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Evaluación integral de yacimientos, producción y geomecánica para aplicaciones ESP en formaciones del terciario de Campo Hokchi, México

Por Ricardo Mazzola y Marcelo Bruni (Pan American Energy); y Sarita Sandoval Pérez , Emaglin Hernández Medina,

Olga Carvajal  y Ricardo Teves (Baker Hughes)

Este documento presenta un caso de análisis integral para diseñar los sistemas artificiales de producción con BES en la etapa de conceptualización y definición de sus pozos tomando en cuenta soluciones integrales, con el fin de optimizar la producción y asegurar la vida útil de los equipos.

 

 

En este artículo técnico se presenta un trabajo integrado que permite evaluar la factibilidad de aplicación de sistemas artificiales de producción con Bombeo electrosumergible (BES) considerando configuraciones convencionales y no convencionales en pozos completados en arenas del terciario en el golfo de México.

 

El campo en estudio es Hokchi. Este campo se encuentra localizado en cuencas petrolíferas del Sureste de Mexico, es una aplicación offshore y está ubicado cerca de las instalaciones en tierra del terminal marítimo Dos Bocas y campos productores recientemente descubrimientos. La superficie del bloque es de 40 Km2 con un tirante de agua de 88 pies (27 metros).

 

 

 

Figura1. Localización del campo Hokchi

 

Los pozos pertenecientes al campo Hokchi estarán completados en arenas del terciario. Desde el punto de vista geológico el tipo de trampa presente es combinada y estratigráfica delimitada por fallas normales de norte a sur. El yacimiento de este proyecto se ubica principalmente en arenas del Mioceno Medio y se encuentra a una profundidad promedio de 2500 m TVD. La densidad del fluido varía entre 25 y 28 API, la presión de saturación varía entre 120.6 Kg/cm2 y 143.08 Kg/cm2, y el GOR varía entre 50 m/m3 y 70 m/m3 , todos parámetros que varían según la cota estructural dónde se encuentren.

 

Desde el punto de vista del fluido se modelaron de 03 regiones PVT las cuales fueron definidas en función de la profundidad. El tipo de fluido es aceite negro y se esperan variaciones del fluido de acuerdo a la posición estructural de los pozos. De acuerdo a los Pvts representativos del campo no se esperan gases corrosivos. Vale mencionar que se cuentan con análisis SARA donde se observa posible presencia de asfáltenos.

 

La presión inicial del yacimiento es 399.34 Kg/cm2 a la profundidad de 2595 mTVD y la temperatura del yacimiento es de 81 °C. El rango de porosidad varía entre 25% a 28 % y las permeabilidades varían entre 50 mDarcys y 600 mDarcys.  Se tienen planteado perforar pozos horizontales y desviados.

 

A condiciones iniciales algunos pozos pueden fluir de forma natural de acuerdo a los pronósticos suministrados; sin embargo, existen otros pozos que requieren sistema artificial de producción desde el inicio, dependiendo del momento en que se van a poner en marcha, ya que algunos comienzan a producir con alto grado de depletación del reservorio y del potencial de aporte estimado.

 

La condición de la formación indica que la roca tiene baja resistencia y es poco competente, los análisis de geomecánica sugieren una posible relación entre porosidad alta y baja resistencia del material; en este caso la porosidad del campo en promedio es de 28%. El plan de desarrollo del campo Hokchi contempla 02 plataformas Offshore con 14 pozos: 07 productores y 07 inyectores y facilidades para tratamiento de crudo, gas, agua de inyección y generación de potencia. Se estima una tasa total de inyección cercana a 42 Mbpd y un máximo caudal de aceite de aproximadamente 30 Mbopd.

 

En el caso de evaluación de pozos pertenecientes a Hokchi en el yacimiento del terciario; se hizo un estudio para evaluar la factibilidad de la aplicación del sistema BES tomando en cuenta los ciclos del plan de desarrollo y pronósticos suministrados.

 

Se parte de la fase inicial en la cual los pozos inician su producción en flujo natural, en la siguiente fase de análisis se contempla la condición en la cual la presión de yacimiento declina abruptamente una vez que se da inicio a la etapa de perforación y producción de los pozos; en esta fase los pozos se quedan sin energía suficiente para fluir por sí mismos y se hace necesario implementar el sistema de levantamiento artificial para cumplir con la estrategia de producción del campo. Como última fase se evalúa el programa de mantenimiento de presión establecido, considerando la correspondiente respuesta del mismo, a nivel del área de drenaje de los pozos. Se considera en esta fase diseñar los equipos de levantamiento con el perfil de presión de yacimiento esperado de acuerdo a la respuesta en presión a la inyección de agua. La evaluación está enmarcada en cumplir con los requerimientos de producción esperados y definir las presiones de fondo fluyentes óptimas. Parte del estudio de las tecnologías a mostrar evalúa la posibilidad de incrementar la producción de los pozos acelerando el factor de recuperación del campo aun en la fase de fluyentes de los mismos.

 

  • Metodología propuesta.

 

A continuación, se muestra un esquemático general con el flujo de trabajo aplicado para la selección de los sistemas artificiales de producción, considerando un análisis integral de diferentes disciplinas que sintetiza las fases de evaluación ejecutadas en este estudio.

 

 

Figura 2. Esquemático del flujo de trabajo – Campo Hokchi (BHGE).

 

Específicamente para la evaluación de sistemas artificiales de producción en yacimientos de arena, el estudio de productividad contempla la estimación de las presiones de fondo fluyente con el sistema BES y la predicción del posible arenamiento de los pozos como efecto de las caídas de presión asociadas al equipo de levantamiento. Esta predicción se realiza a través de la estimación de la envolvente de producción libre de arena, con base en registros, mediciones de presión, pruebas de inyectividad de los pozos, el modelo geomecánico existente del Campo Hokchi e información regional (mapa mundial de esfuerzos, experiencia de BHGE en el área, modelos regionales).

 

El análisis de producción de arena toma en consideración información de los pozos planeados o de producción, con evidencias de producción de arena (o no) obtenidas durante las pruebas de producción iniciales, para verificar y calibrar el modelo para los pozos con levantamiento artificial. La evaluación de producción de arena para pozos planeados utiliza la prognosis más reciente de presiones de fondo fluyentes y drawdown para uno o más pozos de trayectoria conocida. El análisis de producción de arena fue realizado tomando en cuenta las completaciones de los pozos existentes que básicamente contemplan pozos revestidos y punzados.

 

 

  • Consideraciones técnicas

 

A continuación, se plantean las consideraciones en las que se enmarca este análisis de factibilidad de levantamiento artificial en pozos productores de petróleo y se plantean las premisas utilizadas para este estudio en cuanto a la evaluación de tecnologías con sistemas de bombeo electro sumergible en formaciones de arenas del terciario de aguas someras del Golfo de México.

 

Se hace inicialmente la comparación de tres campos tomando en cuenta que sus pozos drenan de formaciones de arenas. Esta comparación indica la etapa de explotación de cada campo.

 

Se presenta el comportamiento de presiones del yacimiento asociado al campo en estudio, campo Hokchi; y comportamiento de presiones de otros campos de la región. El comportamiento de la presión de yacimiento (Pws) en el tiempo para los tres campos en análisis está relacionado con la etapa y/o estrategia de explotación de cada campo.  Se muestra un campo en condición de madures (campo A), campo en etapa de desarrollo (Campo B) y el campo Hokchi; el cual está en la fase de definición de su plan de desarrollo.

 

Figura 3. Comportamiento de presiones de yacimiento de campos en estudio

 

En cada uno de estos campos se visualiza la declinación de presión de yacimientos en función de la tasa de explotación del campo y del método de recuperación secundaria implementado.

 

El comportamiento del Campo A corresponde a un yacimiento maduro que inicio su fase de explotación con altos requerimientos de producción (9000 BPD/ pozo en flujo natural) sin mantenimiento de presión, como es de esperarse sin un programa de mantenimiento de presión y bajo este ritmo de explotación en los pozos,  la presión de yacimiento mostro alta declinación durante los primeros 4 años,  Pws pasó de 580 a 350 Kg/cm2, y los pozos dejaron de fluir de manera natural, razón por la cual se implementó el sistema BES para compensar las pérdidas de producción asociadas a la declinación.  Como consecuencia de la rápida declinación del campo, empezó la producción de arena afectando el desempeño de los sistemas BES y la productividad de los pozos (obstrucción de los perforados – reducción de IP).   Luego del iniciar el proyecto de mantenimiento de presión (inyección de agua) se observa estabilización en Pws, además de un ajuste en las tasas requeridas con la finalidad de reducir el porcentaje de solidos producidos.  La estrategia de producción fue mejorada implementado la perforación de pozos horizontales, técnicas de control de arena con cedazos Premium y control de caudales iniciales de producción de petróleo por pozo.

 

El Campo B corresponde a un campo en desarrollo que inició su fase de producción en flujo natural con producciones promedio por pozo de 3500 BPD, es un yacimiento volumétrico sin mantenimiento de presión, se observa alta declinación en Pws sin embargo es menor a la evidenciada en el Campo A.  Actualmente los pozos en el campo B, aun operan en flujo natural con caudales promedio de 2000 BPD/pozo (algunos evidencian inestabilidad), la fase siguiente será la implementación de sistemas artificiales de producción para mantenimiento de producción.

 

La referencia mostrada del Campo Hokchi, es una proyección basada en la simulación del comportamiento de presión y producción esperada de acuerdo al plan de desarrollo y explotación definida por Hokchi Energy. La estrategia señalada contempla iniciar la fase de desarrollo de los pozos con tasas altas en flujo natural y a corto plazo implementar el sistema BES.  Se tiene contemplado la inyección de agua para mantenimiento de presión y ajuste en los caudales por pozo para cumplir con el factor de recuperación estimado.

 

Estos 3 campos evidencian estrategias de producción similares al inicio de la fase de explotación, por lo que estarán sometidos a altas declinaciones de presión de yacimiento con alto riesgo de producción de solidos que dependerá de las propiedades de la roca y de los esfuerzos a los que estarán sometidos.  Al observar el comportamiento de estos campos es evidente la relación entre los caudales de producción (Q), la Presión de yacimiento y la producción de sólidos, por lo tanto, es importante establecer una metodología que permita definir la producción inicial de cada pozo y el diferencial de presión crítico en la cara de la arena (DP crítico), para ajustar los modelos, conseguir el factor de recuperación requerido y prolongar el run life de los sistemas BES minimizando el riesgo de arenamiento.

 

Como se planteó en la descripción de los 3 campos, dentro de la estrategia de producción se consideró la implementación del sistema BES como método de producción factible luego de la declinación inicial de la Presión de yacimiento.

 

Para la selección apropiada de los sistemas de levantamiento artificial producción se deben considerar los siguientes parámetros:

 

La selección del método de levantamiento artificial idóneo para el campo Hokchi considero los siguientes parámetros:

 

  1. La capacidad de aporte de los pozos considerando la declinación en la PWS y en el índice de productividad según pronostico del modelo de simulación del campo.
  2. Posibles limitaciones mecánicas asociadas a la distribución de tuberías de revestimiento y desviación de los pozos perforados y planeación de la completación de futuros pozos cuyas dimensiones y trayectorias beneficien la implementación del sistema BES.
  3. En los pozos perforados se consideraron las pruebas DST disponibles con referencia a las pruebas de producción (Qo, Qw, RGP), pruebas de presión (gradientes de presión temperaturas, PWS) y PVT disponibles.
  4. Como es una aplicación offshore un parámetro importante es la disponibilidad de energía eléctrica y el dimensionamiento adecuado de los equipos de superficie en función del requerimiento de potencia por pozo y por plataforma (considerando un factor de seguridad que cubra los servicios auxiliares de la plataforma y contingencias).
  5. Problemas asociados a producción de sólidos, precipitación de carbonatos (agua de naturaleza incrustante), emulsiones, asfáltenos, parafinas, corrosión (por presencia de gases contaminantes).

 

Basados en los puntos previos se realizó un pre-diseño del sistema BES por pozo considerando sensibilidades en los parámetros de operación esperados (declinación Pws, IP, %agua, Pcabeza, RGP) y en función de los rangos de producción pronosticados se realizó una clasificación de los equipos seleccionando bombas de alta eficiencia con amplio rango producción.

 

Figura 4.  Modelo de bomba por pozo tipo – Campo Hokchi

 

Además de seleccionar bombas con amplio rango de operación para garanticen flexibilidad operativa ante cambios en la productividad del pozo (reducción de IP por obstrucción de los perforados), se consideraron equipos especiales con puntos de estabilización radial y axial (reducir vibración). Todas las bombas son de flujo mixto (mayor área de flujo - menor posibilidad de obstrucción y/o atascamiento de las etapas) con de materiales resistentes a la abrasión y erosión para minimizar los riesgos de rotura de ejes y desgaste en las etapas que afectarían el desempeño y eficiencia del equipo de bombeo.

 

A continuacion se presenta un diagrama causa y efecto del manejo de solidos donde se hace referencia a las consecuencias sobre el sistema BES que puede implicar perdida de eficiencia de las bombas y/o fallas del equipo.

 

 

Figura 5.  Consecuencias de la producción de arena en un sistema BES

 

Además de robustecer el diseño de los componentes del BES en este estudio se plantea la opción de evaluar configuraciones no convencionales que permitirán incrementar el run life del sistema y facilitar la toma de información e intervenciones al pozo.

 

  • Caso de Estudio.

 

Para efectos de mostrar las soluciones integrales para optimizar diseños y configuraciones de equipos de fondo en pozos con riesgo de producción de arena desde la perspectiva de productividad y yacimiento se muestra el caso de un pozo tipo Hokchi en la etapa inicial de desarrollo y subsecuentes estrategias de producción.

 

A continuación, se muestra en forma resumida los pasos seguidos para realizar el análisis de un pozo tipo del Campo Hokchi.

 

1. Análisis del comportamiento de presión y producción esperado.

 

Con base en el comportamiento de presiones se establecieron 3 escenarios de evaluación (casos: 0,1,2) para el pozo tipo del campo Hokchi.

 

En cada escenario se realiza el análisis nodal para definir la capacidad de aporte en función de las condiciones de operación esperadas, para el escenario 2 el pozo no tiene suficiente energía para fluir naturalmente por lo que este será el caso base para el diseño del BES.

 

Tabla1.  Escenarios evaluados de PWS y producción - pozo tipo Hokchi

 

 

2. Análisis del sistema de producción (Análisis nodal)

 

Para observar el trabajo realizado, se muestra a continuación el análisis de uno de los pozos del campo, se validó en forma conjunta la información de yacimientos y producción que sirvió como base para el análisis nodal y diseño del BES, a continuación, se presenta un resumen de los datos y el análisis realizado en diferentes fases.

 

Tabla 2.  Datos del pozo tipo Hokchi

 

Pozo tipo Hokchi

Tipo de pozo Vertical

Completación Tubería revestida

Índice de productividad 3 STBD/psi

Temperatura de  fondo  80 °C

Densidad del aceite 27 °API

RGA 70 m3/m3

Q deseado 300 -2000 BPD

Viscosidad del aceite 2 cPs

Pws  380 Kg/cm2 – 200 Kg/cm2

 

Para este campo se tiene disponible una prueba DST realizada durante la etapa de exploración. Con esta prueba DST se calibra la información de yacimiento y el potencial de producción esperado en el pozo para las futuras etapas de producción.   Previo al modelamiento de la prueba DST, se calibra y valida el PVT asociado a este pozo. Es necesario considerar que como se mencionó previamente, existen distintas regiones PVT en el área.

 

A continuación, el ajuste de las propiedades del fluido tomando en cuenta:

 

• Ajuste del PVT Hokchi-2DEL considerando las correlaciones de Lasarter para Pb, Rs y Bo. Y Beggs et Al  para Viscosidad.

• Del PVT suministrado se tienen dos muestras: Sample Number: 1.02 y  Sample Number:1.03.

• Se trabaja con la muestra 1.02 (considerando los datos suministrados).

• En el análisis SARA de ambas muestras se observa un % de asfáltenos entre 20% - 24 %. (Lo cual se debe considerar en la selección de los componentes del sistema BES.

 

 

PVT asociado al Intervalo Producido: 2584.04 - 2643.32 mDBMR

 

 

 

Figura 6. Validación PVT – Campo Hokchi.

 

Análisis nodal del pozo en estudio del campo Hokchi considerando el ajuste del caudal de producción 4000 BPD durante la ejecución de la prueba DST.

 

 

 

Figura 7. Análisis nodal del pozo Hokchi durante la fase de exploración- Prueba DST

 

 

Con base a la calibración y definición del índice de productividad del pozo Hokchi a partir del resultado de la prueba DST se presentan los análisis de los casos evaluados, 0,1 y 2 referenciados al inicio de esta sección.  Análisis nodal y estimación de la presión de fondo fluyente y caída de presión en la cara de la arena del pozo Hokchi tomando en cuenta escenarios de declinación.

 

Se muestra a continuación el análisis nodal considerando 03 casos o escenarios de declinación esperada en el pozo tipo del campo Hokchi. Observando el pronóstico de producción esperado el pozo presenta condiciones de producción en flujo natural, durante las primeras etapas de explotación, caso 0 y caso 1 correspondientes a las presiones de yacimientos de 386 Bar y 316 Bar respectivamente y el escenario de mayor declinación correspondiente a 200 Bar; condición en la cual el pozo no tiene suficiente energía para fluir y en la cual es necesario el sistema de levantamiento artificial.

 

Figura 8. Predicción de producción del pozo tipo del campo Hokchi considerando declinación de presión de yacimientos- Análisis nodal.

 

 

De acuerdo a la evaluación realizada el pozo Hokchi requiere levantamiento artificial a la condición de declinación mostrada en el caso 2; es decir cuando las condiciones de agotamiento de presión del campo indican una Pws de 200 Bar.

 

 

3. Diseño del sistema de levantamiento artificial con Bombeo electro sumergible (BES).

 

Premisas del diseño del pozo tipo Hokchi:

 

1. En función de seleccionar un diseño ESP que se adapte a los cambios esperados en las condiciones de yacimientos (declinación) y productividad del pozo (Skin) se realizaron sensibilidades con los siguientes parámetros: Presión de yacimientos, IP, %WC.  En los escenarios de declinación de la presión de yacimientos (en base a pronósticos) se incluyó la etapa de mantenimiento de presión asociada a inyección de agua.

2. Se evaluó un rango de índices de productividad entre 1.7 – 3 BPD/Psi.

3. Se plantean varios escenarios y configuraciones para evaluar diferentes esquemas de producción:

  • BES con configuraciones sencillas para el momento en el que se requiera levantamiento artificial por perdida de energía del yacimiento,
  • Todas las configuraciones propuestas permiten que el pozo fluya naturalmente en la fase inicial de explotación   con facilidades para arrancar el Sistema BES una vez que se presente la declinación de la presión del yacimiento.
  • BES encapsulado en configuración sencilla (1 equipo BES).
  • BES encapsulado en configuración dual para pozos con alta declinación de presión y producción (Back up con diferentes diseños BES) y BES redundantes para minimizar costos por intervenciones.
  • Las configuraciones propuestas incluyen: monitoreo de parámetros de yacimiento, implementación de facilidades para inyección de químico.

4. Para el pozo tipo y todos los pozos evaluados se llevaron todas las presiones de yacimiento al Tope de los perforados considerando el gradiente de yacimiento: 0.373 psi-ft.

5. Para las condiciones evaluadas: Pws 200 Bar se realizó el diseño considerando el porcentaje de agua de 65% y adicionalmente para evaluar el comportamiento del equipo ante el riesgo de irrupción de agua se realizaron sensibilidades entre 10 -75%.

6. Debido a la incertidumbre relacionada a ser un campo nuevo, en etapa de desarrollo; y con base a las condiciones y naturaleza del agua de formación de campos análogos, existe la posibilidad de formación de incrustaciones y precipitados orgánicos e inorgánicos; en este sentido las configuraciones propuestas incluyen facilidades para inyección de química por debajo del motor.

7. Para los pozos evaluados las tasas de producción requeridas con el Sistema BES se encuentren en la condición de máximo caudal al rededor del 90 % del AOF; lo que implica altas caídas de presión a nivel de los perforados (punzados) y la consecuente posibilidad de riesgo de arenamiento.

8. Para todos los pozos evaluados se realiza el análisis nodal considerando Índice de productividad constante y la completación base suministrada (sin control de arena). Sin embargo, se realizaron sensibilidades al índice de productividad para evaluar la flexibilidad operativa del Sistema BES seleccionado y se realiza un estudio de predicción de arena con la finalidad de recomendar equipos de control de solidos a nivel de lower completion.

9. Como los pozos producirán de una formación de areniscas se considera en los diseños el uso de etapas de flujo mixto, de alto vano que minimicen la posibilidad de obstrucción de la bomba, etapas resistentes a la abrasión (Ni-Resit), bombas totalmente estabilizadas en cada etapa (SXD) para reducir la vibración, eje de Inconel.

10. Adicionalmente se propone el uso de separador de sólidos en fondo para proteger el equipo, tuberías y cabezal por manejo de sólidos.

11. Se considerará el uso de válvula de accionamiento hidráulico, para desplazar hacia el anular la columna de fluido con sólidos en suspensión que queda posterior a un paro de equipo BES.    En los casos donde los pozos fluyen naturalmente esta válvula permite desviar el fluido por encima del BES (menor restricción, en caso de que el pozo se encuentre en flujo natural).

12. Se incluirá en los diseños el uso de manejadores de gas ya que la declinación en presión de yacimientos esperada es alta e implica mayor porcentaje de gas a la entrada del equipo.

13. Es recomendable evaluar con simulaciones a nivel de pozo (completaciones de fondo) y yacimiento cual sería la mínima Pwf permitida con el BES para reducir el riesgo de producción de fluidos indeseables (agua, gas) y solidos que afecten la productividad del pozo. (Tasas críticas)

 

En función de las condiciones del campo se realiza la selección de los equipos principales del sistema BES considerando la problemática de sólidos que implica equipos más robustos y tecnologías de vanguardia. A continuación, se presenta una breve reseña de las características de cada componente.

 

Figura 9.  Descripción de componentes del sistema BEC para pozos con riesgo de producción de arena- Campo Hokchi.

 

El diseño del pozo tipo del Campo Hokchi fue realizado con el software AutographPc realizando sensibilidades en principales parámetros de yacimiento y producción con incertidumbre (RGA, IP, %Agua) con la finalidad de seleccionar un diseño optimo con flexibilidad operativa.

 

A continuación, se presenta la lista de componentes seleccionados y la curva de comportamiento de la bomba principal para este caso.

 

Tabla 3. Lista de componentes seleccionados – Diseño BES pozo Hokchi

 

A continuación, se presenta la curva de la bomba seleccionada para esta aplicación:

 

Figura 10.  Curva de comportamiento de la bomba - Diseño BES pozo Hokchi.

 

Debido a que los pozos de este campo producen de arenas medianamente consolidadas la tendencia en el tiempo indica que se observara una reducción en la producción asociada a declinación PWS y/o reducción IP, razón por la cual el modelo de bomba seleccionado evidencia un amplio rango de producción que permita ajustar las condiciones de operación a lo largo de la vida productiva del pozo.

 

4. Modelo Geomecánico 1D para análisis de predicción de arena

 

Para el análisis de predicción de arena de los pozos asociados a este campo, se consideró el modelo geomecánico regional a partir del cual se identificaron correlaciones entre los parámetros principales que servirán de referencia para la estimación de las caídas de presión críticas en función de las propiedades de la roca y condiciones de operación del sistema de levantamiento con BES.  El grupo de GPE-BHGE ha participado en varios proyectos para definir modelos geomecánicos de algunos campos de la región Sur de México donde se evaluó el riesgo de producción de arena durante las etapas de exploración.

 

A continuación, se muestra el flujo de trabajo realizado durante el análisis de selección de sistemas BES de los campos evaluados en este estudio que incluye principalmente la evaluación de geomecánica1D para predicción del diferencial de presión recomendado de acuerdo a la estimación de las presiones de fondo fluyentes, gastos de producción, condiciones de agotamiento de la presión del yacimiento y el estudio del comportamiento de la roca.

 

Figura 11. Flujo de trabajo de geomecánica productividad y levantamiento artificial - BHGE

 

Una fase importante de este análisis considera el control de calidad de los ensayos de mecánica de rocas para cada etapa de la producción del pozo Hokchi. Se realiza la evaluación de los ensayos de tapones limpios suministrados, validación de la resistencia de las rocas, evaluación de saturación de aceite, estimación del parámetro porosidad, análisis del patrón de curvas esfuerzo-deformación, análisis del módulo de Young y relación de Poisson que se refieren a la ductilidad de la roca, tipos de fallas mostradas durante los ensayos (fallas de corte, tracción, compactación).

 

Como insumo para el análisis geomecánico y la estimación de los DP críticos, se identificaron las presiones de fondo fluyente esperadas para cada escenario evaluado a partir del análisis nodal con el software Prosper y con las simulaciones del sistema BES en el software AutographPc.

 

A continuación, se muestran los escenarios de presiones de fondo fluyentes y sensibilidades realizadas en el pozo considerando flujo natural y levantamiento artificial. Este análisis no considera el efecto del incremento en el porcentaje de agua producida ya que de acuerdo a la simulación dinámica se indica que no esperan producción de agua en la etapa previa al proceso de mantenimiento de presión con inyección de agua.

 

Tabla 4. Estimación de presiones de fondo fluyentes para el pozo Hokchi para diferentes casos evaluados.

 

Considerando los casos señalados y partiendo del modelo geomecánica 1D suministrado por el cliente se realiza el análisis de riesgo de producción de arena tomando en cuenta el perfil de resistencia de cilindro hueco (TWC, Thick Wall Cilinder, por sus siglas en inglés) estimado a través de correlaciones empíricas, el registro de porosidad de los registros acústicos y la estimación de presiones de fluyentes del pozo Hokchi. Esta evaluación se realizó para todos los casos de producción del pozo Hokchi, casos 0,1 y 2 y se incluyó el caso de la prueba DST.

 

Figura 12. Resultados del análisis de predicción de arena contemplando el análisis geomecánico

 

Validando el comportamiento de drawdown críticos con el diseño BES en el software de análisis nodal, y tomando en cuenta el perfil de presiones de fondo fluyente esperados y el análisis geomecánico, se aprecia que, para el escenario más crítico de declinación de presión de yacimiento y sensibilidades al esfuerzo compresivo, existe riesgo de producción de arena en el pozo. En este sentido se propone robustecer la completación del pozo manejando técnicas de control de arena, además de uso de tecnología y dispositivos para el manejo de solidos que permitan mantener la integridad del sistema de levantamiento artificial.

 

 

 

Figura 13. Calculo Drawdown crítico con BES – Pozos tipo Hokchi.

 

5. Factibilidad de configuraciones no convencionales desde el punto de vista de producción.

 

En función de la distribución de tuberías de revestimiento (TR) y de la desviación del pozo se presentan las opciones factibles considerando los siguientes aspectos:

 

 

1) Barreras de seguridad: Completación con BES costa afuera la cual considera 2 barreras de protección (válvula de seguridad y packer somero).

 

2) Protección de las tuberías de revestimiento: Para aplicaciones con presencia de H2S se aísla la TR encapsulando el BES con packer semi permanente por debajo del sistema encapsulado.

 

3) Optimización de producción:

• Venteo de Gas por encima del packer recuperable somero.

• Uso de separador de gas.

• Permite by pass del BES cuando pozo opera en flujo natural (Di verter Valve flow- ADV valve).

 

4) Aseguramiento de flujo:

• Facilidades para Inyección de química.

• En las aplicaciones con Y-Tool se tiene acceso a fondo para toma de información, estimulaciones y/o limpiezas de los perforados.

• Separación de sólidos en fondo con bolsillo de acumulación.

 

5) BES Dual – con sistema BES de respaldo: reducción de costos por intervención de taladro.

 

A continuación, se presentan los esquemáticos con las configuraciones no convencionales que son factibles para esta aplicación.

 

Figura 14. Esquemáticos de configuraciones no convencionales propuestas para el Campo Hokchi.

 

La decisión de la configuración final de la configuración optima dependerá de la estrategia de explotación del campo.

 

Además de las estrategias de control de solidos evaluadas para este campo (producción critica, Dp críticos asociados a producción de solidos/agua/gas, empaque con grava, cañoneo orientado) se está considerando adicionar a la configuración el uso de un separador de sólidos en fondo para minimizar el desgaste de los componentes internos de la bomba.

 

El separador de solidos permite la separación de arena antes del ingreso a la bomba, este dispositivo es acoplado al sensor de fondo en la base del motor y no dispone de partes móviles, la separación se realiza por la acción de la fuerza centrífuga generada por la velocidad de los fluidos en la sección helicoidal del separador.

 

Figura 15. Esquemáticos del separador de sólidos en fondo

 

Como soporte para la preselección de la configuración idónea se realizaron tablas comparativas con las ventajas y limitaciones de cada configuración las cuales fueron evaluadas entre personal de la operadora Hokchi y BHGE la cual es anexada en los apéndices de este documento.  De dicho análisis se seleccionaron las configuraciones finales que implican menor riesgo operativo y cumplen con los requerimientos del plan de exploración del campo.

 

A continuacion se presentan las configuraciones finales definidas para el campo Hokchi:

 

Figura 16. Esquemáticos de configuraciones no convencionales definido para el Campo Hokchi.

 

En el caso de la del pozo tipo Hokchi que se está presentando en este artículo el esquemático del arreglo y la distribución final sería el siguiente:

 

Figura 17. Esquemático de configuración sencilla encapsulada – pozo tipo Campo Hokchi.

 

Al considerar una configuración encapsulada con separador de solidos conectado en la base, se debe definir la longitud y diámetro de la tubería de acumulación de solidos la cual debe considerar el peso de la tubería llena de solidos húmedos, en el caso de esta aplicación se consideró una densidad de la arena de 2.6 gr/cc y la longitud máxima de esta tubería está limitada por la conexión en el tope de la capsula que soportara todo el peso del arreglo.

 

En el caso de la aplicación propuesta se considera una capsula de 7” con una tubería de conexión en el tope de 3 ½”x 9.2# TRC 95 que soporta un peso máximo de 246000 Lbs (111583.72 kg). En todos los pozos evaluados la base de la tubería de acumulación estará ubicada como mínimo 30 m por encima de los perforados.

 

Figura 18. Distribución sistema BES – Pozo Tipo Hokchi

 

  • Conclusiones

 

  • El análisis integral documentado en este artículo para evaluación de pozos con sistemas de levantamiento artificial con BES apunta a maximizar la productividad y longevidad de dichos pozos con base a una evaluación multidisciplinaria,

  • Los sistemas de BES seleccionados incluyen equipos eficientes en configuraciones especiales con amplio rango de operación que garantizan la flexibilidad operativa ante cambios en la productividad del pozo (reducción de IP por obstrucción de los perforados y cambios en la presión de yacimiento) puntos de estabilización radial y axial (reducir vibración), áreas de flujo optimas y metalurgia especial.

  • La implementación de configuraciones no convencionales con sistemas BES permiten: mejorar el run life de los equipos, aseguramiento de flujo – menor producción diferida, reducción de intervenciones a pozos lo que se traduce en menores costos por pozo.

  • Es importante establecer caudales de producción óptimos considerando el drawdown crítico para evitar arenamiento que garanticen el mayor tiempo de operación del pozo y del equipo de levantamiento artificial.

  • Al integrar los resultados del modelo geomecánica con los análisis realizados por las disciplinas de productividad y producción se obtiene una evaluación integral que permitirá definir las estrategias idóneas para garantizar la rentabilidad de los planes de explotación de los campos nuevos y en desarrollo.

  • El análisis de producción de arena en el campo evaluado indica falla del material y riesgo de producción de arena para las condiciones de agotamiento y drawdown modelados. Se recomienda explorar alternativas de solución tales como cañoneo selectivo y orientado, uso de mecanismos de control de arena, manejo de drawdown.

  • En Campos nuevos es recomendable re-calibrar los modelos geomecánica existentes con información real durante la etapa de desarrollo del campo.

  • De acuerdo a los resultados del análisis integral realizado  considerando la productividad y predicción de arenamiento en los pozos del campo Hokchi, se propone evaluar con el modelo dinámico de yacimiento las diferentes tecnologías de sand control a nivel sectorial de los pozos con la finalidad  comparar los efectos nearwellbore para la tecnología de sand control selecciona y  visualizar perfiles de presión, perfil de flujo anular, perfiles de velocidades, acumulados de petróleo, drawdown por pozo, manejo de presiones de fondo fluyente optimas, con el sistema artificial de producción.

 

Apéndices

 

a) Tabla de comparación de las configuraciones factibles.

 

 

 

 

b) Ventajas y desventajas de las configuraciones finales evaluadas.

 

 

 

Nomenclatura

 

BES Bombeo electrosumergible

IP Índice de productividad

Pws Presión estática

Pwf Presión de fondo fluyente

IPR Inflow performance relationship

PIP Presión de succión del BEC

DP Diferencial de presión entre el yacimiento y el pozo, Drawdown

K permeabilidad

RGA Relación gas aceite

Skin Daño de formación

TR tuberías de revestimiento

 

Agradecimientos

 

Este trabajo fue desarrollado gracias al apoyo del personal de Hokchi Energy y a las diferentes líneas de productos de BHGE  (ALS, GPE, Completions) que permitieron visualizar de manera integral las problemáticas del Campo Hokchi.

 

Referencias

 

García, et al 2009. “Propuesta técnica de control de arena para el campo de la región marina de Mexico”, Baker Hughes.

Alvarellos, 2009. “Aplicación Geomecánica en el desarrollo de yacimientos Estudio de arenamiento del campo  de la Región Marina de Mexico”, GMI.

Software

Prosper v14.0, Petroleum Experts.  www.petex.com

AutographPC, Baker Hughes

HeliSand3D™ Baker Hughes

RiskGuard™ Baker Hughes

https://inside.bakerhughes.com/Pages/Home.aspx

 

Flujo Natural - WHP: 20 Kg/cm2

Q: 4000 BPD

Pws: 386 Bar/ 5600 psi

Pwf: 4414psi

DP: 1186 psi

 

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