)
0
50000
100000
150000
200000
250000
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35
T (meses)
Np
(B
N)
Figura 32. Producción Acumulada con la IAV Pozo UD-388
124
El siguiente gráfico muestra la curva de Viscosidad del petróleo a condiciones de yacimiento vs
Temperatura del crudo del yacimiento Urd-01, la data para construcción de la misma fue
tomada de análisis PVT del pozo UD342, el cual ya esta validado.
Figura 33. Curva de Viscosidad vs Temperatura. Urdaneta-01.
Al observar este comportamiento de la viscosidad del crudo vs la temperatura, pudimos
estimar la viscosidad después de seis días de remojo, estas se estimaron partiendo de las
temperaturas calculadas en este estudio a través del modelo matemático de Boberg and Lantz.
La viscosidad que se estima en la zona calentada es de 8 cps, finalmente la cual se alcanza
una temperatura de 440°F, considerando según simulación 122 cps a 60°F y 15 lpc. .
Según los cálculos realizados la Conductividad Térmica que ofrecen los fabricantes de la
Tuberia Pre-Aislada cuyo valor indicado es de 0,004 BTU/h-pie-F representa la variable que
mas incide en la disminución de las pérdidas de calor a nivel de pozo, siendo este valor tan bajo
suministrado como dato que la hace aislante térmico con respecto a una tubería convencional
(acero) de 25 BTU/h-pie-F.
El total de calor perdido a nivel de pozo disminuye más de un 90% con respecto al calor perdido
usando tubería convencional.
Viscosidad del crudo a CY (1300 lpc)
y = 2E+14x-5,371
R2 = 0,999
0
100
200
300
400
500
600
140 240 340 440 540
Temperatura (°F)
Vo
(c
ps
)
125
La tubería isotérmica, según cálculos realizados muestra un 26% mas de calidad de vapor en
fondo con respecto a una convencional.
Tabla 15. Resumen de Producción Acumulada según software de Nort Point.
Tasa Inyectada
(Toneladas)
Tasa Inyectada
(Bls agua /día)
Tiempo de
Iny. (dias)
Temperatura
Cara Arena ºF
Presion Cara
Arena (lpc)
Calor Perdido
fondo pozo
(BTU/hr)
Tasa Inicial
producida
(bls)
Produccion
acumulada
(bls)
Tiempo de
recuperacion
(meses)
5000 31400 17 577 1303 527719,2 709 62495 5,38
6000 37680 20 574 1277 526673,9 758 76515 7,13
7000 43960 23 572 1258 526334,3 804 89250 8,27
8000 50240 27 576 1294 525602,0 845 100779 9,27
Evaluación Económica
Según la Evaluación económica realizada a finales del ano 2011 se observa un Valor Presente
Neto mayor a 0, por lo tanto se considera rentable bajo un horizonte de 10 años, con un costo
de 15558 MMBs para el acondicionamiento del pozo y la estimulación con vapor, del cual se
obtiene un ganancial de 160 a 200 mil barriles
Figura 34. Indicadores Económicos.
126
CONCLUSIONES
La calidad del vapor en el cabezal del pozo es 80%. Se desprecian las perdidas de
calor en las líneas de inyección por considerar el uso de una gabarra portátil.
Las pérdidas de calor en el pozo, usando la tubería aislada equivalen a 349.913,7
Btu/hora vs. 4.665.805,3 Btu/hora usando tubería convencional (disminuye más del
90%).
La baja conductividad térmica que presenta la tubería preaislada (0.004 BTU/h-p/F),
representa la variante que mas influye en la disminución de las perdidas de calor en el
pozo.
La calidad del vapor en la cara de la arena a 6730 pies (Tope de la arena del yacimiento
Urdaneta-01 pozo UD 388) es 76% usando tubería aislada y 47% usando tubería
convencional.
La mayor pérdida de calor latente en el vapor ocurre en el pozo, el cual esta
representado por un 7.8% con respecto al disponible en superficie.
Se determino un radio calentado promedio de 20-30 metros, lo que representa el 17%
del radio de drenaje del pozo considerado en 150 mts.
Con la inyección de 8000 toneladas en el 1er ciclo, se estima una producción inicial
entre 650 a 800 Bls con una producción acumulada en un periodo de 24 meses de 160-
200 Mil Bls adicionales a los que serian recuperados con las condiciones actuales, es
decir, sin estimular.
Se hace técnicamente factible y económicamente rentable la aplicación de inyección de
vapor en el yacimiento Urdaneta-01, mediante el uso de una Tubería Preaislada.
127
RECOMENDACIÓNES
Aislar la porción de tubería desnuda en las líneas de superficie, para evitar las mínimas
perdidas de calor presentes en el sistema.
Optimizar el método de aislamiento térmico de la tubería de inyección mediante el uso
de la tubería preaislada.
Implementar el sistema de monitoreo de temperatura, a través de sensores de
temperatura con fibra óptica en el pozo, luego del periodo de remojo, para determinar
como es la declinación de la misma en las diferentes arenas luego de que el pozo este
abierto a producción y de esta manera corroborar la efectividad de la tuberia isotermica
en cuanto al mantenimiento de la temperatura en el fondo del pozo.
Impulsar el diseño de un software que consolide el comportamiento de perdidas de calor
en todo el sistema, es decir, líneas-pozo-yacimiento-pronostico que permitan evaluar el
proceso completo incluyendo la predicción de la recuperación de reservas de crudo.
Elaborar el plan operacional para la aplicación de la prueba piloto con la técnica
propuesta en el pozo UD-388, ubicado en el Bloque I de la Unidad de Producción
Urdaneta Lago del Distrito Lago Norte.
128
REFERENCIAS BIBLIOGRAFÍCAS
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Araujo, Yanny. (2004)Taller de Recuperación Térmica. PDVSA INTEVEP; Los Teques.
Bracho, Rosana. (2000) Optimización y evaluación de pozos de inyección alternada de vapor.
Colmenares Carlos. (2010) Evaluación de la aplicabilidad técnica del proceso RMHpor inyección alternada de vapor en el yacimiento Urdaneta-01
Cumare, Hendry J. (2007) Determinación analítica de la tasa optima de vapor en la inyección
cíclica.
Douglas A. y Banzer C. (1998) Manual de Recuperación Térmica del Petróleo.
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Hurtado, J. (2008) Como formular objetivos de investigación. Quiron Ediciones, 2da Edicion. Caracas.
Molina, Osmel y Villalobos V. Edward (1999), “Prueba piloto de inyección alterna de vapor campo Boscán factibilidad de extensión.
Pérez D, Alicia (2000) Evaluación de la inyección alternada de vapor en los pozos verticales y horizontales en el yacimiento Bachaquero-02.
Pizzarelli, Sergio (2010) Aplicación de la tecnología “tubería isotérmica” para la conservación de la calidad del vapor y optimización del proceso térmico de recobro de crudos pesados.
Colonomos, INTEVEP S.A (1986) A feasibility study ciclyc steam injection in a deep heavy oil rservoir in Western Venezuela. SPE 15091 T.C. Boberg; R.B. Lantz, Junior Members Aime. Calculation of the production rate of a thermally stimuled well. Esso Production Research Co. Houston, Tex.
Kutzak A.R y Gunn D.W. (1989) The Use of Insulated Tubulars in Termal Projets, SPE 18810
http://www.isothermica.com/spanish (Consultada en septiembre 2011)
http: /webchannels.pdvsa.com/inventarioperfiles (Consultada en octubre 2010)
129
APENDICE A
Tuberias Isotermicas, Tecnología a aplicar para la inyección alterna de vapor en pozos de yacimientos profundos. (8.000 pies) La tubería Isotérmica consiste en un juego de tuberías concéntricas las cuales poseen una atmósfera de alto vacío (hasta 670º F) para suprimir las pérdidas de calor por conducción y mantener la calidad del vapor que se inyecta en los pozos; con el fin mejorar la extracción de crudo pesado. Características Técnica / Económica para el uso de las Isotérmicas A. Técnica Triple material aislante. El cual está constituido por: (I) Atmósfera de Alto Vacío: realizado
mecánicamente por bombas de vacío hasta “Presión Cero Absoluto” en el espacio anular entre
las dos tuberías concéntricas para suprimir las pérdidas de calor por conducción y convección,
(II) 9 Capas de papel de aluminio-lana de vidrio: como barreras deflectoras para disminuir el
efecto de radiación, debido a las propiedades refractarias del aluminio, (III) Captador: material
químico sólido en forma de aros que se instalan en la superficie externa de la tubería interna
para encapsular/atrapar al Hidrógeno libre que se forma durante el craqueo que experimenta
tanto el gas natural como el petróleo durante y después de la inyección de vapor al yacimiento.
Ya que el Hidrógeno formado puede migrar hacia el espacio anular entre las dos tuberías
concéntricas inducido por su altísima propiedad de Efusión (flujo de partículas de gas a través
de orificios estrechos o poros). El Captador al alcanzar la temperatura de 200º C (392º F) se
activa y atrapa al Hidrógeno evitando que se acumule para que no genere pérdida de calor por
convección y deterioro de la metalurgia de la tubería.
Tubería Preaislada (Isotérmica)
Captador
130
Capas de aluminio-lana de vidrio Captador Este triple material aislante es el responsable de:
1. Garantizar el “vacío absoluto a presión cero” en el espacio anular.
2. Mantener uniforme la calidad de vapor para transferir al máximo la carga calórica (calor latente al yacimiento).
3. Soportar a la tubería hasta (ó más de) 8 ciclos de vapor (versus 5 ciclos de vapor en otras tuberías similares).
4. Soportar temperaturas hasta 670º F (versus 600º F de otros diseños).
5. Operar hasta una presión máxima de 2.600 psi (versus 2.000 psi en otras tuberías similares).
6. Alta resistividad térmica 0,0025 BTU / (hr x pie x ºF).
7. Reducir las pérdidas de calor en un 80%: de 420 BTU / (hr x pie) con tubería convencional a 90 BTU / (hr x pie) con la tubería preaislada.
B. Económica
1. Sistema láser portátil captador de temperatura incluido.
2. Servicio de bajada tubería incluida.
3. Suministro de grasa térmica incluido.
4. Servicio de supervisión para la bajada de la tubería y Servicio de adiestramiento; sin costo alguno.
5. Con sistema de aislamiento térmico para las roscas o camisas de aislamiento de teflón incluidos.
6. Incremento del Índice de Productividad de los pozos por alargamiento de la producción en caliente (retardando la declinación por enfriamiento de la producción) permitiendo usar la unidad de generación/inyección de vapor en otros pozos.
7. Incremento de la producción adicionales por pozo.
Fuente: Información tomada de las Simulaciones Realizadas con el software de la Compañía Nort Point, suplidora de la tecnología de la Tubería Isotermica.
131
APENDICE B
Simulacion realizada con el software de la compania Nort Point, suplidora de la tecnologia (Tuberias Isotermicas) Rangos operacionales a los que debe operar la gabarra de inyección del vapor, para realizar las pruebas de campo.
Rango de Toneladas totales de Vapor: 5000 – 8000 Ton Rango de Tasa de Inyección de Vapor: 300 – 400 Ton/día Rango de Tiempo total de Inyección: 17 - 20 días Calidad del Vapor (Cabezal de Pozo): 80 %
h (pies) Pform. (Lpcm) Pcab. (Lpcm) Lv
(Btu/Lbm)
Bloque - I 6810 1190 1695 595
Bloque - II 7200 1490 1995 540
Bloque - III 7550 1600 1900 538
Bloque - IV 8000 1750 2050 510
Bloque - V 8200 2000 2300 463
Bloque - VI 8450 3000 3300 218
Tabla-4.: Datos operacionales de la gabarra de inyección para el yacimiento URD-01.
RESULTADOS DEL PRONÓSTICO DEL COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN
En la tabla-5, se presentan los datos de la calidad del vapor y la presión a salida de la gabarra de inyección para un total de 5000 toneladas de vapor inyectado.
Tabla-5: Condiciones operacionales en el cabezal del pozo UD-388.
____________________________________________________________________________ Presión en la cara de la arena: 1350 Lpca Temperatura en la cara de la arena: 577 °F Calidad del vapor en la cara de la arena: 76.59 % Perdida total de calor en el pozo: 527719 Btu/hr ____________________________________________________________________________
En la tabla-6, se presenta el comportamiento de la tasa de producción de petróleo y su acumulado
para un total de 5000 toneladas de vapor inyectado.
132
Tabla-6.: Resultados del pronóstico del comportamiento de producción del pozo UD-388.
En la figura-8, se muestra el comportamiento de la tasa de producción de petróleo y su
acumulado en función del tiempo, para un total de 5000 toneladas de vapor inyectado.
Figura-8.: Comportamiento de producción del pozo UD-388. Fuente: HELMON-2010.
En la tabla-7, se presentan los datos de la calidad del vapor y la presión a salida de la gabarra de inyección para un total de 6000 toneladas de vapor inyectado.
Tabla-7: Condiciones operacionales en el cabezal del pozo UD-388.
133
____________________________________________________________________________
Presión en la cara de la arena: 1303 Lpca Temperatura en la cara de la arena: 577 °F Calidad del vapor en la cara de la arena: 76.59 % Perdida total de calor en el pozo: 527719 Btu/hr ____________________________________________________________________________
En la tabla-8, se presenta el comportamiento de la tasa de producción de petróleo y su acumulado,
para un total de 6000 toneladas de vapor inyectado.
Tabla-8.: Resultados del pronóstico del comportamiento de producción del pozo UD-388.
En la figura-9, se muestra el comportamiento de la tasa de producción de petróleo y su
acumulado en función del tiempo, para un total de 6000 toneladas de vapor inyectado.
Figura-9. Comportamiento de producción del pozo UD-388.
134
En la tabla-9, se presentan los datos de la calidad del vapor y la presión a salida de la gabarra de inyección para un total de 7000 toneladas de vapor inyectado.
Tabla-9: Condiciones operacionales en el cabezal del pozo UD-388.
____________________________________________________________________________
Presión en la cara de la arena: 1303 Lpca Temperatura en la cara de la arena: 577 °F Calidad del vapor en la cara de la arena: 76.59 % Perdida total de calor en el pozo: 527719 Btu/hr ____________________________________________________________________________
En la tabla-10, se presenta el comportamiento de la tasa de producción de petróleo y su acumulado,
para un total de 7000 toneladas de vapor inyectado.
Tabla-10.: Resultados del pronóstico del comportamiento de producción del pozo UD-388.
En la figura-10, se muestra el comportamiento de la tasa de producción de petróleo y su acumulado en función del tiempo, para un total de 7000 toneladas de vapor inyectado.
Figura-10.: Comportamiento de producción del pozo UD-388.
En la tabla-11, se presentan los datos de la calidad del vapor y la presión a salida de la gabarra de
inyección para un total de 8000 toneladas de vapor inyectado.
Tabla-11: Condiciones operacionales en el cabezal del pozo UD-388.
135
____________________________________________________________________________
Presión en la cara de la arena: 1303 Lpca Temperatura en la cara de la arena: 577 °F Calidad del vapor en la cara de la arena: 76.59 % Perdida total de calor en el pozo: 527719 Btu/hr ____________________________________________________________________________
En la tabla-12, se presenta el comportamiento de la tasa de producción de petróleo y su acumulado,
para un total de 8000 toneladas de vapor inyectado.
Tabla-12.: Resultados del pronóstico del comportamiento de producción del pozo UD-388.
En la figura-11, se muestra el comportamiento de la tasa de producción de petróleo y su acumulado en función del tiempo, para un total de 8000 toneladas de vapor inyectado.
136
APENDICE C
POZO CANDIDATO PARA EJECUTAR EL PROYECTO PILOTO
UD-388 (RA/RC + IAV)
• SEP-1992, Completado mecánicamente en el yacimiento Urdaneta-01. • La presión actual del pozo a nivel de yacimiento es de 1300 LPC al Datum de 6900’. • Evaluación Petrofísicas en B-X-S/D: ANPE: 105’, POR: 30, K: 1000 mD, VSH: 7, SW:
32%, Temp. Yac: 169-171 °F. • 2002, fue cerrado en varias oportunidades por problemas de distribución del gas de
levantamiento y por presentar filtración el la línea de gas. Abierto nuevamente el 12/07/2002 luego de repara línea de gas.
• DIC-2002 fue cerrado por falta de capacidad de almacenamiento en el patio de tanques de Ulé. Acctivado a producción el 26/03/2003.
• SEP-2003 se realizó cambio de método de GL a ELECTROBCP . Producción de 224 BNPD con 5% AyS.
• FEB-2005 el equipo presentó desbalanceo y bajo aislamiento, motor con altas temperaturas.
• OCT-2005 se realizó cambio de método de ELECTROBCP a GL . Se activó el 04/11/2005, mostrando una producción de 111 BNPD con 4% AyS.
• ABR-2007 cerró pozo por presentar filtración en la línea de gas y quedó activo el 19/04/2007 luego de reparar filtración en LG.
• FEB-2009 cerró pozo por presentar filtración en la línea de gas y quedó activo el 26/02/2009 luego de reparar filtración en LG. El 14/06/2009 se reemplazaron 100' de horizontal de la línea de gas..
• JUN-2010 fue cerrado por presentar filtración en la línea de flujo. La última medida de producción realizada al pozo de fecha 06/05/2010 fue de 183 BNPD con 11% AyS.
• AGO-2011 se le tendió línea de gas con tubería flexible y fue activado nuevamente, con un aporte de producción entre 160-180 BNPD.
Ubicación del pozo UD-388
Pozo UD-388Pozo UD-388
137
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