Factibilidad del drenaje de reservas mediante ra/rc de los yacimientos jobo-01 y morichal-01, perteneciente a petroudo s.a, aplicando metodología integrada del dato
Páginas: 109 (27076 palabras)
Publicado: 24 de enero de 2011
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 ANTECEDENTES
Leota S. (2008) “Optimización del sistema de levantamiento artificial por gas mediante la simulación de pozos del Campo Dación Oeste ubicado en el Distrito San Tomé Estado Anzoátegui”. El enfoque de este trabajo se centró en realizar un estudio del sistema L.A.G con la finalidad de definir si se está inyectando por el punto óptimo con la tasa degas adecuada, con el objeto de mejorar el proceso de inyección y de esta manera poder maximizar la productividad de los pozos. Este estudio se realizó mediante la técnica de análisis nodal, mediante el simulador WELLFLO. Los resultados demostraron que el 71% de los pozos estaban recibiendo la tasa de inyección adecuada, mientras que el 15% se encontraba subinyectado y 14% sobreinyectado. Una vezrealizado el estudio, hubo una redistribución del gas de inyección (1,341MMPCND de ahorro y 1,450MMPCND adicional) con un incremento en la producción de 188BNPD.
Sánchez J. (2005) “Optimización del sistema de producción de los pozos con levantamiento artificial por gas del Campo Orocual Somero, Formación las Piedras”. Este trabajo fue realizado con el objetivo de dar solución a los problemasque estaban mermando la producción en los pozos con levantamiento artificial por gas asociado a la Formación Las Piedras. A través de este estudio se demostró que el 70% de los pozos estudiados presentan condiciones deficientes de yacimiento y problemas mecánicos a nivel de las completaciones, el 90% de los pozos en estudio requieren
ser producidos mediante levantamiento artificial por gasen forma intermitente o variantes de este método, mientras que el 10% restantes requieren inyección en forma continua.
Villarroel C. (2008) “Optimización del sistema de producción de los pozos de bajo caudal completados con levantamiento artificial por gas en el Área Pilón del Distrito Morichal”. El propósito de este trabajo fue optimizar el sistema de producción de los pozos de bajo caudalcompletados LAG en el Área Pilón del Distrito Morichal, se implementó una metodología a través de la elaboración de mapas de distribución de fluidos y gráficos de dispersión, donde se identificaron zonas prospectivas y los pozos de bajo caudal, obteniéndose de esta manera un total de 11 pozos, los cuales fueron evaluados por el programa PIPESIM 2006 mediante la aplicación de análisis nodal y lageneración de curvas de comportamiento del gas, para establecer las condiciones operativas de dichos pozos, dando como resultado que el 46% de los pozos deben mantener su inyección de gas, el 18% esta sobreinyectados y el 36% tienen oportunidad de aumentar su producción.
2.2 DESCRIPCIÓN DEL AREA DE ESTUDIO
2.2.1 Ubicación geográfica
El Campo Pilón del Distrito Morichal se encuentra ubicado enla cuenca oriental de Venezuela, al Sur-Centro del estado Monagas, en el área mayor de temblador, esta limitado al sur por la falla del mismo nombre y la Faja Petrolífera del Orinoco, al este por el Campo Isleño, al oeste por el Campo Jobo y al norte por el Campo Temblador, este campo de un tamaño aproximado de 20 Km de largo y 5 Km de ancho. (Figura2.1).
Figura 2.1 Ubicación geográfica delCampo Pilón
Fuente: Archivo de PDVSA
2.2.2 Geología estructural
La geología estructural predominante está representada por un homoclinal con buzamiento de 4 a 5º al norte. Pertenece a la Formación Oficina de Edad Mioceno y su profundidad promedio es de 3250 pies. El yacimiento se encuentra limitado al sur por una falla cuyo salto es de 200 pies y desplazamiento de 250 a 300 pies, que sirvecomo barrera de acumulación de petróleo pesado. Los ambientes sedimentarios característicos correspondientes a la Formación Oficina son Ambientes Fluviales.
2.2.3 Estratigrafía
La estratigrafía del Campo Pilón está caracterizada por cuatro grandes unidades sedimentarias: las formaciones Mesa, Las Piedras, Freites y Oficina, que cubren discordantemente una unidad sedimentaria cretácea, el...
MARCO TEÓRICO
2.1 ANTECEDENTES
Leota S. (2008) “Optimización del sistema de levantamiento artificial por gas mediante la simulación de pozos del Campo Dación Oeste ubicado en el Distrito San Tomé Estado Anzoátegui”. El enfoque de este trabajo se centró en realizar un estudio del sistema L.A.G con la finalidad de definir si se está inyectando por el punto óptimo con la tasa degas adecuada, con el objeto de mejorar el proceso de inyección y de esta manera poder maximizar la productividad de los pozos. Este estudio se realizó mediante la técnica de análisis nodal, mediante el simulador WELLFLO. Los resultados demostraron que el 71% de los pozos estaban recibiendo la tasa de inyección adecuada, mientras que el 15% se encontraba subinyectado y 14% sobreinyectado. Una vezrealizado el estudio, hubo una redistribución del gas de inyección (1,341MMPCND de ahorro y 1,450MMPCND adicional) con un incremento en la producción de 188BNPD.
Sánchez J. (2005) “Optimización del sistema de producción de los pozos con levantamiento artificial por gas del Campo Orocual Somero, Formación las Piedras”. Este trabajo fue realizado con el objetivo de dar solución a los problemasque estaban mermando la producción en los pozos con levantamiento artificial por gas asociado a la Formación Las Piedras. A través de este estudio se demostró que el 70% de los pozos estudiados presentan condiciones deficientes de yacimiento y problemas mecánicos a nivel de las completaciones, el 90% de los pozos en estudio requieren
ser producidos mediante levantamiento artificial por gasen forma intermitente o variantes de este método, mientras que el 10% restantes requieren inyección en forma continua.
Villarroel C. (2008) “Optimización del sistema de producción de los pozos de bajo caudal completados con levantamiento artificial por gas en el Área Pilón del Distrito Morichal”. El propósito de este trabajo fue optimizar el sistema de producción de los pozos de bajo caudalcompletados LAG en el Área Pilón del Distrito Morichal, se implementó una metodología a través de la elaboración de mapas de distribución de fluidos y gráficos de dispersión, donde se identificaron zonas prospectivas y los pozos de bajo caudal, obteniéndose de esta manera un total de 11 pozos, los cuales fueron evaluados por el programa PIPESIM 2006 mediante la aplicación de análisis nodal y lageneración de curvas de comportamiento del gas, para establecer las condiciones operativas de dichos pozos, dando como resultado que el 46% de los pozos deben mantener su inyección de gas, el 18% esta sobreinyectados y el 36% tienen oportunidad de aumentar su producción.
2.2 DESCRIPCIÓN DEL AREA DE ESTUDIO
2.2.1 Ubicación geográfica
El Campo Pilón del Distrito Morichal se encuentra ubicado enla cuenca oriental de Venezuela, al Sur-Centro del estado Monagas, en el área mayor de temblador, esta limitado al sur por la falla del mismo nombre y la Faja Petrolífera del Orinoco, al este por el Campo Isleño, al oeste por el Campo Jobo y al norte por el Campo Temblador, este campo de un tamaño aproximado de 20 Km de largo y 5 Km de ancho. (Figura2.1).
Figura 2.1 Ubicación geográfica delCampo Pilón
Fuente: Archivo de PDVSA
2.2.2 Geología estructural
La geología estructural predominante está representada por un homoclinal con buzamiento de 4 a 5º al norte. Pertenece a la Formación Oficina de Edad Mioceno y su profundidad promedio es de 3250 pies. El yacimiento se encuentra limitado al sur por una falla cuyo salto es de 200 pies y desplazamiento de 250 a 300 pies, que sirvecomo barrera de acumulación de petróleo pesado. Los ambientes sedimentarios característicos correspondientes a la Formación Oficina son Ambientes Fluviales.
2.2.3 Estratigrafía
La estratigrafía del Campo Pilón está caracterizada por cuatro grandes unidades sedimentarias: las formaciones Mesa, Las Piedras, Freites y Oficina, que cubren discordantemente una unidad sedimentaria cretácea, el...
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