Gas lift optimization

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

ESTUDIO DE LA OPCIÓN “GAS LIFT OPTIMIZATION” DE ECLIPSE®

Presentado ante la ilustre
Universidad Central de Venezuela
Para optar al Título de
Ingeniero de Petróleo
Por los bachilleres:
Henry Miguel Ramírez Rodríguez
Oliver Alberto Barreto Pérez

Caracas, Diciembre 2003

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO


TUTOR ACADÉMICO: MSc. Pedro Vaca González

Presentado ante la ilustre
Universidad Central de Venezuela
Para optar al Título de
Ingeniero de Petróleo
Por los bachilleres:
Henry Miguel Ramírez Rodríguez
Oliver Alberto Barreto Pérez

Caracas, Diciembre 2003

ii

Caracas, diciembre de 2003

Los abajo firmantes, miembros del jurado designado por el Consejo de la Escuela de
Petróleo, Facultad de Ingeniería, para evaluar el Trabajo Especial de Grado presentado por
los bachilleres Henry Miguel Ramírez Rodríguez y Oliver Alberto Barreto Pérez, titulado:


Consideran que el mismo cumple con los requisitos exigidos por el plan de estudios
conducente al Título de Ingeniero de Petróleo, sin que ello signifique que se hacen solidarios
con las ideas expuestas por los autores, lo declaran APROBADO.

___________________________ ___________________________
Prof. Wladimiro Kowalchuk Prof. Víctor Escalona
Jurado Jurado

___________________________
Prof. Pedro Vaca
Tutor Académico

iii

RESUMEN
Henry Ramírez y Oliver Barreto
Estudio de la opción “Gas Lift Optimization” de ECLIPSE®
Tutor académico: MSc. Pedro Vaca González.
Tesis. Caracas, U.C.V. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería de Petróleo, 2003,
129 páginas.
Palabras clave:
1. Optimización 2. Simulación 3. “Gas lift”

Uno de los métodos de producción que existe es el levantamiento artificial por gas. El
simulador ECLIPSE100® (simulador de petróleo negro) tiene una opción especial llamada
“Gas lift optimization”, la cual es aplicable a un pozo ó un grupo de pozos. El objetivo
fundamental de este Trabajo Especial de Grado es estudiar el comportamiento de las
diferentes variables involucradas en el proceso de optimización de la opción.

El estudio se basa en la variación de los parámetros involucrados en la opción, los cuales
son: variación de la disponibilidad máxima de gas para el campo, variación de valores de
inyección mínima para el campo, uso de distintas correlaciones para el cálculo de las caídas
de presión en la tubería de producción (VFPPROD). Además se estudió el comportamiento
de la opción favoreciendo y desfavoreciendo pozos asignándoles distintos factores de peso
(“weighting factor”), se varió el mínimo gradiente económico, se realizó un análisis en el cual
no se optimizaba la inyección de gas, se estudió la influencia del incremento de la tasa de
gas y se realizó un estudio sin “gas lift” para poder identificar la influencia de esta opción en
el recobro del yacimiento.

De los resultados obtenidos se puede concluir que algunos de los parámetros más
influyentes en la opción son: el factor de peso, el tamaño del incremento de gas, las
correlaciones utilizadas para el cálculo de las caídas de presión en la tubería de producción,
el mínimo gradiente económico y la disponibilidad máxima de gas por día. Se considera que
la opción “Gas lift optimization” del simulador ECLIPSE® representa una gran herramienta
para maximizar la producción de petróleo bajo restricciones económicas.

iv

OBJETIVOS

Objetivos Generales

• Evaluar la opción especial “Gas Lift Optimización” del Simulador ECLIPSE ®.

Objetivos Específicos:

• Describir la formulación para calcular la tasa de inyección óptima del gas para un

pozo, un grupo de pozos o un campo.

• Identificar las ventajas y desventajas en el uso de la opción.

• Realizar análisis de sensibilidad a diferentes variables relevantes para precisar el

comportamiento del programa en situaciones extremas.

• Generar recomendaciones acerca de la utilización de la opción “Gas lift Optimización”.

v

ÍNDICES

ÍNDICE DE CONTENIDOS

Capitulo 1: MARCO TEÓRICO

1.1 CONCEPTOS BÁSICOS RELACIONADOS AL YACIMIENTO 1
1.1.1 Porosidad 1
1.1.2 Permeabilidad 1
1.1.3 Saturación de fluidos 2
1.1.4 Permeabilidad efectiva y relativa 2
1.1.4.1 Permeabilidad efectiva 2
1.1.4.2 Permeabilidad absoluta 2
1.1.5 Temperatura del yacimiento 3
1.1.6 Propiedades PVT para los sistemas de
3
hidrocarburos
1.1.6.1 Presión de burbujeo (Pb) 3
1.1.6.2 Factor volumétrico del petróleo (Bo) 3
1.1.6.3 Relación del gas disuelto en el petróleo (Rs) 4
1.1.6.4 Compresibilidad isotérmica (Cot) 4
1.1.6.5 Viscosidad del petróleo (µo) 4
1.1.7 Índice de productividad 4

1.2 CONCEPTOS BÁSICOS RELACIONADOS AL SISTEMA DE 7
PRODUCCIÓN
1.2.1 Curva de oferta de fluidos (IPR) 7
1.2.2 Curva de demanda de fluidos (TPR) 8
1.2.3 Comportamiento de flujo vertical 9
1.2.3.1 Patrones de flujo o regímenes de flujo
10
vertical
1.2.3.1.1 Flujo monofásico 10
1.2.3.1.2 Flujo burbuja 10
1.2.3.1.3 Flujo tapón 11
1.2.3.1.4 Flujo anular 11
1.2.3.1.5 Flujo espuma 11
1.2.3.1.6 Flujo neblina 12
1.2.4 Curvas de gradiente de presión 13
1.2.4.1 Curvas de gradiente estático 13
1.2.4.2 Curvas de gradiente dinámico 13
1.2.5 Cálculo del gradiente de presión 15
1.2.5.1 Gradiente de presión hidrostática 15
1.2.5.2 Cálculos de pérdidas de presión por fricción 17
1.2.5.3 Cálculo de las pérdidas de presión por
17
aceleración
1.2.6 Correlaciones de flujo multifásico 19

vi

ÍNDICES

1.3 LEVANTAMIENTO POR INYECCIÓN DE GAS (LAG) 21
1.3.1 Levantamiento por inyección continua de gas 23
1.3.1.1 Consideraciones para el diseño y
24
optimización en sistemas de LAG continuo
1.3.2 Levantamiento por inyección intermitente de gas 25
1.3.3 Ventajas y Desventajas de cada uno de los métodos
25
de levantamiento por inyección de gas
1.3.3.1 Flujo continuo 25
1.3.3.1.1 Ventajas 25
1.3.3.1.2 Desventajas 26
1.3.3.2 Flujo intermitente 26
1.3.3.2.1 Ventajas 26
1.3.3.2.2 Desventajas 26
1.3.4 Optimización de la inyección de gas 26

1.4 CONCEPTOS BÁSICOS DE LA SIMULACIÓN DE 28
YACIMIENTOS
1.4.1 Tipos de simuladores 29
1.4.1.1 Simuladores de petróleo negro 29
1.4.1.2 Simuladores composicionales 29
1.4.1.3 Simuladores térmicos 29
1.4.1.4 Simuladores químicos 30
1.4.2 Metodología para la simulación de yacimientos 30
1.4.2.1 Proceso de inicialización 30
1.4.2.2 Proceso para cotejo histórico del yacimiento 30
1.4.2.3 Proceso para la predicción del
31
comportamiento futuro del yacimiento
1.4.3 Simulador de yacimientos ECLIPSE® 33

Capitulo 2: “GAS LIFT OPTIMIZATION” 34

2.1 OPCIÓN “GAS LIFT OPTIMIZATION” DEL SIMULADOR
34
ECLIPSE®
2.1.1 Gas lift sin optimizar la tasa de inyección 35
2.1.2 Aplicación de la opción “gas lift optimization” a un
35
pozo
2.1.3 “Gas lift optimization” para un grupo de pozos 38

2.2 COMANDOS UTILIZADOS EN LA OPCIÓN “GAS LIFT 42
OPTIMIZATION”
2.2.1 WLIFTOPT (“Well lift gas optimization data”) 42
2.2.1.1 Pozo 42
2.2.1.2 ¿Quiere optimizar por “gas lift”?: 43
2.2.1.3 Máxima tasa de inyección de “gas lift” 43
2.2.1.4 Factor de peso 43
2.2.1.5 Mínima tasa de gas para el pozo 43
2.2.2 GLIFTOPT (Group gas limit for artificial lift) 44
vii

ÍNDICES

2.2.2.1 Grupo 45
2.2.2.2 Cantidad de gas disponible para el campo 45
2.2.2.3 Máxima tasa de gas para el grupo 45
2.2.3 LIFTOPT (Turn on gas lift optimization) 46
2.2.3.1 Tamaño del incremento de la tasa de
46
inyección gas
2.2.3.2 Mínimo gradiente económico 47
2.2.3.3 Intervalo de optimización 47
2.2.3.4 ¿Optimización por LAG en el comienzo de
cada de cada iteración NUPCOL del paso del 47
tiempo?

Capítulo 3: METODOLOGÍA 48

Capítulo 4: ANÁLISIS DE RESULTADOS 57

104
CONCLUSIONES
106
RECOMENDACIONES
107
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
109
GLOSARIO DE TÉRMINOS

ANEXOS
111
ANEXO A
113
ANEXO B

viii

ÍNDICES

ÍNDICE DE FIGURAS

MARCO TEÓRICO
Fig. 1.1 Curva de comportamiento de afluencia (IPR) 7
Fig. 1.2 Curva de demanda de los pozos 9
Fig. 1.3 Regímenes de flujo 13
Fig. 1.4 Curvas de gradiente de presión 14
Fig. 1.5 Efecto de la inyección de gas 23
Fig. 1.6 Curva de comportamiento de la inyección de gas 27
Fig. 1.7 Diagrama del proceso de simulación de yacimientos (tomado de las
32
clases de Yacimientos V; dictadas por el Prof. Pedro Vaca)
Fig. 1.8 Malla en 3D de un campo completo simulada en ECLIPSE® 33
OPCIÓN “GAS LIFT OPTIMIZATION”
Fig. 2.1 Optimización de la tasa de petróleo para un solo pozo 36
Fig. 2.2 Diagrama del proceso de optimización cuando es un solo pozo 38
Fig. 2.3 Optimización de la tasa de petróleo para un grupo de pozos 39
Fig. 2.4 Comando WLIFTOPT 42
Fig. 2.5 Comando GLIFTOPT 45
Fig. 2.6 Comando LIFTOPT 46
METODOLOGÍA
Fig. 3.1 Vista areal del mallado
49
Fig. 3.2 Propiedades PVT del crudo 52
Fig. 3.3 Función de saturación de petróleo 53
Fig. 3.4 Función de saturación de agua 53
Fig. 3.5 Comportamiento de la presión capilar 54

ANÁLISIS DE RESULTADOS

Sin aplicar la opción “Gas Lift Optimization”
Fig. 4.1 Comportamiento de la producción de petróleo del campo 57

ix

ÍNDICES

Fig. 4.2 Comportamiento de la producción ante distintos esquemas de
58
explotación
Fig. 4.3 Producción acumulada de petróleo en los distintos objetivos de
59
producción del campo
Fig. 4.4 Producción acumulada de los pozos cuando el objetivo de producción es
60
63000 BN/D

Variación del tamaño del incremento de la inyección de gas
Fig. 4.5 Comportamiento de la tasa de inyección en el campo en los distintos
62
casos de variación del incremento
Fig. 4.6 Producción del campo cuando se varía el incremento 63
Fig. 4.7 Comportamiento de la inyección de gas en el pozo PA37 64
Fig. 4.8 Comportamiento de la inyección de gas en el pozo PA44 64
Fig. 4.9 Comportamiento de la inyección de gas en el pozo PB55 64
Fig. 4.10 Comportamiento de la inyección de gas en el pozo PB57 65
Fig. 4.11 Comportamiento de la inyección de gas en el pozo PC63 65
Fig. 4.12 Comportamiento de la inyección de gas en el pozo PC75 65
Fig. 4.13 Producción acumulada de petróleo en cada caso 67
Influencia de no optimizar la tasa de inyección de gas
Fig. 4.14 Tasa de inyección de gas en el campo en los distintos casos 70
Fig. 4.15 Comportamiento de la tasa de producción de petróleo del campo bajo
71
los distintos esquemas de inyección de gas
Fig. 4.16 Comportamiento de la producción acumulada de petróleo del campo
73
bajo los distintos esquemas de inyección de gas
Variando la cantidad de gas máxima disponible por día
Fig. 4.17 Comportamiento de la producción del campo 76
Fig. 4.18 Comportamiento de la tasa de inyección de gas todos los pozos 77
Fig. 4.19 Producción acumulada de petróleo vs. Cantidad de gas disponible 79
Fig. 4.20 Inyección de gas para el campo vs. Tiempo 80
Variación del mínimo gradiente económico
Fig. 4.21 Comportamiento de la inyección de gas en el campo 82
Fig. 4.22 Comportamiento de la producción del campo en los distintos casos 83
Fig. 4.23 Comportamiento de la tasa de inyección de todos los pozos 84
Fig. 4.24 Producción acumulada de petróleo en cada caso 84

x

ÍNDICES

Variación de la tasa mínima de inyección de gas
Fig. 4.25 Comportamiento de la tasa de inyección de gas al campo 87
Fig. 4.26 Comportamiento de la inyección de gas en todos los pozos 88
Fig. 4.27 Producción acumulada de petróleo 89
Influencia del factor de peso en la opción
Fig. 4.28 Tasa de producción de petróleo con el WF igual a 1 91
Fig. 4.29 Tasa de producción de petróleo PA37 92
Fig. 4.30 Tasa de inyección de gas del pozo PA37 favoreciendo y
93
desfavoreciéndolo
Fig. 4.31 Tasa de producción de petróleo del campo favoreciendo y
93
desfavoreciendo al pozo PA37
Fig. 4.32 Tasa de producción del pozo PA37 considerando este pozo con daño 94
Fig. 4.33 Tasa de inyección del pozo PA37 considerando este pozo con daño 95
Fig. 4.34 Producción total de petróleo del campo considerando el
95
pozo PA37 con daño
Variación del intervalo de optimización
Fig. 4.35 Comportamiento de la tasa de inyección en el campo en distintos
96
intervalos de optimización
Fig. 4.36 Comportamiento de la producción del campo en los distintos
98
intervalos de optimización
Influencia de la selección de las correlaciones para el cálculo del
comando VFPROD
Fig. 4.37 Presión de cabezal del PA37 en todos los casos 100
Fig. 4.38 Presión de fondo fluyente del pozo PA37 en todos los casos 101
Fig. 4.39 Comportamiento de la producción del campo en los distintos casos 102
Fig. 4.40 Comportamiento de la inyección de gas en el campo 102

xi

ÍNDICES

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1.1 Valores de índices de productividad basados en la experiencia de
6
campo
Tabla 2.1 Comparación de los gradientes crecientes y decrecientes de los
40
pozos
Tabla 3.1 Dimensiones de la malla 48
Tabla 3.2 Dimensiones de los bloque de malla 49
Tabla 3.3 Características de los pozos 50
Tabla 3.4 Densidad de los fluidos 51
Tabla 3.5 Propiedades PVT del agua 52
Tabla 3.6 Gas disuelto en el petróleo 53
Tabla 3.7 Porosidad y permeabilidad de la malla 54
Tabla 3.8 Compresibilidad de la roca a la presión de referencia 54
Tabla 3.9 Condiciones de inicialización del yacimiento 55
Tabla 3.10 Casos Estudiados 56
Tabla 4.1 Valores de la producción acumulada y el factor de Recobro en
59
cada caso
Tabla 4.3 Casos estudiados en la variación del tamaño del incremento 61
Tabla 4.4 Incrementos de gas disponibles en cada caso 66
Tabla 4.5 Producción acumulada de petróleo 67
Tabla 4.6 Casos de asignación ‘manual’ de gas a cada pozo 69
Tabla 4.7 Cantidad de gas total inyectado a los mil días 72
Tabla 4.8 Producción acumulada de petróleo a los 2500 días en los
73
distintos casos
Tabla 4.9 Casos estudiados en la variación de la cantidad de gas
75
máxima disponible por día
Tabla 4.10 Comportamiento de la producción acumulada en cada caso 79
Tabla 4.11 Casos estudiados en la variación del mínimo gradiente económico 81
Tabla 4.12 Producción acumulada de petróleo y factor de recobro obtenido
85
en cada caso

xii

ÍNDICES

Tabla 4.13 Casos estudiados en la variación de la tasa mínima de inyección
86
de gas
Tabla 4.14 Casos estudiados en el WF 90

109
Tabla A.1 Propiedades PVT del crudo
Tabla A.2 Funciones de saturación 109
Tabla A.3 Funciones de saturación 110
Tabla B.1 Número de la tabla VFP y la profundidad de referencia de la tabla
111
VFP
Tabla B.2 Tabla de parámetros para la construcción de la tabla VFP 111
Tabla B.3 Tabla VFP 111
Tabla B.4 Primera fila de la tabla VFP 113

xiii

INTRODUCCIÓN

INTRODUCCIÓN

En la industria petrolera existen métodos de levantamiento artificial, los cuales se utilizan
cuando un pozo no es capaz de cumplir con sus objetivos de producción por métodos
naturales (ya sea el pozo fluyendo o no).

Uno de lo métodos más utilizados para lograr este propósito es el levantamiento artificial por
gas, el cual puede ser continuo o intermitente. La selección del método a utilizar va a
depender de las características existentes tanto en el yacimiento como en el pozo.

Herramientas muy útiles y poderosas en la industria petrolera para diseñar procesos y
predecir comportamientos son los simuladores. Estas herramientas tienen como función
representar todos los aspectos del yacimiento y de los pozos, para realizar pronósticos,
planificaciones, análisis económicos, optimizaciones, etc.

El simulador de yacimientos ECLIPSE100® es un simulador de Petróleo Negro, dotado de
numerosas opciones, entre ellas la opción especial de optimización de levantamiento
artificial por gas (LAG) para representar de manera apropiada la operación de este
mecanismo. La optimización de LAG en ECLIPSE100® puede ser aplicada ya sea a un pozo,
a un grupo de pozos o al campo entero.

Mediante esta opción se realiza la distribución del gas entre los pozos para obtener la tasa
de producción de petróleo necesaria en función de maximizar el beneficio económico

El estudio aquí presentado muestra que, mediante el uso de la opción “Gas Lift Optimization”
en un campo, se distribuye la cantidad de gas disponible a los pozos que puedan hacer un
mejor uso de éste, considerando diversas restricciones o controles (por ejemplo, control de
THP, control de la tasa de producción, restricciones económicas).

xiv

CAPÍTULO 1: MARCO TEÓRICO

CAPÍTULO 1
MARCO TEÓRICO

En este capítulo se presentan algunos de los conceptos básicos más relevantes utilizados en
la tesis. Estos se presentaran en cuatro grupos: los conceptos básicos relacionados al área
de yacimiento, los relacionados al área de producción, los relacionados con LAG y los
conceptos básicos relacionados a la simulación de yacimientos.

1.1 CONCEPTOS BÁSICOS RELACIONADOS AL YACIMIENTO

Es necesario el conocimiento de los siguientes conceptos relacionados al yacimiento para
conocer las variables más importantes que están involucrados en el flujo de los fluidos en el
medio poroso (yacimiento).

1.1.1 Porosidad

La porosidad de una roca es la medida de su capacidad de almacenamiento. La porosidad se
expresa como la fracción del volumen total de la roca que está compuesta por espacio vacío.
1

1.1.2 Permeabilidad

Es la propiedad de la roca que mide la facilidad con que la roca permite el paso de fluidos. La
permeabilidad es una función del grado de interconexión entre los poros de la roca. La
unidad de la permeabilidad se denomina darcy, pero usualmente en la industria se utiliza el
milidarcy (md), una milésima parte del darcy. La ecuación que desarrolló Henry Darcy toma
en cuenta los siguientes parámetros: la permeabilidad (K), la tasa de flujo (q) en función de la
viscosidad de fluido (µ), la caída de presión (∆P), el área transversal de flujo (A) y la longitud
del sistema (L).1 La ecuación es la siguiente:

1


K A ∆p
q= (1.1)
µL

1.1.3 Saturación de fluidos

Es la relación del volumen que un fluido ocupa en un espacio poroso. Esta medida es
importante para conocer la cantidad de agua, petróleo y gas existente en la roca. 2

Vx
Sx = (1.2)
Vp

donde:
Sx, saturación del Fluido x, (ya sea Agua, Petróleo, Gas).
Vx, volumen del fluido x.
Vp, volumen poroso.

1.1.4 Permeabilidad efectiva y relativa

A continuación se definen la permeabilidad efectiva y la permeabilidad relativa.

1.1.4.1 Permeabilidad efectiva: Es la conductividad de un material poroso a una fase
cuando dos o más fases están presentes y también se mide en darcy. Cuando dos o más
fases están fluyendo simultáneamente en un medio poroso permeable, la permeabilidad
efectiva a una fase dada es menor que la permeabilidad absoluta y es función de la
saturación de la fase. 2

1.1.4.2 Permeabilidad relativa: Es la relación o razón entre la permeabilidad efectiva y la
permeabilidad absoluta.2

2


1.1.5 Temperatura del yacimiento

El gradiente geotérmico es definido como el gradiente de temperatura existente por debajo
de la superficie de la tierra, tomando la temperatura en la superficie como la temperatura
ambiental promedio. Dado que la temperatura en un yacimiento en particular es controlada
por el gradiente geotérmico existente en el área, esta permanece constante a lo largo de la
vida del yacimiento, lo que significa que todos los procesos en el yacimiento son
isotérmicos.2 A menos que se implanten procesos térmicos.

1.1.6 Propiedades PVT para los sistemas de hidrocarburos

Para poder reconocer qué tipo de crudo se encuentra en el yacimiento se le deben realizar a
este una serie de pruebas en el laboratorio con la finalidad de conocer ciertas propiedades
físicas, tales como: Presión en el punto de burbujeo (Pb), Factor volumétrico del petróleo
(Bo), Relación del gas disuelto en el petróleo (Rs), Coeficiente de compresibilidad isotérmico
(Cot) y la viscosidad de crudo (µo). Para el agua y el gas se miden propiedades similares.

1.1.6.1 Presión de burbujeo Pb

Es la presión a la cual aparece la primera burbuja de gas.3

1.1.6.2 Factor volumétrico del petróleo (Bo)

Es definido como la relación del volumen de petróleo (más su gas en solución) a condiciones
del yacimiento con respecto al volumen de petróleo a condiciones estándar. Tiene unidades
de (BY/BN).3

3


1.1.6.3 Relación del gas disuelto en el petróleo (Rs)

Es el volumen de gas, en pies cúbicos estándar (PCN), que se disolverá en un barril de
petróleo del tanque (BN) a unas condiciones dadas de presión y temperatura. Tiene unidades
de (PCN/BN).3

1.1.6.4 Compresibilidad isotérmica (Cot):

La compresibilidad isotérmica de una sustancia es dada por la siguiente ecuación:

1 dv
C=− (1.3)
v dp
donde:
C, compresibilidad isotérmica.
V, volumen.
P, presión.

La ecuación describe el cambio de volumen a medida que la presión varía, mientras se
mantiene la temperatura.4

1.1.6.5 Viscosidad del petróleo (µo)

La viscosidad es una propiedad del fluido y ésta ofrece resistencia al movimiento relativo de
sus moléculas. Los principales parámetros que afectan la viscosidad son la temperatura y la
presión.3

1.1.7 Índice de productividad

La relación entre la tasa de producción de un pozo y la caída de presión en la formación
expresa el concepto de índice de productividad, J. Igualmente, el índice de productividad es

4


una medida de su capacidad de producir, y es una propiedad de los pozos que es
comúnmente medida.5

q
J= o
(1.4)
( Pe − P wf )

donde:
qo, tasa de producción del pozo,
Pe, presión estática del yacimiento o la presión promedio del área de
drenaje.
Pwf, presión de fondo fluyente del pozo.

En algunos pozos el índice de productividad es directamente proporcional a la presión
diferencial (Pe – Pwf) de fondo, por lo tanto éste permanecerá constante. En otros pozos, a
altas tasas de flujo la proporcionalidad no se mantiene y el índice de productividad
disminuye. La causa de esta disminución puede ser debida a diversos factores: a) turbulencia
a altas tasas de flujo, b) disminución en la permeabilidad del petróleo debido a la presencia
de gas libre resultante de la caída de presión en el pozo, c) aumento de la viscosidad del
petróleo con la caída de presión por debajo del punto de burbujeo, d) reducción de la
permeabilidad debido a la compresibilidad de la formación.

En la práctica los valores del índice de productividad son variados dependiendo de las
características de cada pozo y de la zona donde se encuentre el pozo. En base a una
experiencia general se han fijado los siguientes valores como indicativos de índice de
productividad de un pozo 6:

Tabla 1.1 Valores de índices de productividad basados en la experiencia de campo6

J < 0.5 BPD/lpc Es un J bajo.

5


0.5 ≤ J ≤ 1.5 BPD/lpc Es un J intermedio.

J > 1.5 BPD/lpc Es un J alto.

6


1.2 CONCEPTOS BÁSICOS RELACIONADOS AL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

Esta sección está estructurada tomando en cuenta dos fases primordiales en el
comportamiento del sistema de producción. La primera fase es el comportamiento de
afluencia o curva de oferta de fluidos (Yacimiento-Perforaciones); y el segundo es la curva de
demanda de fluidos (Perforaciones-Cabezal).

1.2.1 Curva de oferta de fluidos (IPR)7

La Relación de Comportamiento de Afluencia o IPR (“Inflow Performance Relation”)
normalmente es usada para definir la relación entre la tasa de petróleo en la superficie (qo) y
la presión de fondo fluyente en el punto medio de las perforaciones (Pwf) y representa la
habilidad que tiene un yacimiento para aportar fluidos a un determinado pozo.7 Generalmente
esta relación se representa por un gráfico de qo versus Pwf.

Fig. 1.1 Curva de comportamiento de afluencia (IPR)

El flujo desde el yacimiento hasta las perforaciones se puede obtener utilizando las
ecuaciones propuestas por Darcy para el flujo en un medio poroso. Utilizar esta ecuación
para predecir el comportamiento de afluencia del yacimiento puede generar resultados

7


erróneos, a menos que se puedan realizar predicciones confiables del flujo de fluidos a
través de la formación productora, es decir, se tenga conocimiento de las condiciones de
presión, de las propiedades de los fluidos y del medio poroso con un buen grado de certeza.

Por lo tanto, desde los comienzos de las prácticas de pruebas a los pozos, muchos esfuerzos
se han concentrado en la formulación de simples ecuaciones que expresen el
comportamiento de afluencia del yacimiento (IPR). Algunas de las ecuaciones de
comportamiento de afluencia más utilizadas son:
• Método lineal.
• Método de Vogel.
• Método de Fetkovich.

Es importante señalar que estas ecuaciones son de carácter empírico.

1.2.2 Curva de demanda de fluidos (TPR)5

Es la curva de demanda de los pozos; esta curva es totalmente independiente de la curva de
oferta de fluidos, pero dado que el volumen de fluido que aportará un yacimiento a un
determinado pozo aumenta a medida que la presión de fondo fluyente en el pozo disminuye,
y a su vez la tubería de producción va a necesitar una mayor presión de fondo fluyente para
poder producir el mismo volumen, entonces debe existir una presión única de fondo fluyente
para la cual la presión que ofrece el yacimiento sea igual a la presión que demande el pozo.
Esta presión única de fondo fluyente es la intercepción entre el IPR y el TPR y se conoce
como presión de flujo natural.

8


Fig. 1.2 Curva de demanda de los pozos

1.2.3 Comportamiento de flujo vertical 6

Para un valor dado de presión de fondo fluyente (Pwf), la formación producirá petróleo, agua
y gas hacia el pozo a una cierta tasa. La pregunta que ahora debe ser respondida es: ¿La
caída de presión generada a lo largo de toda la tubería producción va a permitir producir el
volumen deseado de fluidos?

La presión en el fondo de la tubería está compuesta por:

• La contrapresión en el cabezal (THP), ejercida en la superficie desde el reductor hasta
el separador de producción.

• Las pérdidas de presión a lo largo de la tubería de producción.

Estas pérdidas de presión son función de la tasa de producción, de las características de los
fluidos fluyentes y de los componentes del sistema de producción (diámetros de tubería,

9


estranguladores, etc.). Para la predicción de la presión en uno de los extremos de la tubería
de producción, se debe considerar qué tipo de flujo está ocurriendo; si el flujo a través de la
tubería de producción es flujo monofásico (petróleo, agua o gas), existen técnicas sencillas
para determinar el perfil de presiones a través del sistema de producción. No así para el flujo
multifásico, como generalmente ocurre en los pozos productores, donde el gas libre y el
agua fluyen conjuntamente con el petróleo en pozos petrolíferos, o agua y líquidos
condensados fluyen conjuntamente con el gas en pozos gasíferos. 6

La presencia de un flujo multifásico complica considerablemente el cálculo de la caída de
presión en cualquier componente del sistema, ya que se producen cambios de fases en los
fluidos fluyentes con cambios de la presión promedio. Esto origina cambios en las
densidades, velocidades, volumen de cada fase y propiedades de los fluidos. La temperatura
también juega un papel muy importante en el flujo a través de tuberías, principalmente en el
flujo vertical, debido a la gran diferencia entre la existente en el fondo del pozo y la de
superficie. Todos los cambios de estado de la fase líquida y gaseosa, que ocurren a lo largo
de la tubería de producción, forman configuraciones geométricas denominadas patrones de
flujo o regímenes de flujo.

1.2.3.1 Patrones de flujo o regímenes de flujo vertical

1.2.3.1.1 Flujo monofásico: se refiere al de una sola fase líquida sin gas libre. La presión en
la tubería es aún mayor que la presión de burbujeo.

1.2.3.1.2 Flujo burbuja: este tipo de régimen de flujo tiene lugar debido al agotamiento de la
presión en la tubería de producción, lo cual causa la formación de burbujas de gas, las cuales
se dispersan en el líquido (fase continua), siendo la distribución aproximadamente
homogénea a través de la sección transversal de la tubería. La reducción en la densidad da
como resultado un aumento en la velocidad, con la cual la fricción asume más importancia.
La fuerza de flotación de las burbujas causa una diferencia entre la velocidad del gas (que
sube a diferentes velocidades dependiendo del diámetro de la burbuja) y la velocidad del
líquido (que sube a una velocidad más o menos constante), produciendo un aumento en la

10


densidad aparente del fluido, basada en la relación gas-líquido medida en la superficie. El
gas permanece menos tiempo en la tubería que el líquido y excepto por su densidad, tiene
muy poco efecto sobre el gradiente de presión. Este régimen es dividido en flujo burbuja y
flujo disperso. El primero ocurre a tasas relativamente bajas de líquido y se caracteriza por
desplazamiento entre las fases de gas y líquido mientras que el segundo ocurre a tasas
relativamente altas de líquido, logrando esta fase arrastrar burbujas de gas.

1.2.3.1.3 Flujo tapón: dicho régimen de flujo comienza cuando las burbujas de gas
aumentan de tamaño y se vuelven más numerosas, por lo que las burbujas más grandes se
deslizan hacia arriba a mayor velocidad que las pequeñas, arrastrando a las mismas. Puede
llegarse a una etapa en la cual estas burbujas son del diámetro de la tubería de producción y
el régimen de flujo ha llegado a ser tal, que los tapones de líquido que contiene pequeñas
burbujas de gas están separados entre sí por bolsas de gas que ocupan toda la sección
transversal de la tubería de producción, excepto por una película de líquido que se mueve
relativamente despacio a lo largo de la pared de la tubería. Estas condiciones se conocen
como flujo por tapones o baches. La velocidad del gas es siempre mayor que la del líquido.
Esta diferencia de velocidades origina no solo pérdidas de presión por fricción contra la pared
de la tubería, sino también una cantidad de líquido retenido en la tubería que afectará
notablemente la densidad de la mezcla fluyente. Tanto la fase gaseosa como la líquida
influyen significativamente en el gradiente de presión.

1.2.3.1.4 Flujo anular: se produce cuando las burbujas de gas se expanden y atraviesan los
tapones de líquidos más viscosos, originando que el gas forme una fase continua cerca del
centro de la tubería, llevando hacia arriba pequeñas gotas de líquido en ella, y a lo largo de la
tubería se produce una película de líquido que se mueve hacia arriba.

1.2.3.1.5 Flujo espuma: si el líquido tiene tensión interfacial alta, las burbujas no se unen. En
su lugar, el gas y el líquido se combinan para formar una espuma perdurable. Cuando esto
ocurre, el fluido es muy ligero, no hay diferencia entre las velocidades del líquido y del gas,
pero la fricción es muy grande. Cuando se trata de crudos con menos de 14° API, o

11


emulsiones con más de 90 % de agua, la espuma que se forma causa problemas de
producción, separación y medición.

1.2.3.1.6 Flujo neblina: finalmente, a medida que la velocidad del gas continúa aumentando
(a causa de la reducción de presión), se produce una inversión en el medio continuo. El gas
pasa a ser el medio continuo y el flujo pasa a condición neblina, es decir, el líquido fluye en
forma de pequeñas gotas suspendidas en una fase gaseosa continua, por lo que no se
considera deslizamiento entre fases. La mezcla es muy liviana, pero existe una diferencia
entre el gas y el líquido. La fricción no tiene importancia en este tipo de flujo. En este régimen
se observa una película de líquido que cubre la pared interna de la tubería, por lo que
algunos autores lo llaman régimen anular-neblina. Esta película facilita el avance del gas
afectando la rugosidad efectiva de la tubería. El efecto de líquido no se toma en cuenta en los
cálculos de las pérdidas de energía por fricción y en general la fase gaseosa es la que
gobierna la caída de presión total a lo largo de la tubería.

Es posible encontrar uno o varios regímenes de flujo en un pozo. La secuencia de formación
de los diferentes regímenes de flujo puede variar con respecto a lo discutido anteriormente.

12


Fig. 1.3 Regímenes de flujo

1.2.4 Curvas de gradiente de presión 6

Las curvas de gradiente de presión de un fluido es el perfil de presiones que tiene este a lo
largo de la tubería por donde viaja. Dicha curva permite visualizar la variación de la presión
del fluido en todos los puntos de la tubería. Las curvas de gradiente se pueden clasificar de
la siguiente manera:

1.2.4.1 Curvas de gradiente estático: Ocurre cuando el pozo no fluye, por lo que las curvas
de gradiente para la fase líquida son líneas rectas y para la fase gaseosa son curvas.

1.2.4.2 Curvas de gradiente dinámico: También conocidas como curvas de presión de
fondo fluyente para el flujo multifásico en tuberías verticales, describen la forma en que varía
la presión dentro de la tubería de producción de un pozo produciendo fluidos. Estas curvas
de gradiente toman en cuenta los efectos gravitacionales, los efectos debido a la fricción y a
la aceleración, la existencia de deslizamiento de fases y de los regímenes de flujo. También
13


introducen complicaciones en el análisis del flujo multifásico y requiere que se desarrollen
conceptos y metodologías para la obtención del gradiente de presión.

Un gran número de investigadores han presentado curvas de gradiente presión-profundidad,
tratando el problema del flujo multifásico vertical, algunos en forma de correlaciones
matemáticas y otros en formas de correlaciones empíricas.

A continuación se presentan los fundamentos utilizados por las correlaciones matemáticas
para predecir las caídas de presión a lo largo de la tubería de producción.

Fig. 1.4 Curvas de gradiente de presión

14


1.2.5 Cálculo del gradiente de presión 8

Existen simuladores que calculan las caídas de presión a través de la tubería de producción.
Uno de ellos es el programa de la compañía Schlumberger, VFPi (“Vertical Flow
Performance”) utilizado por ECLIPSE100 ®. A continuación se presentan los componentes de
las caídas de presión y los fundamentos para el cálculo de ésta, según la formulación de este
programa que será el utilizado en este trabajo.

El incremento de la presión ( ∆P ) a medida que aumenta la profundidad es la suma de:

• El gradiente de presión Hidrostático ( Ph )
• Las pérdidas de presión por fricción ( Pf )

• Las pérdidas por aceleración ( Pa ).

Por lo tanto:
∆P = ∆Ph + ∆Pf + ∆Pa (1.5)

1.2.5.1 Gradiente de presión hidrostática cuando los pozos están fluyendo

El gradiente de presión hidrostática ( ∆Ph ) depende de la densidad de la mezcla que esté
fluyendo. La siguiente ecuación expresa la relación existente entre ambos:

g
∆Ph = ρ Long .step (1.6)
144 g c m

donde:
∆Ph , gradiente de presión hidrostático (lpc);

pie
g , aceleración gravitacional ( 32 );
seg 2

lbm . pie
g c , factor de conversión ( 32.2 2
);
lbf . seg

15


lbm
ρm , densidad de la mezcla ( )
pie 3
Long .step , valor del incremento en la profundidad en cada paso (pie);

La densidad de la mezcla depende de las densidades de cada una de las fases en la mezcla,
así como de la fracción de gas presente. Por lo tanto, la densidad se expresa de la siguiente
manera:

ρm = H g ρ g + ( 1 - H g ) ρl (1.7)

donde:
ρm , densidad de la mezcla

H g , fracción de volumen de gas
ρ g , densidad de la fase gaseosa

ρl , densidad de la fase líquida que a su vez puede estar compuesta por agua y petróleo

La fracción del volumen de gas es determinada a través de las correlaciones de flujo.
Cuando el caso más simple está presente (flujo homogéneo), donde el gas y el líquido fluyen
con la misma velocidad (como en el régimen de flujo neblina), la fracción de gas es dada
mediante:

qg
Hg = (1.8)
q g + ql

donde:
pie 3
q g , tasa de flujo volumétrico de gas ( )
seg

pie 3
q l , tasa de flujo volumétrico de líquido ( )
seg

16


Pero en general existe deslizamiento entre la fase gaseosa y la fase líquida. La velocidad de
deslizamiento depende de las propiedades y de las tasas de flujo de las fases. Las
correlaciones de flujo multifásico toman en cuenta estos factores para calcular la fracción
volumétrica del gas.

Las fases de agua y petróleo son tratadas como una sola fase, llamada fase líquida
combinada. Con la excepción de la viscosidad, las propiedades de la fase líquida son
calculadas como promedios ponderados de las correspondientes propiedades de la fase
petróleo y fase agua.

1.2.5.2 Cálculos de pérdidas de presión por fricción

Las pérdidas de presión por fricción ( ∆ P f ) vienen expresadas de la siguiente forma:

dP f
∆P f = Long .step (1.9)
dL
donde:
dP f
, caída de presión por fricción por unidad de longitud del eductor
dL
Long .step , valor del incremento en la profundidad en cada paso (pie)

dP f
El gradiente de pérdida de presión por fricción ( ) es calculado mediante el uso de las
dL
correlaciones de flujo multifásico.

1.2.5.3 Cálculo de las pérdidas de presión por aceleración

Las pérdidas de presión por aceleración ( ∆ P a ) vienen expresadas de la siguiente forma:

ρm V m ∆V m
∆ Pa = (1.10)
144 g c
donde:
17


∆ P a , pérdidas de presión por aceleración
V m , velocidad del flujo de la mezcla
∆V m , cambio de la velocidad del flujo de la mezcla por unidad de longitud
lbm . pie
g c , factor de conversión ( 32.2 2
).
lbf . seg
El programa VFPi, en vez de calcular este término directamente, sigue el método planteado
por Orkisweski, asumiendo que las pérdidas por aceleración solo son importantes en el
régimen de flujo neblina o en el flujo de gas. Por lo tanto, debido a que se consideran estas
pérdidas de presión solo cuando están presentes los regímenes anteriores, se puede utilizar
la ley de los gases de la siguiente manera:

ρm V m ∆V m W m q g ∆P
= 2
(1.11)
144 g c 144 g c A P
donde:
W m , flujo másico de la mezcla

A2 , cuadrado del área transversal del eductor o del espacio anular y el resto de las
variables ya han sido definidas.

Por lo tanto, la Caída de Presión Total ( ∆P ) viene expresada como:

∆Ph + ∆Pf
∆P = (1.12)
W m qg
(1- 2
)
144 g c A P

Si el denominador es cero o negativo, se presenta un comportamiento no realista, por lo que
el flujo es detenido. Si esto ocurre, el programa VFPi abandona los cálculos y envía un
mensaje de alerta.

18


1.2.6 Correlaciones de flujo multifásico

Como es mencionado anteriormente las correlaciones de flujo multifásico son utilizadas para
calcular: la fracción del volumen de gas y las caídas de presión por fricción.

Las correlaciones utilizadas por el programa VFPi son:

• Aziz, Govier & Fogarasi
• Gray
• Orkiszewski
• Hagedorn & Brown
• Beggs & Brill
• Mukherjee & Brill
• Petalas & Aziz

Estas correlaciones están basadas principalmente en reconocer qué tipo de patrón de flujo
está ocurriendo en la tubería de producción y a su vez poder calcular las caídas de presión
por fricción. Por lo tanto para utilizar el programa VFPi se deben tomar en cuenta las
siguientes consideraciones de manera de poder seleccionar la correlación adecuada de
acuerdo al caso que se presente. Una opción importante de este programa es que pueden
usarse distintas correlaciones a lo largo de la tubería de producción.

Cuando la correlación de Orkisweski o la correlación de Aziz et al. son usadas, las pérdidas
de presión por aceleración son calculadas si sólo está presente el flujo simple de gas o en el
régimen de flujo neblina.

Si se utiliza la correlación de Hagedorn & Brown, las pérdidas por aceleración van a ser
calculadas usando la correlación de Orkisweski.

19


Con la correlación de Beggs & Brill, se calcula la caída de presión en todos los regímenes de
flujo, pero en general éste puede ser sólo significativo cuando está presente flujo a altas
velocidades con una fracción de gas substancial.

Con la correlación de Gray sólo se realizan los cálculos para pozos en los que fluya gas
condensado y las pérdidas por aceleración son calculadas para el régimen de flujo de gas y
para el flujo de dos fases.

Las pérdidas de presión por aceleración causan que el flujo se detenga, cuando la velocidad
de la mezcla alcanza la velocidad del sonido en un gas ideal. Esta limitación, sin embargo, no
es lo suficientemente estricta considerando la mezcla de dos fases. Primero, la pérdida por
aceleración es sólo aplicada a un número limitado de regímenes de flujo; y segundo, la
velocidad del sonido en una mezcla de dos fases puede ser substancialmente menor que
cuando sólo está presente gas.

20


1.3 LEVANTAMIENTO POR INYECCIÓN DE GAS (LAG) 9

El levantamiento artificial por gas es un método que utiliza gas a presión como medio de
levantamiento, produciendo una columna más ligera (flujo continuo), o inyectando gas por
debajo de un tapón de líquido acumulado en un período relativamente corto de tiempo para
empujarlo hacia la superficie (flujo intermitente).

Todos los pozos que se quieran tratar con levantamiento artificial por gas deben poseer una
fuente de gas. Comúnmente se utilizan sistemas cerrados de gas, los cuales constan de
compresores que se encargan de aumentar la presión del gas para realizar la reinyección al
pozo.

El pozo puede trabajar con el gas asociado al petróleo y a veces el mismo es capaz de
satisfacer todos los requerimientos. Esto ocurre ya que el pozo arrojará cierta cantidad de
gas mayor a la inyectada, aunque, si es necesario el uso de una fuente externa para la
suministración de gas, debe disponerse.

Para que se aplique el levantamiento artificial por gas es muy importante tomar en cuenta la
profundidad del pozo y las características del crudo, ya que estos parámetros afectarán
directamente el cálculo de la presión de inyección.

El levantamiento artificial por gas puede ser utilizado también en pozos que en un tiempo
producían por flujo natural y que posteriormente se requiera su reactivación de una manera
rápida y económica.

El LAG es probablemente el más flexible de todos los métodos de levantamiento artificial. El
diseño de una instalación de LAG puede ser llevado a cabo considerando las condiciones
cambiantes del pozo con respecto a las tasas de producción y a las profundidades de
levantamiento. Un caso extremo puede ser el empleo de LAG para un pozo que produzca por
empuje de gas en solución con una rápida declinación de la presión del yacimiento. La
instalación debe ser lo suficientemente flexible para permitir el flujo continuo desde un punto

21


de inyección relativamente alto para después permitir una operación intermitente desde el
fondo del pozo cuando se requiera una declinación de la presión de fondo.

El LAG es uno de los mejores métodos de levantamiento para el manejo de pozos que
presentan arenamiento. Ofrece la ventaja de dejar totalmente libre la sarta de producción
para poder "correr" herramientas de registros, limpiar el hoyo, etc., lo cual puede ser llevado
a cabo a través de guaya fina. Pozos con altas relaciones gas-petróleo (RGP) no representan
un serio problema para la aplicación del LAG. Este método también es aplicable en pozos
con completaciones múltiples.

El costo inicial del equipo es menor que el de cualquier otro método de levantamiento
artificial si se dispone de gas a alta presión y generalmente esta condición se sigue
cumpliendo aun cuando se requiera la instalación de una estación compresora. El bajo costo
de operación asociado con el LAG es un factor importante en pozos profundos, pozos con
arenamiento, pozos con alto corte de agua, pozos con eductores bastante reducidos y en
pozos con variaciones de la altura de levantamiento.

Una instalación de LAG debe estar diseñada para adaptarse a las condiciones específicas
del pozo y del yacimiento involucrado. La versatilidad del LAG permite el diseño de
instalaciones que concurran con las condiciones de cambio que se vayan dando a la par del
agotamiento del pozo. La selección de los equipos tales como el tipo de válvula de LAG, el
tipo de instalación requerida, la presión de trabajo de las válvulas, su espaciamiento, el
diámetro de la tubería y el equipo de superficie variará de acuerdo con cada pozo.

El diseño de un sistema de inyección continua de gas debe comprender la determinación del
espaciamiento entre las válvulas, la profundidad de inyección y la presión de inyección del
gas usado para aligerar la columna de fluido en el pozo. El estudio de un sistema de flujo por
inyección continua de gas consiste en determinar el comportamiento de un pozo cuando se
aligera la carga dentro de él y se estabiliza la operación. Este estudio se realiza a partir de un
diseño previo.

22


Fig. 1.5 Efecto de la inyección de gas

1.3.1 Levantamiento por inyección continua de gas

La inyección de gas en forma continua tiene como objetivo aligerar la columna de fluido
inyectando gas a través de un punto en la tubería. Al realizar la inyección de gas, la relación
gas-petróleo aumenta causando que la curva TPR se mueva hacia abajo y a la derecha, y
así puede interceptar la curva IPR, como se observa en la figura 1.5.

Cuando se inyecta gas desde el fondo de la tubería, el peso de la columna de fluidos
disminuye, pero aumenta las caídas de presión por fricción.

Controlando la cantidad de gas que se inyecta, un pozo puede producir entre su tasa por flujo
natural y su tasa máxima.
El flujo continuo es utilizado en pozos con un índice de productividad alto y con presión de
fondo alta.

Para la inyección del gas se utiliza el espacio anular que existe entre el revestidor y la tubería
de producción. Las válvulas de LAG son instaladas en la tubería de producción y permiten el
paso del gas desde el espacio anular hacia la tubería de producción.

23


1.3.1.1 Consideraciones para el diseño y optimización en sistemas de LAG continuo

Para el óptimo funcionamiento y diseño de un sistema de levantamiento por inyección
continua de gas se deben seleccionar diversos valores de presión de inyección de superficie,
presión del separador, diámetro de tubería, diámetro de la línea de flujo, para luego optimizar
cada uno de los parámetros a partir de análisis de sensibilidades de producción. Algunos
sistemas gráficos que relacionen la tasa de producción con los parámetros de inyección
pueden ser necesarios para realizar una decisión lógica y así obtener el óptimo
funcionamiento del sistema. Con la finalidad de analizar eficientemente la dinámica de
sistemas asociados a LAG continuo, uno de los principales parámetros de inyección que se
relaciona con la tasa de producción es la relación gas inyectado-líquido, permitiendo obtener
la tasa de inyección de gas asociada a la máxima producción de fluido.

Como el gas, después de inyectado, y el fluido del yacimiento alcanzan la superficie, se debe
contar con suficiente presión en el cabezal del pozo para mover los fluidos hasta el
separador. Una cantidad de gas adicional podría causar un incremento en la presión y por lo
tanto reducir la producción del fluido del yacimiento. Líneas de flujo de diámetro
suficientemente grande podrían permitir alcanzar el mínimo gradiente de presión en la
tubería de producción.

La presión del separador es muy importante en el estudio del comportamiento de las
instalaciones de levantamiento artificial por inyección continua de gas. Dependiendo de las
condiciones del sistema, una disminución en la presión del separador puede o no afectar la
tasa de flujo del pozo. La presión en el revestidor también afecta la tasa de producción del
pozo.

Hay dos efectos del incremento del corte de agua sobre el comportamiento de un sistema de
levantamiento artificial por inyección continua de gas. Uno es la alta densidad del agua
comparada con la del petróleo. El otro, y principal, es el efecto causado por la baja relación
gas líquido por debajo del punto de inyección de gas debido a la producción de agua, lo cual
causa un incremento en la densidad del fluido del pozo, y por lo tanto se requerirá mayor

24


presión para levantar los fluidos hasta la superficie. El efecto del corte de agua sobre
sistemas de levantamiento por inyección continua de gas dependerá del tipo de yacimiento
que se está explotando mediante el pozo productor.

1.3.2 Levantamiento por inyección intermitente de gas

En el levantamiento artificial por gas en Flujo Intermitente (LAGI), se realiza la inyección de
gas por un período de tiempo para luego detener dicha inyección. Este ciclo se repite
cuantas veces sea necesario para optimizar la producción de petróleo. En este tipo de
levantamiento artificial por gas no se aligera la columna de fluidos, sino que se utiliza la
energía del gas para realizar el levantamiento.

El levantamiento artificial por gas en flujo intermitente es aplicable generalmente para pozos
que presentan un bajo índice de productividad, ya que un pozo con estas características es
sinónimo de tasas de producción bajas. El levantamiento artificial por gas en flujo intermitente
es capaz de poner a producir pozos con estas características, levantando su producción a los
objetivos trazados.

1.3.3 Ventajas y Desventajas de cada uno de los métodos de levantamiento por
inyección de gas

1.3.3.1 Flujo continuo

1.3.3.1.1 Ventajas:

• Maximiza el uso del gas disponible en el reservorio.
• Maneja grandes volúmenes de producción fácilmente.
• Puede centralizarse el equipo.
• Pueden manejarse fácilmente el agua y el sedimento.
• Pueden recuperarse las válvulas usando guaya o tubería

25


1.3.3.1.2 Desventajas:

• Se debe disponer de una fuente de gas.

1.3.3.2 Flujo intermitente

1.3.3.2.1 Ventajas:

• Puede obtenerse menor presión de fondo que en flujo continuo y con menor relación
de gas de inyección.
• Puede centralizarse el equipo.
• Pueden recuperarse las válvulas, usando guaya o tubería.

1.3.3.2.2 Desventajas:

• La tasa de producción máxima es limitada.
• Causa intermitencias en el equipo de superficie.
• Debe disponerse de una fuente de gas.

1.3.4 Optimización de la inyección de gas 10

En pozos que producen por sistemas de levantamiento por inyección de gas se presenta un
comportamiento de la curva de gradiente de presión diferenciado en dos tramos. Uno por
debajo del punto de inyección hasta las perforaciones, donde la tasa de gas viene dada por
el aporte de gas del yacimiento. El otro tramo de la curva de gradiente de presión es desde la
profundidad de la válvula de inyección hasta la superficie. En este tramo la tasa de gas del
flujo multifásico viene dado por el aporte de gas del yacimiento más el gas de inyección
relacionado con el método de producción.

26


En análisis de sistemas que producen por inyección de gas se asumen varias tasas de
producción de petróleo, para luego calcular la tasa de producción de equilibrio del pozo para
cada tasa de inyección supuesta, a partir de correlaciones de flujo multifásico y del análisis
del sistema de producción.

Luego de obtener las tasas de petróleo de equilibrio para cada una de las tasas de inyección
supuestas, se representan las tasas de producción (qo) vs. las tasas de inyección de gas
(qiny), lo cual teóricamente debe presentar un máximo punto de producción de líquido que
será la tasa de producción óptima del pozo a cada profundidad de inyección dada, y la tasa
de inyección óptima del pozo será la correspondiente a la máxima producción posible de
fluido del yacimiento.

Fig. 1.6 Curva de comportamiento de la inyección de gas

27


1.4 CONCEPTOS BÁSICOS DE LA SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS

La simulación de yacimientos es una tecnología de uso generalizado en la industria petrolera
para evaluar el comportamiento actual y futuro del yacimiento. Hoy en día tal propósito
continúa siendo el mismo, sin embargo la manera de llevarlo a cabo ha cambiado en forma
determinante. Así, curvas de declinación, métodos de predicción basados en el balance de
materiales, modelos físicos y otros han sido utilizados en el pasado hasta llegar, en fecha
relativamente reciente, a la simulación numérica (matemática) de yacimientos. 11

La simulación numérica de yacimientos se refiere a la construcción y puesta en operación de
un modelo matemático cuyo comportamiento refleje adecuadamente el comportamiento real
del yacimiento. Aunque el modelo mismo obviamente carece de la realidad del yacimiento, el
comportamiento de un modelo válido se aproximará bastante al comportamiento real del
yacimiento. 12

El modelo matemático completo resulta de la combinación de ecuaciones que gobiernan los
procesos físicos que ocurren dentro del sistema (entre otros, el flujo de fluidos en un medio
poroso), condiciones límites o de borde y condiciones iniciales. Para resolver el modelo
matemático se tienen que determinar los valores de parámetros independientes que
satisfagan conjuntamente las condiciones enumeradas y las ecuaciones que describen los
procesos físicos.

El simulador de yacimientos es un programa de computadora que resuelve un sistema de
ecuaciones diferenciales parciales, por métodos numéricos, que describen el flujo de fluidos
multifásicos (agua-petróleo-gas) en un medio poroso.

Los simuladores se pueden clasificar de varias maneras:
a. Petróleo negro.
b. Composicionales.
c. Térmicos.
d. Químicos.

28


Acoplados con otros:
Geomecánicos
Modelos de flujo en tubería
Instalaciones de superficie.

Otras clasificaciones corresponden al número de fases que puede manejar un simulador
(una, dos o tres), a las direcciones de flujo (unidimensionales, bidimensionales o
tridimensionales) y al tipo de formulación creado para la resolución del sistema de
ecuaciones (cálculos de presión implícita – saturación explícita, todos los cálculos implícitos,
etc).

1.4.1 Tipos de simuladores 11

1.4.1.1 Simuladores de petróleo negro

Los simuladores de petróleo negro fueron el primer tipo de simulador desarrollado y aun son
los más usados. Estos simuladores pueden simular el flujo de petróleo, agua y gas, y calcular
la cantidad de gas disuelto en el petróleo pero estos modelos no pueden cambiar la
composición del gas ni del petróleo a lo largo del tiempo.

1.4.1.2 Simuladores composicionales

Consideran la variación de la composición de las fases con la presión. Se utilizan para
desarrollar estudios en yacimientos de gas condensado y petróleo volátil.

1.4.1.3 Simuladores térmicos

Los métodos de recuperación térmica son típicamente usados en yacimientos que contengan
petróleo pesado, donde la viscosidad del petróleo es alta a la temperatura del yacimiento,
pero la viscosidad puede ser reducida si se aumenta la temperatura. En este tipo de

29


simuladores se pueden realizar los mismos estudios que realiza un simulador de petróleo
negro, pero también pueden realizar otros estudios tales como inyección de vapor, inyección
de gas.

1.4.1.4 Simuladores químicos

Consideran el flujo de fluidos, el transporte de masa debido a dispersión, adsorción, filtración,
cinética de reacción y cambios de comportamiento de fases. Se utilizan en procesos de
inyección de surfactantes, polímeros, emulsiones, sistemas gelificantes y flujo de
compuestos alcalinos.

1.4.2 Metodología para la simulación de yacimientos 13

Para realizar la simulación de yacimiento existe una metodología muy utilizada, sintetizada
por N. Sánchez et al. Esta metodología consta de los siguientes pasos:

1.4.2.1 Proceso de inicialización

El proceso de inicialización consiste en la validación del modelo de yacimiento a través del
cálculo del volumen de fluido original en sitio (POES). El modelo de inicialización permite
establecer la saturación de fluido inicial y la distribución de presión en el yacimiento.

1.4.2.2 Proceso para cotejo histórico del yacimiento

Este es un proceso para reproducir el comportamiento histórico del yacimiento. Consiste en
la entrada de datos históricos como tasas de producción de petróleo y tasas de inyección de
fluidos, dejando que el modelo simule el comportamiento de presión, la relación gas petróleo
y el corte de agua. Para conseguir el cotejo ("match"), normalmente es necesario realizar
modificaciones en ciertos parámetros del yacimiento (ya sea de carácter geológico o de los
fluidos), haciendo sensibilidades para cambiar las variables requeridas hasta obtener un
cotejo satisfactorio.

30


1.4.2.3 Proceso para la predicción del comportamiento futuro del yacimiento

Después de que se ha alcanzado un adecuado cotejo del comportamiento de la historia del
yacimiento, se tiene disponible un modelo que es capaz de predecir el comportamiento futuro
de éste. Las características del yacimiento, el conocimiento del ingeniero acerca del área de
estudio, las pautas de producción y el programa estratégico determinará las opciones de
explotación que puedan ser llevados a cabo en el yacimiento. Las siguientes son las
alternativas más comunes a evaluar:

• Evaluar el comportamiento futuro del yacimiento bajo agotamiento natural, inyección
de agua o gas.
• Determinar el efecto de la localización de un pozo y espaciamiento.
• Investigar el efecto de las variaciones de la tasa de inyección en el recobro.
• Definir los esquemas de completación de un pozo en yacimientos estratificados.
• Estudiar la factibilidad de un recobro adicional mediante el uso de un proceso de
recuperación mejorada.

31


Fig. 1.7 Diagrama del proceso de simulación de yacimientos (tomado de las clases de Yacimientos V;
dictadas por el Prof. Pedro Vaca)

Descripción Propiedades de
Estimación
Estática Rocas y Fluidos
de POES

Etapa 1: Inicialización

Datos Cálculos del Condiciones de
históricos Simulador en producción e
de los pozos el tiempo instalaciones

Etapa 2: Cotejo Histórico

Predicción de
Análisis tasa de recobro Estimación de
reservas
económico recuperables

Etapa 3: Predicciones

32


1.4.3 Simulador de yacimientos ECLIPSE® 14

El simulador de yacimientos ECLIPSE® ofrece múltiples técnicas de simulación numérica
para obtener soluciones rápidas y precisas, con todos los tipos de yacimientos y todos los
grados de complejidad, geología, fluidos y esquemas de desarrollo.

ECLIPSE® provee soluciones para un amplio espectro de simulaciones de yacimiento.
Algunas de las variantes de ECLIPSE que posee la compañía Schulumberger son: ECLIPSE
Blackoil®, ECLIPSE Compositional® y ECLIPSE Thermal®.

El simulador ECLIPSE® viene provisto de opciones especiales tales como: “The Coal Bed
Methane Model”, “Enviromental Tracers”,” Flux Boundary Conditions”, “Foam Model”, “Gas
Lift Optimization”, “Gas Field Operations” y muchas otras mas. El trabajo especial de grado
consiste en estudiar la opción especial “Gas Lift Optimization”.

Fig. 1.8 Malla en 3D de un campo completo simulada en ECLIPSE®

33

CAPÍTULO 2: GAS LIFT OPTIMIZATION

CAPÍTULO 2
2.1 OPCIÓN “GAS LIFT OPTIMIZATION” DEL SIMULADOR ECLIPSE® 15

Es una opción especial del simulador ECLIPSE®. Esta opción sólo puede ser utilizada con
ECLIPSE100® (Blackoil®) y su propósito es determinar cuánto gas se debe distribuir a cada
pozo con el fin de obtener los objetivos de producción ya sea de un pozo, de un campo o de
una red de campos. La opción “Gas Lift Optimization” la podemos usar de dos maneras:

Sin optimizar la cantidad de gas inyectado

Puede utilizar la opción sin optimizar la tasa de inyección de gas, con el propósito de:
• Asignar una cantidad fija de gas a cualquier pozo.
• Utilizar el excedente de gas producido antes de eliminarlo, siempre y cuando se pueda
obtener el beneficio de mejorar la producción de petróleo.

Optimizando el gas inyectado

La opción “Gas Lift Optimization” está diseñada con la finalidad de solucionar los siguientes
problemas:
• ¿Cuánto gas se le debe asignar a un pozo para obtener su objetivo de producción?
• ¿Cuál es la tasa de inyección de gas que se debe asignar a un pozo para maximizar el
beneficio económico?
• ¿Cuánto gas necesita un grupo de pozos para alcanzar su objetivo de producción?
• ¿Cuánto gas debería ser distribuido entre los pozos de un grupo para maximizar la
producción de petróleo?
• ¿Cuánto gas debería ser distribuido para mantener a los pozos produciendo a su tasa
máxima?

La opción “Gas Lift Optimization” es aplicada a pozos que estén controlados por la presión de
cabezal (THP) y bajo régimen de LAG continuo.

34


2.1.1 Gas lift sin optimizar la tasa de inyección

La producción de gas puede ser tratada como un excedente. Si este excedente no es
distribuido, el gas puede ser reinyectado o quemado. La prioridad de este excedente de gas
es proveer rentabilidad a los pozos que utilicen levantamiento artificial por gas, ya que de otro
modo algunos de estos pozos deberían ser cerrados porque las limitaciones económicas son
tales que la tasa de petróleo es muy baja o el corte de agua es alto. Si el proceso de
inyección no tiene costos agregados, el gas puede ser provisto hasta que se obtenga la tasa
máxima de producción de petróleo, siempre y cuando no viole las otras limitaciones que
pueda tener el pozo.

La tabla del comportamiento del flujo vertical (ver ANEXO B), asociada con el pozo, modela el
efecto del gas lift en la dinámica de los fluidos del pozo. El número del “Artificial Lift Quantity”
(ALQ) en la tabla del comportamiento del flujo vertical es arbitrario. Es usado únicamente para
informar a ECLIPSE® la presencia de algún método de levantamiento artificial. Como se trata
de la opción “Gas Lift Optimization”, el ALQ debe ser la tasa de inyección de gas (GRAT). La
tabla VFP, es construida con el programa VFPi para luego incluirlo en el archivo de datos
(“dataset”) de ECLIPSE®.

El parámetro ALQ puede ser definido también como la Relación Gas Líquido Inyectado (IGLR)
o como la relación Gas Líquido Total (TGLR).

Cuando no se quiere hacer uso de la opción “Gas Lift Optimization” el usuario puede fijar la
tasa de inyección de gas manualmente, éste debe ser distribuido explícitamente, es decir, el
usuario deberá definir el valor de la tasa de gas inyectado que desee en cada pozo. Si la tasa
de inyección de gas varía frecuentemente, la actividad de colocar la tasa de inyección de gas
cada cierto tiempo puede ser muy laboriosa.

2.1.2 Aplicación de la opción “gas lift optimization” a un pozo

Si existen cantidades ilimitadas de gas, la tasa de inyección óptima será en el punto A, el
punto de la máxima producción de petróleo. El punto A debería ser el punto de producción
35


óptima sin considerar restricciones económicas. La derivada de la curva de producción de
petróleo versus la tasa de inyección de gas será cero a esta tasa. Sin embargo, el gas que va
a ser inyectado siempre está sujeto a costos (por ejemplo, el costo de compresión). El punto
B será la tasa óptima de producción de petróleo con restricciones económicas.

Fig. 2.1 Optimización de la tasa de petróleo para un solo pozo

El mínimo gradiente económico es expresado como ingresos de petróleo por unidad de costo
del gas. Con programas que realicen modelos económicos del comportamiento de pozos se
puede calcular el mínimo gradiente económico en tales unidades. ECLIPSE®, sin embargo, no
contiene características de modelaje económico; como consecuencia el mínimo gradiente
económico debe ser expresado como producción de petróleo por unidad de tasa del gas
inyectado, (BN/MPCN; en unidades de campo). El usuario debe calcular el mínimo gradiente
económico fuera de ECLIPSE® y convertirlo a las unidades apropiadas.

36


En la práctica ECLIPSE® no calcula la derivada de la tasa de petróleo con respecto a los
costos o a la tasa de inyección de gas. En lugar de esto, la tasa de inyección de gas es
dividida en cantidades discretas, conocidas como incremento y la tasa de petróleo es
simulada para cada incremento.

Para simular la tasa de petróleo en cada incremento se asume que las fracciones de gas y
de agua no varían con la presión de fondo fluyente. Al asumir estos parámetros constantes el
simulador realiza una interpolación lineal entre las tasas de producción de petróleo
agregando y eliminando un incremento de gas en las tablas VFP. El incremento en la tasa de
producción de petróleo obtenida al aumentar un incremento de gas es dividida entre el
tamaño del incremento y esta división se conoce como gradiente creciente de la tasa de
producción de petróleo. El mismo cálculo es realizado pero quitando un incremento de gas, la
tasa de petróleo obtenida es dividida entre el incremento y esta división se conoce como
gradiente decreciente de la tasa de petróleo. Luego, si el gradiente creciente es mayor que el
mínimo gradiente económico se agrega un incremento al pozo; por el contrario, si es menor
que el mínimo gradiente económico no se le asigna gas al pozo.

Si el campo o el pozo están obteniendo su objetivo de producción no se inyecta gas a los
pozos. Este procedimiento es repetido por el simulador en cada paso del tiempo en aquellos
pozos en los que la tasa de inyección de gas es calculada mediante la opción “gas lift
optimization”.

Un factor de peso puede ser aplicado al gradiente de la producción de petróleo de cada pozo
para distribuir el gas más eficientemente. En este caso ECLIPSE® compara el producto del
factor de peso y el gradiente creciente de la producción de petróleo con el mínimo gradiente
económico.

El simulador ECLIPSE® calcula los valores de tasa de petróleo, corte de agua y relación gas
petróleo en cada paso del tiempo. Una vez conocidos estos valores el simulador realiza el
siguiente procedimiento:

37


¿Se obtiene
el objetivo de
producción?

No Sí

Se aplica
LAG Se sigue
produciendo por
flujo natural

Fija la Se optimiza
tasa de la tasa de
inyección inyección
de gas de gas

Calcula gradiente
creciente Mayor
∆Qo /∆qi-qi+1 Agrega
y se compara con Incremento
el mínimo
gradiente
económico

Menor

El gas es
removido

Fig. 2.2 Diagrama del proceso de optimización cuando es un solo pozo

2.1.3 “Gas lift optimization” para un grupo de pozos

Si un grupo de pozos está bajo controles en la tasa de producción y/o tiene limitaciones en la
cantidad de gas total que se inyecta, ECLIPSE® distribuye el gas preferencialmente a los
pozos que obtendrán el mayor beneficio.

Los incrementos de gas son redistribuidos dentro de un grupo clasificando los pozos de
acuerdo al orden de sus gradientes crecientes y decrecientes de la tasa de petróleo. Si el
mayor gradiente creciente pertenece al pozo 1 (W1) y es mayor que el menor gradiente
38


decreciente (el cual pertenece al pozo 2, W2), entonces será más rentable transferir un
incremento de gas del pozo 2 al 1. Los gradientes son recalculados después de transferir el
incremento y la transferencia es repetida hasta que ningún gradiente creciente exceda ningún
gradiente decreciente.

Fig. 2.3 Optimización de la tasa de petróleo para un grupo de pozos

Un grupo tiene excedente de gas si:
• Los límites de producción del grupo son excedidos
• El suministro de gas es excedido
• Si cualquier pozo en el grupo tiene gradientes decrecientes menores que el mínimo
gradiente económico.

El gas inyectado es removido de los pozos que tienen un gradiente decreciente menor al
mínimo gradiente económico.
Posteriormente, ECLIPSE® intenta suministrar incrementos de gas en otro lugares del
campo. El pozo que tenga el mayor gradiente creciente que exceda el mínimo gradiente

39


económico recibirá incrementos extras, siempre y cuando, éste no exceda sus límites de
producción y mientras no pertenezca a un grupo que exceda la tasa de producción límite o la
tasa de gas disponible para el campo.

La redistribución del gas excedente continúa de esta manera hasta que ningún pozo pueda
rentablemente recibir ningún incremento.

Si la distribución de gas es optimizada al comienzo de un paso del tiempo largo, las
condiciones del yacimiento pueden variar lo suficiente para que los objetivos de producción no
sean logrados. La distribución del gas al comienzo del paso del tiempo puede no ser
adecuada al final ya que pueden ser violadas algunas restricciones, por ejemplo, el corte de
agua.

El proceso de optimización es similar a cuando se considera un solo pozo. La diferencia está
cuando se ha inyectado la cantidad máxima de gas disponible, caso en el cual se debe quitar
gas de un pozo para asignarlo a otro. El procedimiento de comparación es el siguiente.

Una vez calculados todos los gradientes crecientes y decrecientes de los pozos se listan y
comparan de la siguiente forma:

Tabla 2.1 Comparación de los gradientes crecientes y decrecientes de los pozos
Gradiente creciente de la Gradiente decreciente de
Pozo
tasa de petróleo la tasa de petróleo

Pozo 1 A Y
Decreciente

Pozo 2 B Z

Si A > Z entonces se le asigna el incremento al pozo 1 en vez de asignárselo al pozo 2. Ya
que el pozo 1 va a obtener mayor producción que el pozo 2 si se le asigna el incremento (ver

40


Fig. 2.2). Al asignarle el incremento al pozo 1 los gradientes crecientes y decrecientes son
recalculados y comparados, la transferencia de incrementos es repetida hasta que ningún
gradiente creciente exceda a ningún gradiente decreciente.

41


2.2 COMANDOS UTILIZADOS EN LA OPCIÓN “GAS LIFT OPTIMIZATION”

A continuación se definen los comandos de la opción “gas lift optimization”. En éstos se
encuentran los parámetros de la opción.

2.2.1 WLIFTOPT (“Well lift gas optimization data”)

Este comando se encuentra ubicado en la sección “SCHEDULE” y está definido para cada
uno de los pozos productores de petróleo a los cuales se les hará la optimización por LAG.
Igualmente este comando permite asignar la cantidad máxima o mínima de gas a inyectar en
cada uno de los pozos productores y, por último, éste permite realizar una jerarquización de
los pozos mediante el uso del factor de peso (“weighting factor”).

En la siguiente figura se observa cada uno de los parámetros presentes en el comando.

Well lift gas optimization data

Fig. 2.4 Comando WLIFTOPT

2.2.1.1 Pozo: Se debe introducir el nombre del pozo al cual se le va a realizar la optimización
por LAG.

42


2.2.1.2 ¿Quiere optimizar por “gas lift”?: Se debe decidir si se quiere optimizar el pozo o
no. En caso afirmativo se coloca “yes” y en caso negativo se coloca “no”.

SI. El pozo será optimizado por “gas lift” y se realizan todos los cálculos debidos para
su ejecución.

NO. La tasa de “gas lift” será fijada entre el máximo y mínimo valor permitido para
evitar interpolaciones. Este valor es introducido por el usuario en el comando WLIFTOPT.

2.2.1.3 Máxima tasa de inyección de “gas lift”: Se introduce la tasa máxima de “gas lift”
que se va a suministrar durante la optimización en MPCN/D.

Este parámetro previene las extrapolaciones en las tablas VFP y ningún valor introducido
aquí puede exceder los valores asignados de ALQ en dichas tablas.
Unidades: MPCN/D (campo).Por defecto: toma el mayor valor de las tablas VFP (ALQ
mayor).

2.2.1.4 Factor de peso: El factor de peso es un parámetro adimensional, que multiplica el
gradiente local (creciente y decreciente) de los pozos antes de compararlo con el mínimo
gradiente económico y permite beneficiar algunos pozos sobre otros.

El incremento de gas va a ser distribuido a los pozos que tengan mayor gradiente creciente
ponderado (esto es la multiplicación del incremento en la producción del pozo por el factor de
peso entre el incremento en la tasa de gas). Los pozos que tengan un gradiente creciente
ponderado menor que el mínimo gradiente económico no reciben gas. Por defecto: 1.0.

Se realiza la jerarquización de los pozos asignándole un valor al factor de peso; aquellos que
tengan un valor mayor de este parámetro recibirán una mayor cantidad de gas para su
producción.

2.2.1.5 Mínima tasa de gas para el pozo: Se introduce la tasa mínima de “gas lift” que se
va a suministrar durante la optimización en MPCN/D.
43


Si se especifica un valor positivo, al pozo se le asigna por lo menos dicha cantidad, a menos
que éste sea incapaz de producir con la cantidad de gas asignado o que el pozo pueda
cumplir con sus objetivos sin que se le asigne la cantidad mínima de gas.

Si se especifica un valor negativo, al pozo se le asigna suficiente gas para que pueda fluir,
con tal de que la inyección se encuentre entre los límites establecidos. La magnitud del
número negativo no es importante.

Si no hay suficiente gas para satisfacer los mínimos requerimientos de los pozos, la
asignación de gas se realiza en forma decreciente dependiente del factor de peso de cada
pozo, cumpliendo así con los requerimientos mínimos de aquellos pozos que posean un
mayor factor de peso.

Si el pozo pertenece a un grupo y los objetivos de producción se pueden alcanzar sin
inyectar gas, el programa no asigna gas al pozo, ignorando sus mínimos requerimientos. Sin
embargo, si el pozo posee un factor de peso mayor que uno recibe su mínimo requerimiento
de gas, aunque el campo pueda cumplir con sus objetivos de producción sin inyección de
gas. Unidades: MPCN/D (campo). Por defecto: 0.0.

2.2.2 GLIFTOPT (Group gas limit for artificial lift)

Este comando se encuentra ubicado en la sección “SCHEDULE” y está definido para un
grupo de pozos, colocando la cantidad de gas disponible que se puede suministrar en
MPCN/D. También permite fijar la tasa máxima total de gas en MPCN/D. En la siguiente
figura se observa cada uno de los parámetros presentes en el comando.

44


Group gas limit for artificial lift

Fig. 2.5 Comando GLIFTOPT

2.2.2.1 Grupo: Se debe introducir el nombre del grupo al cual se le va a realizar la
optimización por LAG.

2.2.2.2 Cantidad de gas disponible para el campo: Se introduce la cantidad máxima de
“gas lift” que se suministrará para realizar la optimización en MPCN/D. La cantidad de gas
disponible para el campo es la suma de las tasas de inyección de gas de cada pozo o grupo.
Unidades: MPCN/D. Por defecto: Si no se define un valor o se coloca un valor negativo, la
opción asume que no hay límites en el abastecimiento de gas para el grupo.

2.2.2.3 Máxima tasa de gas para el grupo: Es la suma del gas inyectado más el gas
proveniente de la formación para cada pozo o grupo. Unidades: MPCN/D. Por defecto: Si no
se define un valor o se coloca un valor negativo, la opción asume que no hay límites en el
abastecimiento de gas para el grupo.

45


2.2.3 LIFTOPT (Turn on gas lift optimization)

Este comando se encuentra ubicado en la sección “SCHEDULE” y permite asignar el
incremento de gas en MPCN/D. También se asigna el mínimo gradiente económico en
BN/MPCN, el intervalo de optimización deseado en días y por último permite decidir si se
quiere o no realizar la optimización por LAG.

Turns on gas lift optimization

Fig. 2.6 Comando LIFTOPT

2.2.3.1 Tamaño del incremento de la tasa de inyección gas: Se debe introducir el tamaño
del incremento, que es la cantidad de gas que se le asigna a un pozo para que sea inyectado
en un intervalo dado. La cantidad de gas disponible para la inyección en el campo es dividida
en cantidades discretas, conocidas como incremento.

Si no se desea la optimización por LAG, se puede introducir un valor igual a cero o negativo.
Unidades: MPCN/D. Por defecto: Debe ser definido.

46


2.2.3.2 Mínimo gradiente económico: Es la cantidad extra de petróleo para compensar
económicamente los costos de compresión del gas.

Los incrementos no serán asignados a un pozo si los resultados en la cantidad extra en la
tasa de producción multiplicado por el factor de peso de los pozos y dividido por el
incremento de gas, es menor que el mínimo gradiente. Unidades: BN/MPCN (campo). Por
defecto: cero (0) BN/MPCN
.
2.2.3.3 Intervalo de optimización: Se introduce el intervalo de optimización deseado, el cual
representa la frecuencia con que se realizará la optimización.

La optimización de gas se realiza al comienzo de cada intervalo. Unidades: días (campo).
Por defecto: 0.0 (lo que causa que la optimización se realice cada paso del tiempo).

2.2.3.4 ¿Optimización por LAG en el comienzo de cada iteración NUPCOL del paso del
tiempo?

Se realiza o no la optimización para las primeras iteraciones de Newton

SÍ. La distribución del gas es optimizada al comienzo de cada iteración de Newton NUPCOL
del paso del tiempo. Esto permite que los objetivos de producción y los límites sean
observados con mayor precisión. Durante cualquier iteración restante, la asignación de gas
permanecerá constante mientras no se impida su convergencia.

NO. La optimización sólo se realiza en la primera iteración de Newton (NUPCOL) del paso
del tiempo. Ésta toma menos tiempo que cuando la opción es “SI”, pero si las condiciones del
yacimiento cambian considerablemente al finalizar el paso del tiempo, entonces las tasas de
producción objetivo y los límites puede que no tengan gran precisión. Por defecto: SÍ.

47

CAPÍTULO 3: METODOLOGÍA

CAPÍTULO 3

METODOLOGÍA

Para realizar el estudio de la opción ″Gas Lift Optimization″ de ECLIPSE®, se siguen una
serie de pasos, los cuales se presentan a continuación:

1) Estudio de la optimización por levantamiento artificial por gas (LAG): Dicho
estudio se realiza revisando toda aquella bibliografía relacionada con el LAG
específicamente aquellos de optimización por LAG.

2) Uso del simulador ECLIPSE® : Se realiza un estudio de este simulador, dando mayor
énfasis a la opción de “Gas Lift Optimization”, realizando todas las corridas necesarias,
tomando en cuenta todos aquellos parámetros que afectan directamente la opción “Gas
Lift Optimization”, para obtener los objetivos propuestos en la realización de este
proyecto.

3) Estudio del caso base: El caso base se encuentra incluido en la base de datos del
simulador ECLIPSE®. Se debieron realizar algunas modificaciones al caso base con la
finalidad de hacerlo más comprensivo, en cuanto a las unidades y a las dimensiones de la
malla. Los cambios que se realizaron fueron los siguientes:

• Cambios de unidades (de unidades métricas a unidades de campo).
• Cambio en las dimensiones de la malla.

El caso base está formado por un bloque de malla de 2916 celdas cuyas dimensiones se
presentan a continuación:

Tabla 3.1 Dimensiones de la malla

X (Bloques) Y (Bloques) Z (Capas)

27 27 4

48


Tabla 3.2 Dimensiones de los bloque de malla

DX (pies) DY (pies) DZ (pies)

546.8 546.8 82.02

El campo contiene seis (6) pozos productores de petróleo, que se encuentran ubicados en el
centro de la malla, y cuatro (4) pozos inyectores de agua, que se encuentran en las esquinas.
A continuación se presenta una vista areal de este mallado:

Fig. 3.1 Vista areal del mallado

A continuación se presenta la tabla con las características de los pozos productores y de los
inyectores.

49


Tabla 3.3 Características de los pozos
Pozo Coordenada Coordenada Tipo Diámetro BHP THP
I J del pozo (lpca) (lpca)
(pie)
Prod. de
PA37 9 21 0.328 1450.73 870.22
Petróleo
Prod. de
PA44 12 12 0.328 1450.73 870.22
Petróleo
Prod. de
PB55 15 15 0.328 1450.73 870.22
Petróleo
Prod. de
PB57 15 21 0.328 1450.73 870.22
Petróleo
Prod. de
PC63 18 9 0.328 1450.73 870.22
Petróleo
Prod. de
PC75 21 15. 0.328 1450.73 870.22
Petróleo
Iny. de
IA11 1 1 0.328 5076.321 -
Agua
Iny. de
IA19 1 27 0.328 5076.321 -
Agua
Iny. de
IC91 27 1 0.328 5076.321 -
Agua
Iny. de
IC99 27 27 0.328 5076.321 -
Agua

Los valores de I y J están referidos a la posición del pozo en el mallado. El tipo de pozo
define si se trata de un pozo inyector o de un pozo productor. El diámetro está referido al
diámetro del pozo.

Para los pozos productores o inyectores se deben definir controles. Los cuales van a
controlar la producción o la inyección en los pozos.

50


Los pozos productores están controlados por la presión de cabezal (THP), es importante
mencionar que no se consideran las condiciones de flujo desde el cabezal hasta la estación
de flujo. Cuando un pozo está controlado por la presión de cabezal quiere decir que la presión
por la cual se regirá la producción del pozo es por la presión en este nodo; por ejemplo, si la
presión en este nodo (cabezal del pozo) es demasiado alta como para poder obtener influjo
del yacimiento al pozo, ECLIPSE® cerrará el pozo generando un mensaje de advertencia de lo
ocurrido. Por lo tanto, la presión de fondo fluyente y la presión de cabezal de cada uno de los
pozos representan la presión objetivo o el límite inferior permitido.

Los pozos inyectores de agua están controlados por el volumen de agua que inyectan, éste
volumen está representado como una fracción del volumen producido de petróleo, también
se define un valor de la presión de fondo fluyente (ver Tabla 3.3) éste representa el límite
máximo permitido.

Los fluidos que están presentes en el campo son petróleo y agua, se tiene una cantidad de
gas asociado con el petróleo. El resto del gas que se obtiene en la producción es producto
del gas inyectado para el levantamiento. A continuación se presentan las propiedades de los
fluidos presentes.

Tabla 3.4 Densidad de los fluidos

ρagua (lb/pie3) ρpetróleo (lb/pie3) ρgas (lb/pie3) °API

60.80139 49.94238 0.06184739 45.375

51


Propiedades PVT del petróleo

La presión en el punto de burbujeo es, Pburbujeo = 1437 lpca, las tablas PVT se reportan hasta
la presión de burbujeo debido a que siempre se estará en condiciones de crudo subsaturado
(P>Pburbujeo ). Los valores de PVT del crudo se encuentran en la tabla N° del apéndice A.

A continuación se presenta el gráfico de las propiedades PVT del crudo, tales como la
viscosidad µo expresada en centipoise (cp) y el factor volumétrico del petróleo Bo expresado
en (BY/BN).

Gráficos del PVT del petróleo

1.6 1.31
1.4
1.3
1.2
1.29
1
0.8 1.28
0.6
1.27
0.4
1.26
0.2
0 1.25
1437 2374 3312 4250 5187 6125 7062 8000
P re s ió n ( lpc a )

Viscosidad Factor Volumetrico del Petróleo

Fig. 3.2 Propiedades PVT del crudo

La tabla que contiene los datos PVT del crudo se encuentran en el apéndice A (Tabla A.1).

Tabla 3.5 Propiedades PVT del agua

Pref (lpca) βw @ Pref (BY/BN) Cw (lpc-1) µ @ Pref (cp)

4439 1.03 0.00000282 0.3

52


Tabla 3.6 Gas disuelto en el petróleo

Pburbujeo (lpca) Rs (MPCN/BN)

1436.730 0.56145

El Rs se mantiene constante debido a que en ningún momento el yacimiento se encuentra
por debajo del punto de burbujeo.

Las gráficas de la permeabilidad relativa en función de la saturación de los fluidos presentes
en el campo (interacción entre la roca y el fluido) se presentan a continuación:

Permeabilidad relativa al petróleo

1.2

1

0.8
Kro

0.6

0.4

0.2

0
0,04 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.78
So
Kro f(So)

Fig. 3.3 Función de saturación de petróleo

Permeabilidad relativa al agua

1.2

1

0.8
Krw

0.6

0.4

0.2

0
0.22 0.3 0.4 0.5 0.6 0.8 0.9 1
Sw
Krw f(Sw)

Fig. 3.4 Función de saturación de agua

53


Las tablas de datos de los gráficos anteriores se muestran en el apéndice A, Tabla A.2 y
Tabla A.3 respectivamente.

Presión Capilar

8

7

6

5
Pc (lpca)

4

3

2

1

0
0.22 0.3 0.4 0.5 0.6 0.8 0.9 1
Sw

Pc f(Sw)

Fig. 3.5 Comportamiento de la presión capilar

La tabla de datos del gráfico anterior se muestra en el ANEXO A, Tabla A.3

Las propiedades de la roca, muestran valores constantes a lo largo del mallado, siendo la
porosidad y la permeabilidad constante en todo el yacimiento. A continuación se muestran
los valores.
Tabla 3.7 Porosidad y permeabilidad de la malla

Porosidad Perm X (md) Perm Y (md) Perm Z (md)

0.30 1000 1000 100

Tabla 3.8 Compresibilidad de la roca a la presión de referencia

Pref (lpca) Cr (lpc-1)

4439 0.000003654

54


La estructura geológica del yacimiento es un anticlinal. La profundidad del datum del
yacimiento es de, Prof. datum = 6560 pies.

Para calcular las caídas de presión a lo largo de la tubería de producción se utiliza el
programa VFPi, éste realiza los cálculos tomando en cuenta distintos parámetros
relacionados con la mecánica del pozo (profundidad de la última válvula, profundidad del
pozo, diámetro de la tubería de producción), las propiedades de los fluidos (viscosidad,
factores volumétricos de los fluidos presentes) y el flujo en la tubería de producción.

Se debe conocer: el diámetro y la profundidad de la tubería de producción, las propiedades
de los fluidos del yacimiento. También deben estimarse los rangos dentro de los cuales
variará: las tasas de producción (petróleo, agua o gas), las presiones (BHP o THP), relación
agua/petróleo, relación gas/líquido y por último el ALQ (“Artificial Lift Quantity”) el cual es
usado para incorporar una nueva variable, tal como un método de levantamiento artificial.

Una vez conocidos estos parámetros e introducidos al programa, éste realiza una serie de
cálculos basándose en la formulación propuesta en el capítulo I (ver I.2.5), generando una
tabla conocida con el nombre de tabla VFP, está tabla contiene valores de la presión de
fondo fluyente (BHP) para las distintas combinaciones posibles de los parámetros. En el
ANEXO B, la tabla B.1, es la tabla VFP utilizada en la simulación.

Las condiciones de inicialización del modelo son presentadas a continuación.

Tabla 3.9 Condiciones de inicialización del yacimiento

Prof. Datum (pies) P @ Datum (lpca) CAP (pies)

6560 2900 7119

Análisis de sensibilidad: Se realiza con los parámetros que afectan directamente al
proceso de optimización por LAG. Estos parámetros se encuentran en los siguientes
comandos del simulador ECLIPSE®: LIFTOPT, GLIFTOPT, WLIFTOPT y VFPROD.

55


A continuación se presentan todos los casos que se han estudiado para realizar el análisis de
sensibilidad y para así obtener un mayor entendimiento de la opción.

Tabla 3.10 Casos Estudiados

1er Caso Sin aplicar la opción “Gas Lift Optimization”.

2do Caso Variación del tamaño del incremento de la inyección de gas.

3er Caso Influencia de no optimizar la tasa de inyección de gas.

4to Caso Variando la cantidad de gas máxima disponible por día.

5to Caso Variación del mínimo gradiente económico.

6to Caso Variación de la tasa mínima de inyección de gas.

7mo Caso Influencia del factor de peso en la opción.

8vo Caso Variación del intervalo de optimización.

Influencia de la selección de las correlaciones para el cálculo de las caídas
9no Caso
de presión en la tubería de producción.

Al realizar las corridas de todos éstos casos y obtener los reportes y sus respectivas gráficas,
se realiza el análisis de resultados, para así, poder obtener las conclusiones y
recomendaciones a partir de los logros en el presente trabajo de investigación.

56

CAPÍTULO 4: ANÁLISIS DE RESULTADOS

CAPÍTULO 4
ANÁLISIS DE RESULTADOS

Como se menciona anteriormente, se analizan una serie de casos en los cuales se varían los
diferentes parámetros de la opción “Gas Lift Optimización” a fin de conocer mejor su
comportamiento.

4.1 Sin aplicar la opción “Gas Lift Optimization”

En el siguiente caso se presenta el estudio del campo sin aplicar la opción “Gas Lift
Optimization”. Este caso sirve de patrón de comparación con el resto de los casos y a su vez
para clasificar los pozos productores de acuerdo a su potencial. El POES del campo es 1832
MM BN. El objetivo de producción deseado para el campo (límite máximo) es Qo = 63
MBN/D.

A continuación se presentan los gráficos que permiten observar el comportamiento del
yacimiento sin aplicar la opción “Gas Lift Optimization”

Fig. 4.1 Comportamiento de la producción de petróleo del campo

57


Se observa que el objetivo de producción del campo es obtenido hasta los t = 300 días, luego
va disminuyendo gradualmente hasta llegar a t = 1300 días, fecha en la cual todos los pozos
productores han sido cerrados porque violan los controles que tienen impuestos (TPH = 870
lpca). A los t = 1300 días la producción del campo se ha acumulado hasta 35,5 MMBN de
petróleo.

Se considera realizar variaciones del objetivo de producción del campo con la finalidad de
observar el comportamiento del yacimiento ante distintos esquemas de explotación. Los
objetivos de producción se fijaron en los siguientes valores: 10, 20, 40 y 63 MBN/D.

Fig. 4.2 Comportamiento de la producción ante distintos esquemas de explotación

En el gráfico anterior se puede observar que a medida que se disminuye el objetivo de
producción del campo, es posible mantener este objetivo por mucho más tiempo, como era
de esperarse.

A continuación se presenta el gráfico de las producciones acumuladas en cada uno de los
casos.

58


Fig. 4.3 Producción acumulada de petróleo en los distintos objetivos de producción del campo

Efectivamente se observa que cuando disminuye el objetivo de producción también
disminuye la producción acumulada. A continuación se presenta la tabla con los valores de la
producción acumulada de petróleo en cada caso, así como sus respectivos factores de
recobro y el tiempo en el cual fue obtenido este recobro.

Tabla 4.1 Valores de la producción acumulada y el factor de Recobro en cada caso
Producción
Factor de
Casos Tiempo (días) acumulada
Recobro (%)
(MMBN/D)

Obj. 63000 BN/D 1300 35,48 1,93

Obj. 40000 BN/D 1400 31,85 1,73

Obj. 20000 BN/D 1250 25,05 1,367

Obj. 10000 BN/D 2500 25,00 1,364

Por lo tanto, se decide mantener el objetivo de producción en 63 MBN/D, debido a que el
recobro es mayor y su obtención es en menor tiempo.

59


Este caso se utilizó para clasificar los pozos de acuerdo a su potencial de producción. A
continuación se presenta la producción acumulada de cada uno de los pozos cuando el
objetivo de producción del campo es 63 MBN/D. Se observa que el pozo PA37 puede
considerarse el mejor, seguido del PA44 y luego el resto de los pozos tienen un
comportamiento similar.

Fig. 4.4 Producción acumulada de los pozos cuando el objetivo de producción es 63000 BN/D

60


4.2.1 Variación del tamaño del incremento de la inyección de gas

La cantidad de gas disponible para la inyección en el campo es Qgas = 7 MMPCN/D. Ésta es
dividida en cantidades discretas, conocidas como incrementos. El tamaño del incremento es
un parámetro definido por el usuario y la importancia de su selección estriba en realizar una
optimización con mejores distribuciones de gas en el campo, ya que a medida que aumenta
el incremento se asigna gas a un menor número de pozos; sin embargo, cuando el
incremento es muy pequeño puede que se le asigne gas a todos los pozos, pero esto no
quiere decir que se va a aumentar la producción, ya que no importa la cantidad de pozos a
los que se les asigne gas sino la respuesta de los pozos ante la inyección de gas.

Las variaciones que se realizaron a este parámetro fueron:

Tabla 4.3 Casos estudiados en la variación del tamaño del incremento

Tamaño del incremento MPCN/D

350
700
1050
1400
2100
4200
6300
7000

A continuación se presenta el gráfico de la tasa de inyección de gas en cada uno de los
casos en los que se varía el incremento.

61


Fig. 4.5 Comportamiento de la tasa de inyección en el campo en los distintos casos de variación del
incremento

Se puede observar que se empieza a inyectar gas a los 250 días, precisamente el mismo día
en el cual no se puede alcanzar el objetivo de producción por flujo natural. También se
observa que a medida que aumenta el valor del incremento de gas se presenta un aumento
brusco en la tasa de inyección de gas al campo, debido a que cuando el incremento es
mayor la cantidad de gas que se asigna a los pozos en cada paso del tiempo es mayor.

A continuación se presenta el gráfico de la producción del campo con los distintos valores de
incremento.

62


Fig. 4.6 Producción del campo cuando se varía el incremento

En la Fig. 4.6 se observa la influencia del incremento en la producción del campo. Cuando el
incremento es 350, 700, 1050, 1400 y 2100 MPCN/D la producción tiene un comportamiento
similar; pero al tomar un incremento de 4200, 6300 y 7000 la producción disminuye
significativamente.

Cuando se tienen incrementos grandes como 4200, 6300 y 7000 MPCN/D el número de
pozos al que se les asigna gas es menor; se debe a que en cada incremento se le inyecta
mayor cantidad de gas a los pozos y por supuesto se les asignará a aquellos pozos que
hagan mejor uso de éste. Prácticamente se está inyectando gran parte del gas que se
dispone. En cambio, cuando este valor disminuye a 350, 700, 1050 y 1400 MPCN/D, es
posible distribuir el gas a un mayor número de pozos, debido a que hay más incrementos que
ofrecer al resto de los pozos presentes en el campo; por lo tanto, no se asigna una cantidad
grande de gas a un solo pozo.

A continuación se presentan los gráficos de la tasa de inyección de gas en cada pozo cuando
el incremento es: 350, 1050, 2100, 4200 y 7000 MPCN/D.

63


Fig. 4.7 Comportamiento de la inyección de gas en el pozo PA37

Fig. 4.8 Comportamiento de la inyección de gas en el pozo PA44

Fig. 4.9 Comportamiento de la inyección de gas en el pozo PB55

64


Fig. 4.10 Comportamiento de la inyección de gas en el pozo PB57

Fig. 4.11 Comportamiento de la inyección de gas en el pozo PC63

Fig. 4.12 Comportamiento de la inyección de gas en el pozo PC75

65


Cuando el incremento es de 350, 1050 y 2100 MPCN/D a todos los pozos se les inyecta gas.
Obviamente a medida que aumenta el incremento se llega mucho más rápido a la cantidad
máxima de gas disponible. Aunque se dispone de 7 MMPCN/D, en el caso en el cual el
incremento es 1050 y 2100 MPCN/D, la máxima tasa de gas que se logra inyectar en el
campo es 6300 MPCN/D, es decir, que en estos casos se dispone de 6 y 3 incrementos
respectivamente. Por lo tanto es muy importante considerar valores de incremento que sean
fracción de la cantidad de gas máxima disponible (en éste caso de 7 MMPCN/D), con la
finalidad de utilizar todo el gas disponible en el campo. A continuación se presenta una tabla
con los incrementos disponibles en cada caso.

Tabla 4.4 Incrementos de gas disponibles en cada caso
Nº de incrementos
Caso
disponibles

350 20

700 10

1050 6

1400 5

2100 3

4200 1

6300 1

7000 1

Con esta tabla se tiene una idea de cuántos incrementos hay disponibles para los pozos en
cada caso. A continuación se presenta la producción acumulada en cada uno de los casos
para observar en cuál caso se obtiene el mayor recobro.

66


Fig. 4.13 Producción acumulada de petróleo en cada caso

Tabla 4.5 Producción acumulada de petróleo
Producción
Caso acumulada de petróleo
(MMBN)

350 104,18

700 107,88

1050 104,72

1400 104,42

2100 102,46

4200 74,52

6300 85,37

7000 90,05

En la tabla 4.5 se observa que cuando los incrementos son grandes, 4200, 6300 y 7000
MPCN/D, la producción acumulada de petróleo disminuye significativamente con respecto a

67


los casos en los que se asigna menor tamaño al incremento. Sin embargo, al inyectar 7
MMPCN/D se obtiene una producción acumulada mayor a los casos donde se inyecta 4200 y
6300 MPCN/D, debido a que en estos últimos casos no se está inyectando toda la cantidad
de gas disponible (por no ser divisores de 7000).

También se presenta que en los casos en que el incremento es 350, 700 y 1400 MPCN/D, sí
se está inyectado los 7 MMPCN/D de gas disponible, por lo tanto se van a comparar estos
tres casos. La mayor producción acumulada se obtiene cuando el tamaño del incremento es
700 MPCN/D, luego cuando el incremento es 1400 MPCN/D y por último cuando el
incremento es 350 MPCN/D (ver tabla 4.5).

Se esperaba que, a medida que el incremento fuese menor se pudiese obtener un mayor
recobro en el campo, debido a que se le asigna gas a un mayor número de pozos, pero no
fue así. Cuando el tamaño del incremento es pequeño (caso: tamaño incremento es 350
MPCN/D) hay capacidad de asignarle gas a todos los pozos, debido a que hay un mayor
número de incrementos disponibles. Pero se evidencia que se puede obtener mejores
resultados en la producción si el gas es utilizado en aquellos pozos que respondan mejor
ante la inyección; es decir, que obtengan mayor producción con cada incremento que se le
asigne (caso: tamaño incremento es 700 MPCN/D). Los pozos que hacen mejor uso del gas
son: el PA37, PA44, PC63 y PB57.

68


4.2.2 Influencia de no optimizar la tasa de inyección de gas

Como fue mencionado anteriormente en el Marco Teórico, se puede presentar el caso de
que no se quiera optimizar la tasa de inyección de gas con fines de levantamiento. Esta
decisión puede estar motivada por diferentes razones explicadas en el Capítulo 2, donde se
describe la opción “Gas Lift Optimization”.

Cuando se decide no optimizar la tasa de inyección de gas, el usuario asigna el valor de
dicha tasa para cada pozo. La máxima cantidad de gas disponible para el campo es de 7
MMPCN/D. Consecuentemente, se considera distribuir ‘manualmente’ y con criterio
“razonable” la cantidad de gas disponible entre los pozos y comparar éstos resultados con
los de asignar la tasa utilizando la opción “Gas Lift Optimization”.

Los casos que se van a analizar son: primero, se divide la cantidad de gas total disponible
para el campo entre el número de pozos, asignándole cantidades iguales de gas a todos los
pozos; segundo, se asigna gas en orden decreciente entre los pozos; tercero, se asigna gas
a los pozos en orden creciente; por último se utiliza la opción “Gas Lift Optimization” (ver
tabla 4.3).

Tabla 4.6 Casos de asignación ‘manual’ de gas a cada pozo

Tasa de inyección de gas (MPCN/D)

Posición de
Nombre
acuerdo al 1er caso 2do caso 3er caso
del pozo
potencial

PA37 1 1166.66 2000 300

PA44 2 1166.66 1700 500

PC63 3 1166.66 1500 1000

PB57 4 1166.66 1000 1500

PC75 5 1166.66 500 1700

69


PB55 6 1166.66 300 2000

Fig. 4.14 Tasa de inyección de gas en el campo en los distintos casos

En la figura anterior, se observa el comportamiento de la tasa de inyección de gas en el
campo para los distintos casos estudiados. En el primer caso se observa que cuando se
asigna a todos los pozos la misma cantidad de gas, la tasa de inyección en el campo se
mantiene constante en 7 MMPCN/D. Esto se debe a que la cantidad de gas que se fija es lo
suficientemente alta como para mantener a los pozos produciendo sin violar ninguno de los
controles impuestos.

En el segundo caso, a partir de los seiscientos días (600) comienza a disminuir la tasa de
inyección de gas en el campo, ya que el pozo PC75 para esta fecha no puede producir a la
presión en el cabezal requerida, por lo tanto se violan los controles de producción (THPlímite =
870 lpca) y se cierra. Luego, a los ochocientos cincuenta (850) días, se observa otra
disminución en la tasa de inyección de gas en el campo debido a que el pozo PC63 viola

70


también los controles impuestos; por último a los 1750 días ocurre lo mismo con el pozo
PB57.

El tercer caso está solapado con el segundo y la disminución en la tasa de inyección de gas
al campo es debido a las mismas razones señaladas en el caso anterior, pero para los pozos
PA37, PA44 y PB55 respectivamente.

Cuando se deja que la opción realice la distribución del gas a los pozos, mediante la
optimización, se empieza a inyectar a los t = 250 días ya que es a partir de este momento
cuando los objetivos de producción no se pueden obtener por flujo natural y se observa un
crecimiento paulatino de la tasa de inyección de gas en el campo.

A continuación se presenta el comportamiento de la tasa de producción de petróleo del
campo bajo los distintos esquemas de inyección de gas.

Fig. 4.15 Comportamiento de la tasa de producción de petróleo del campo bajo los distintos esquemas
de inyección de gas

El comportamiento de la tasa de producción del campo varía significativamente en los
distintos esquemas de inyección de gas. Cuando se asigna cantidades iguales de gas a

71


todos los pozos (1er caso), la tasa de producción del campo se comporta de manera similar a
la producción obtenida cuando se utiliza la opción “Gas Lift Optimization”, durante los
primeros ochocientos (800) días. Luego la tasa declina de manera similar hasta los mil (1000)
días. A partir de los mil (1000) días la tasa de producción de petróleo para el primer caso
declina mucho más rápido que cuando se utiliza la opción “Gas Lift Optimization”. A
continuación se muestra la tabla con las cantidades totales de gas que se ha inyectado al
campo a los mil (1000) días, ya que para esta fecha, asignar cantidades de gas similares a
los pozos y utilizar la opción “Gas Lift Optimization” se comportan de manera similar.

Tabla 4.7 Cantidad de gas total inyectado a los mil días
Cantidad Total de gas
Caso
inyectado (MMPCN)

1er caso 6650

Utilizando la opción 3167

En el primer caso, a los mil días se ha inyectado más del doble de la cantidad de gas que se
ha inyectado utilizando la opción “Gas lift Optimization”.

En los casos en que se ha asignado gas ‘manualmente’ a los pozos se observa que la
producción de petróleo empieza a declinar a los setecientos cincuenta (750) días y esta
declinación se mantiene a lo largo del tiempo.

Por último se presenta la producción acumulada de petróleo en cada uno de los esquemas
de inyección de gas.

72


Fig. 4.16 Comportamiento de la tasa de producción de petróleo del campo bajo los distintos esquemas
de inyección de gas

Efectivamente la producción acumulada de petróleo en el caso en que se utiliza la opción
“Gas Lift Optimization” es mayor que en el resto de los casos.

Tabla 4.8 Producción acumulada de petróleo a los 2500 días en los distintos casos
Cantidad de
Producción
Factor de recobro Gas Total
Casos Acumulada
(%) inyectado
(MMBN)
(MMMPCN)

1er caso 89,008 4,859 17,500

2do caso 94,105 5,137 15,355

3er caso 95,351 5,205 15,376

Utilizando la opción
“Gas Lift 104,183 5,687 14,017
Optimization”

73


Se puede observar que la producción acumulada, cuando se utiliza la opción “Gas Lift
Optimization”, es mayor que en el resto de los casos y se está inyectando menor cantidad de
gas.

Este resultado muestra con toda claridad la ventaja de esta opción, ya que permite maximizar
la producción de petróleo y minimizar la inyección de gas, a diferencia de la asignación
manual de los valores por parte del usuario.

74


4.2.3 Variando la cantidad de gas máxima disponible por día

La disponibilidad máxima de gas diaria es la máxima tasa de gas que puede inyectarse en el
campo diariamente. La opción “Gas Lift Optimization” está diseñada para asignar la cantidad
de gas que debe ser inyectado a un grupo de pozos para maximizar su producción de
petróleo. El objetivo de producción deseado para el campo es de 63 MBN/D de petróleo.

Se realizan distintas variaciones de la cantidad máxima de gas disponible por día para
inyectar, con la finalidad de conocer cómo se comporta la opción en los diferentes
escenarios, ya sea que exista abundancia o limitación en la cantidad de gas. Aquí interesa
conocer cómo se distribuye el gas en cada caso.

En la siguiente tabla se presentan las diferentes variaciones realizadas a este parámetro:

Tabla 4.9 Casos estudiados en la variación de la cantidad de gas máxima disponible por día
Cantidad de gas máxima
Casos disponible por día
(MMPCN/D)

1er caso 0

2do caso 0.35

3er caso 3.00

4to caso 7.00

5to caso 15.00

Cuando se dispone de mayor cantidad de gas para el campo, la opción “Gas Lift
Optimization” utiliza todo el gas disponible; por lo tanto si se dispone de mayor cantidad de
gas, el objetivo de producción es alcanzado por mayor tiempo, debido a que hay suficiente
gas para que todos los pozos obtengan la máxima producción de petróleo. A continuación se
presenta el comportamiento de la producción de petróleo en los distintos casos.
75


Fig. 4.17 Comportamiento de la producción del campo

Se observa que a medida que aumenta la disponibilidad de gas para el campo el objetivo de
producción deseado se obtiene por mayor tiempo.

Como se decía antes, la importancia de este caso es observar cómo la opción distribuye el
gas entre los pozos productores de petróleo. A continuación se presenta la tasa de inyección
de gas de los pozos en cada uno de los casos.

76


Fig. 4.18 Comportamiento de la tasa de inyección de gas todos los pozos

En el 5to caso, cuando se dispone de mayor cantidad de gas en el campo (15 MMPCN/D)
todos los pozos reciben gas hasta los 1400 días. En dicha fecha se está inyectando al campo
todo el gas disponible y en esta misma fecha empieza a declinar la tasa de producción de
petróleo (ver Fig. 4.19). Si se dispone de mucho gas para inyectar, la optimización en la
distribución de gas es significativa ya que la opción le asignará la cantidad de gas que
necesiten los pozos para producir su máxima tasa de producción de petróleo.

Por el contrario, en el 2do caso, cuando se dispone de menor cantidad de gas en el campo
(350 MPCN/D), el simulador sí debe elegir el pozo al cual le va a asignar gas. A los 250 días
recibe gas el pozo PB55 hasta los 300 días, luego desde los 300 días hasta los 350 días se
le asignó gas al pozo PB57, a partir de los 350 días se le vuelve a asignar gas al pozo PB55
hasta los 500 días; por último la opción le asigna gas al pozo PA44 por el resto del tiempo de
simulación. Con esta conducta se puede adelantar que el simulador siempre le va asignar
gas al pozo que haga mejor uso de éste.

77


Cuando se ha inyectado todo el gas disponible por día, se comienza a quitar gas de algunos
pozos para asignárselo a otros. En el 4to caso se dispone de 7 MMPCN/D y se observa que a
todos los pozos se les asigna gas hasta los ochocientos días (800); a partir de este día la
opción empieza a quitarle gas a unos pozos para asignárselo a otros; por tal motivo se
observa que en algunos pozos se mantiene la tasa de inyección de gas mientras que en
otros pozos la tasa de inyección de gas disminuye. El comportamiento es similar en el 3er
caso.

Es interesante observar que no se mantiene el mismo patrón de inyección en cada pozo al
ser sometido a los distintos casos. Por ejemplo, en la figura 4.19 se observa que en el 4to. y
5to. caso, a pesar de mantenerse la inyección en el campo a lo largo del tiempo de
simulación, el patrón de inyección difiere. A medida que hay menor cantidad de gas
disponible, los controles de producción son violados y por ello se observa que algunos pozos
son cerrados y sólo se asigna gas a aquellos pozos que puedan hacer un mejor uso de éste.

En el 4to. caso el pozo PC75 es cerrado a los 1000 días (ver Fig. 4.19). Hasta la fecha este
pozo había recibido cuatro incrementos de gas y la inyección se ha mantenido constante
desde los 800 días. En esta fecha el pozo es cerrado debido a que el programa realiza la
optimización y decide quitar un incremento de gas a este pozo. Esto trae como consecuencia
la violación del control de THP por lo cual se cierra y los incrementos que el pozo poseía son
redistribuidos a otros pozos presentes en el campo. Estos incrementos son asignados a los
pozos PA44, PC63, PB57 Y PA37.

78


Tabla 4.10 Comportamiento de la producción acumulada en cada caso
Cantidad máx. de gas
Producción Acumulada
Casos disponible para el
(MMBN)
campo MMPCN/D

1er caso 0 35.48

2do caso 0.35 45.19

3er caso 3.00 75.79

4to caso 7.00 104.18

5to caso 15.00 131.82

180,00
Producción acumulada de petróleo

160,00

140,00

120,00
(MMBN)

100,00

80,00

60,00

40,00

20,00

0,00
0,00 0,35 3,00 7,00 15,00 50,00 100,00 200,00

Cantidad de gas disponible (MMPCN/D)

Fig. 4.19 Producción acumulada de petróleo vs. Cantidad de gas disponible

79


Es interesante observar (Fig. 4.20) que a medida que se aumenta la cantidad de gas
disponible la producción acumulada de petróleo aumenta de igual manera. No obstante, llega
un punto (50 MMPCN/D) en que la producción acumulada del campo adopta un valor
constante y por más gas que se inyecte (100 ó 200 MMPCN/D) esta producción permanece
constante. Este comportamiento indica que se inyecta gas hasta cierto valor (producción de
petróleo óptima). Luego de este punto, por más gas que se disponga para el campo, el
programa utiliza una porción del mismo y el resto del gas disponible es utilizado si es
necesario a lo largo del tiempo de simulación. Este comportamiento se observa en la
siguiente figura:

Fig. 4.20 Inyección de gas para el campo vs. Tiempo

80


4.2.4 Variación del mínimo gradiente económico

El mínimo gradiente económico es la cantidad extra de petróleo (en unidades monetarias; por
ejemplo, dólares) que compensa económicamente los costos adicionales de compresión. Por
lo tanto es una limitación en la distribución del gas a los pozos.

La variación del mínimo gradiente económico se realiza en el comando LIFTOPT (está activa
la opción “Gas Lift Optimization”) de la sección Schedule de ECLIPSE. Las unidades del
Mínimo Gradiente Económico son BN/MPCN (unidades de campo). Sin embargo ECLIPSE
no realiza modelaje económico por lo que el usuario debe calcular este gradiente fuera de
ECLIPSE. El mínimo gradiente económico representa una limitación del programa.

Se considera que este parámetro es de suma importancia para realizar la Optimización por
Levantamiento Artificial por Gas, por ello se analizan una serie de casos en donde el valor
del Mínimo Gradiente Económico es sometido a varios cambios, adoptando diferentes
valores. Si el usuario no especifica ningún valor del mínimo gradiente económico el programa
asume un valor de cero.

La cantidad de gas disponible para el campo es de 7 MMPCN/D.

Tabla 4.11 Casos estudiados en la variación del mínimo gradiente económico
Mínimo gradiente económico
Casos
(BN/MPCN)

1er caso 0

2do caso 1

3er caso 5

4to caso 10

5to caso 15

6to caso 50

81


A continuación se presenta el comportamiento de la inyección de gas en el campo para los
distintos casos.

Fig. 4.21 Comportamiento de la inyección de gas en el campo

El primero, segundo y tercer caso (mínimo gradiente económico: 0, 1 y 5 BN/MPCN
respectivamente) están solapados en la misma curva, debido a que para poder inyectar
una cantidad extra de gas es necesario producir pocos barriles de petróleo, es decir,
siempre es rentable inyectar gas para levantamiento. Por el contrario, en el cuarto y
quinto caso (10 y 15 BN/MPCN, respectivamente) existe una disminución en la tasa de
inyección de gas debido a que ha aumentado esta restricción, es decir, los costos
adicionales de compresión son excesivamente altos. Por último en el sexto caso (mínimo
gradiente económico 50 BN/PCN), no se inyecta gas a ningún pozo porque
económicamente no es rentable inyectar gas.

La producción del campo se ve fuertemente afectada por el mínimo gradiente económico.
A continuación se presenta el comportamiento de la producción del campo en los distintos
casos.

82


Fig. 4.22 Comportamiento de la producción del campo en los distintos casos

Indudablemente se observa la influencia de este parámetro en el comportamiento de la
producción del campo, ya que en los primeros tres casos (mínimo gradiente económico: 0, 1
y 5 BN/MPCN respectivamente) la tasa de producción de petróleo es la misma; pero a
medida que el gradiente aumenta la tasa de producción de petróleo naturalmente disminuye,
hasta el sexto caso en el cual la producción se comporta igual que cuando no se inyecta gas
al campo. La disminución en la tasa de producción de petróleo es causada por los altos
costos que implica inyectar gas a los pozos. A continuación se presenta la tasa de inyección
de gas de cada pozo en los distintos casos.

83


Fig. 4.23 Comportamiento de la tasa de inyección de todos los pozos

En las figuras anteriores se puede observar que a medida que aumenta el mínimo gradiente
económico, menores cantidades de gas son asignadas a los pozos. A continuación se
presenta el gráfico de la producción acumulada.

Fig. 4.24 Producción acumulada de petróleo en cada caso

84


Tabla 4.12 Producción acumulada de petróleo y factor de recobro obtenido en cada caso
Mínimo Producción
Factor de
gradiente acumulada de
Casos Recobro
Económico petróleo
(%)
(BN/MPCN) (MMBN)

1er caso 0 104,18 5,687

2do caso 1 104,18 5,687

3er caso 5 104,18 5,687

4to caso 10 85,57 4,671

5to caso 15 42,01 2,293

6to caso 50 35,50 1,938

En la tabla anterior se observa la influencia que tiene el mínimo gradiente económico en el
factor de recobro del campo. A medida que se aumenta el mínimo gradiente económico es
más costoso inyectar gas; por ende los pozos reciben menor cantidad de gas para
levantamiento lo que conlleva a la disminución en la tasa de producción de petróleo.

85


4.2.5 Variación de la tasa mínima de inyección de gas

La tasa mínima de inyección de gas es la mínima tasa de gas que se puede inyectar a un
pozo. Este parámetro se encuentra en la sección “Schedule” (ver comando WLIFTOPT). Los
valores que puede adoptar la mínima tasa de inyección de gas puede ser: cero, un valor
positivo o un valor negativo.

Se realizaron las siguientes variaciones de este parámetro para observar el comportamiento
del campo:
Tabla 4.13 Casos estudiados en la variación de la tasa mínima de inyección de gas

Tasa mínima de inyección de gas
Casos
(MMPCN/D)

1er caso 0

2do caso -0,001

3er caso 1

4to caso 5

5to caso 7

Cuando el valor de la tasa de inyección es -0,001 MMPCN/D se inyecta la mínima cantidad
de gas para que los pozos puedan fluir.

A continuación se presenta el comportamiento de la tasa de inyección de gas en el campo.

86


Fig. 4.25 Comportamiento de la tasa de inyección de gas al campo

En el gráfico anterior se puede observar que en todos los casos se empieza a inyectar a los
250 días. En el primer y segundo caso (0 y -0,001 MMPCN/D respectivamente) la inyección
de gas se comporta de manera similar, las curvas están solapadas. Para el tercer, cuarto y
quinto caso (1, 5 y 7 MMPCN/D respectivamente) las curvas sí varían significativamente.

Esta variación en el tercero, cuarto y quinto caso es debido a que los pozos, para producir
por “gas lift”, requieren al menos inyectar la tasa mínima de gas, es decir deben inyectar 1, 5
y 7 MMPCN/D respectivamente. Obviamente, a medida que aumenta esta tasa mínima de
gas, se llega mucho más rápido a la máxima tasa de gas disponible para el campo y al fijar
tasas mínimas muy altas se esta disminuyendo la posibilidad de distribuir el gas a otros
pozos.

En las siguientes figuras se presenta la inyección de gas de cada pozo en cada uno de los
casos.

87


Fig. 4.26 Comportamiento de la inyección de gas en todos los pozos

En la figura anterior se puede observar que cuando aumenta la mínima tasa de inyección de
gas en los pozos, se distribuye el gas a un menor número de éstos.

A continuación se presenta la producción acumulada en cada uno de los casos. La finalidad
de esta figura es observar en qué caso se puede obtener un mayor recobro de petróleo.

88


Fig. 4.27 Producción acumulada de petróleo

Un caso peculiar es el 2do caso, cuando se asigna un valor negativo (-0.001 MMPCN/D). En
la Fig. 4.26 se puede observar que se está inyectando la misma cantidad de gas que en el 1er
caso (cuando la tasa mínima de inyección es 0 MMPCN/D). Pero en el 1er caso la producción
acumulada de petróleo es menor que en el 2do caso. Al asignar un valor negativo, sin
importar la magnitud del número, la opción “Gas Lift Optimization” le asigna a cada pozo la
mínima cantidad de gas que éstos necesitan para fluir, como se mencionó anteriormente.

Por lo tanto, aunque se está inyectando la misma cantidad de gas al campo, la distribución
del gas es mejor en el 2do caso (-0.001 MMPCN/D). Es importante señalar que un valor
negativo le indica al programa que inyecte lo mínimo de gas para que los pozos fluyan
tomando en cuenta las restricciones que tengan impuestas.

El caso en el cual se obtiene mayor recobro es el tercero (tasa mínima de gas = 1
MMPCN/D), ya que es mejor fijar una tasa mínima de gas un poco más alta porque se está
asegurando que solo se le asignará gas a aquellos pozos que necesiten como mínimo 1
MMPCN/D para fluir. Se puede observar que a los pozos PC63 y PC75 no se les asigna gas
debido a que el gas disponible ha sido asignado a otros pozos que harán un mejor uso del
mismo y no violarán ningún control de producción impuesto.

89


4.2.6 Influencia del factor de peso en la opción

El WF es un factor de jerarquización de los pozos, el cual permite favorecer ó desfavorecer a
un pozo o a un grupo de pozos sobre los otros, asignándoles mayor cantidad de gas a los
pozos que posean un mayor WF.

Se considera que esta variable es de suma importancia en la opción y los casos que se
realizan para comprender la influencia de este parámetro son:

Tabla 4.14 Casos estudiados en el WF

Casos Valores de Factor de Peso

1 Todos los pozos con WF iguales, WF = 1

2 Se desfavorece al pozo PA37, WF = 0.7

3 Se favorece al pozo PA37, WF = 1,01

4 Se favorece al pozo PA37, WF = 10

Igual al 3er caso, asignándole daño al
5
pozo

Al asignar valores de WF positivo e igual para todos los pozos presentes en el campo, el
programa hace la misma distribución de gas independientemente de la magnitud del WF, es
decir, al asignar el mismo valor a cada uno de los pozos, se está obteniendo el mismo
resultado que se obtiene al no colocar ningún valor, por lo que el programa asume, por
defecto, que el valor es igual a uno (1.0) para cada uno de los pozos.

Cuando se asignan WF iguales el programa realiza la distribución de gas en el campo,
asignando una cantidad de gas a cada uno de los pozos, sin ningún tipo de preferencias, es
decir, sin favorecer o desfavorecer a ningún pozo. En este caso el criterio para distribuir el gas
disponible es el especificado en el Capítulo 2, en donde se explica la opción “Gas Lift
Optimization”.

90


En la siguiente figura se observa cómo la producción de petróleo de cada pozo durante los
primeros 250 días es mantenida sin LAG. Desde los 250 días hasta 1000 días, se inyecta gas
cubriendo las necesidades de cada pozo. A partir de los 1000 días (aproximadamente) hay
pozos que cierran su producción. Los cierres son debidos a que se inyecta la cantidad
máxima de gas disponible para el campo e inevitablemente se debe asignar gas a los pozos
que hagan un mejor uso del mismo.

Fig. 4.28 Tasa de producción de petróleo con el WF igual a 1

Se disponen de 7 MMPCN/D para ser distribuidos a los pozos.

En el gráfico anterior se puede observar que el pozo PC75 es el primero que cierra. Esto es
debido a que el mismo no puede cumplir con los controles de THP con la cantidad de gas
que se le asigna. El mismo es cerrado a los 1000 días. Se decide otorgarle la cantidad de
gas a otro pozo.

El segundo pozo que es cerrado es el PA37. Esto ocurre a los 1750 días. Las causas del
cierre son similares a las del pozo anterior. El pozo PB55 es cerrado a los 1800 días.

91


Los tres pozos restantes continúan su producción (PC63, PA44 y PB55) ya que pueden
cumplir con los controles impuestos de producción y son los que pueden aprovechar en
mayor grado la cantidad de gas que se le asigna.

Al favorecer un pozo sobre los demás, asignándole un valor de WF mayor que al de los otros
pozos, se asigna mayor cantidad de gas a este pozo. Esto puede mejorar la producción de
petróleo del pozo hasta cierto punto. Por otro lado, si se desfavorece el mismo pozo con
respecto a los demás, esto es colocando un valor de WF menor al de los otros pozos, la
cantidad de gas que se asigna al pozo es menor, causando disminución en la producción de
petróleo del mismo. Este comportamiento se observa en las siguientes figuras:

Fig. 4.29 Tasa de producción de petróleo PA37

92


Fig. 4.30 Tasa de inyección de gas del pozo PA37 favoreciendo y desfavoreciéndolo

Cuando se asigna un WF de 1.01, hay un aumento en la producción de petróleo del campo.
En este caso la producción del campo tiene un ligero aumento (cómo se observa en la Fig.
4.31), esto implica que si se favorece a este pozo en particular, se pueden obtener mayores
ganancias en el campo. Si el WF es aumentado exageradamente, puede que se obtengan
mayores tasas de producción de petróleo en el pozo; pero se inyecta mayor cantidad de gas a
ese mismo pozo, obteniendo menores tasas de producción para el campo. Este
comportamiento puede observarse en el siguiente gráfico:

Fig. 4.31 Tasa de producción de petróleo del campo favoreciendo y desfavoreciendo al pozo PA37

93


Esta observación es la que indica la importancia de asignar el gas disponible de manera
optimizada.

Se considera trabajar con un pozo que presenta daño. Al mismo se le asigna un factor de
peso mayor que el de los otros pozos para conocer si la herramienta realiza una distribución
de gas preferencial a ese pozo.

En los siguientes gráficos se muestra que un pozo con un WF superior obtiene una mayor
cantidad de gas inyectado, por ende presenta una mayor producción de petróleo con
respecto al caso donde se asigna gas a los pozos sin realizar ninguna preferencia (como se
mencionó anteriormente). Pero, cuando se asigna un mayor WF a un pozo con daño, se
observa cómo la cantidad de gas que se inyecta es mucho menor (a pesar de tener una
mayor preferencia sobre el resto de los pozos). Esto indica que la opción no necesariamente
inyecta gas al pozo con un mayor WF, ya que si el mismo no es capaz de dar un mejor uso
del gas que otros pozos, esta inyección es dada a otros pozos.

Fig. 4.32 Tasa de producción del pozo PA37 considerando este pozo con daño

94


Fig. 4.33 Tasa de inyección del pozo PA37 considerando este pozo con daño

Fig. 4.34 Producción total de petróleo del campo considerando el pozo PA37 con daño

95


4.3.7 Variación del intervalo de optimización

El intervalo de optimización determina la frecuencia con que se realiza la optimización. El
intervalo de optimización tiene unidades de tiempo.

Si los intervalos son mayores al paso del tiempo la distribución del gas es llevada a cabo en el
primer paso de tiempo del intervalo y debe transcurrir el intervalo de tiempo especificado
completo para que la opción vuelva a optimizar. Si son menores al paso del tiempo o cero, la
optimización se realiza cada paso del tiempo. Igualmente ocurre cuando el valor es negativo
(por defecto).

El motivo de estudiar este caso es observar el comportamiento de la opción si dicho
parámetro es variado. Se consideraron los siguientes valores: -100, 0, 1, 25, 100 y 500 días.

En el siguiente gráfico se observa la influencia del intervalo de optimización en la tasa de
inyección de gas en el campo.

Fig. 4.35 Comportamiento de la tasa de inyección en el campo en distintos intervalos de optimización

96


Cuando se seleccionan los intervalos 0, 1, 25 y -100 días el comportamiento de la opción es
el mismo; no obstante cuando los intervalos son mayores (100 y 500 días) sí hay variación en
el comportamiento de la inyección de gas al campo.

La primera variación observada es que no se comienza a inyectar el mismo día. Obviamente,
a medida que aumenta el intervalo de optimización el simulador debe esperar a que
transcurra este intervalo para poder realizar la siguiente optimización. Por ejemplo, cuando se
fija el intervalo en 500 días el simulador hace lo siguiente: en el día cero (0) el simulador
realiza algunos cálculos y en base a éstos decide si se optimiza o no la tasa de producción
del campo mediante la inyección de gas; en el día cero no es necesario inyectar gas debido a
que el yacimiento cuenta con la energía suficiente para producir el objetivo deseado. Luego
deben transcurrir 500 días para realizar la próxima optimización y a los 500 días sí es
necesario inyectar gas. La diferencia está en que probablemente se necesitaba inyectar gas
mucho antes de los 500 días.

Por este motivo se deben seleccionar intervalos de optimización cortos o considerar el valor
que la opción trae por defecto (cada paso del tiempo).

Sin embargo, si el paso del tiempo es muy corto, ello implica aumentar el tiempo
computacional de la corrida.

En el siguiente gráfico se presenta el comportamiento de la producción del campo
considerando los distintos intervalos de tiempo.

97


Fig. 4.36 Comportamiento de la producción del campo en los distintos intervalos de optimización

Para los intervalos de 100 y 500 días la producción del campo declina a los trescientos (300)
días, mientras que para los intervalos de 0, 1, 25 y -100 la producción declina
aproximadamente a los 800 días. En el gráfico anterior se demuestra la necesidad de definir
intervalos optimización más cortos ya que el campo puede requerir la inyección de gas con
antelación.

98


4.3.8 Influencia de la selección de las correlaciones para el cálculo de las caídas de
presión en la tubería de producción

El efecto de la inyección de gas en los pozos es modelado por la tabla VFP (ver ANEXO B,
Tabla B.1). Esta tabla es generada por el programa VFPi. Una vez definidos los aspectos
mecánicos del pozo (profundidad de las perforaciones, diámetro de la tubería y profundidad
de la válvula de inyección de gas), así como las propiedades de los fluidos presentes en el
yacimiento, se debe seleccionar mediante qué correlación queremos que el simulador calcule
las caídas de presión a través de la tubería de producción (ver 1.2.5 Cálculo de las caída de
presión).

La importancia de este caso es advertir la influencia que tienen las correlaciones en el cálculo
de las caídas de presión a través de la tubería de producción y a su vez observar cómo se
comporta la opción “Gas Lift Optimization” en los distintos casos.

Se considera utilizar las siguientes correlaciones: Aziz et al., Gray, Orkiszewski, Hagedorn &
Brown, Beggs & Brill, Mukherjee & Brill y Petalas & Aziz.

Es conocido que los pozos están controlados por la presión de cabezal. Ésta es la que va a
controlar el influjo del yacimiento hacia el pozo. La presión de cabezal límite es THP = 870
lpca. El simulador trata de producir la tasa asignada al pozo para lo cual calcula qué BHP
necesita.

En el siguiente gráfico se muestra el comportamiento de la presión de cabezal del pozo PA37
(THP).

99


Fig. 4.37 Presión de cabezal del PA37 en todos los casos

Se observa que en todos los casos la THP se encuentra en el límite inferior. Esto es debido a
que en ninguno de estos casos se puede obtener el objetivo de producción del campo
deseado y por ello se debe inyectar gas desde el inicio. Sin embargo, en la correlación de
Mukherjee & Brill la THP varía debido a que los pozos son controlados por la tasa de
producción (ORAT) hasta los 450 días. Luego de dicha fecha se fija la THP ya que pasa a
este tipo de control.

A partir de la THP se calcula la presión de fondo fluyente, por lo que es importante observar
el comportamiento de la presión de fondo fluyente en todos los casos.

100


Fig. 4.38 Presión de fondo fluyente del pozo PA37 en todos los casos

En el gráfico anterior se observa que Aziz et al., Hagerdorn & Brown y Petalas & Aziz
presentan comportamiento semejante. Orkiswewsky y Gray exhiben comportamiento similar.
Indudablemente el uso de distintas correlaciones afecta el comportamiento de las caídas de
presión a través de la tubería de producción. Por lo tanto esto afectará el comportamiento de
la producción del campo e igualmente la producción de los pozos. A continuación se presenta
el gráfico de la producción del campo en los distintos casos.

101


Fig. 4.39 Comportamiento de la producción del campo en los distintos casos

En el gráfico se observa la influencia de las distintas correlaciones en las tasas de producción
del campo. Por lo tanto es importante seleccionar adecuadamente la correlación que se vaya
a utilizar. Esta selección depende del comportamiento real de las presiones en el pozo. Para
esto el programa VFPi cuenta con una sección que permite comparar los valores reales con
los valores obtenidos de las correlaciones. A continuación se presenta la inyección de gas en
el campo.

Fig. 4.40 Comportamiento de la inyección de gas en el campo

102


En el gráfico anterior se presenta el comportamiento de la inyección de gas en el campo
usando las distintas correlaciones. En todos los casos se comienza a inyectar gas desde el
inicio debido a que los pozos no pueden fluir por sí mismos debido a la caída de presión en la
tubería de producción.

Estos fueron los casos estudiados para conocer el comportamiento de la opción “Gas Lift
Optimization”, a continuación se presentan las conclusiones y recomendaciones obtenidas de
los análisis.

103

CONCLUSIONES

CONCLUSIONES

• La opción “Gas Lift Optimization” del simulador ECLIPSE® representa adecuadamente el
comportamiento del yacimiento ante la inyección de gas para levantamiento artificial en los
pozos productores.

• El tamaño del incremento de gas inyectado influye directamente en la producción de
petróleo del campo y en la distribución de gas a los pozos. Mientras mayor sea el
incremento menor es la producción del campo y se asigna gas a un menor número de
pozos.

• La producción acumulada de petróleo cuando se emplea la opción “Gas Lift Optimization”
es mayor que cuando se fija la tasa de inyección de gas en cada pozo, y al utilizar la
opción se inyecta menor cantidad de gas.

• La opción distribuye la cantidad máxima disponible de gas entre los pozos que realicen un
mejor uso del mismo. Mientras la disponibilidad de gas es mayor para el campo se
distribuye gas a un mayor número de pozos; por ende el objetivo de producción deseado
se mantiene por más tiempo.

• El mínimo gradiente económico representa la limitación económica impuesta a los pozos a
causa de la inyección del gas, por lo tanto, si el mínimo gradiente económico se
incrementa, los pozos deberían producir más barriles de petróleo para compensar los
costos de inyección de gas.

• La tasa mínima de inyección de gas en los pozos representa una restricción que al
incrementarse causa una disminución en la producción del campo, ya que algunos pozos
no producen bajo esta restricción.

• El factor de peso es un parámetro que indica jerarquización en el momento de asignarle
gas a los pozos. Favorecer a un pozo es asignarle mayor factor de peso que al resto de

104

CONCLUSIONES

los pozos. Favorecer a un pozo en particular mejora su producción; sin embargo, puede
aumentar o disminuir la producción del campo.

• A medida que los intervalos de optimización se incrementan las condiciones del
yacimiento pueden variar demasiado entre las optimizaciones, no permitiendo que haya
una distribución del gas óptima. Se obtiene una mejor distribución del gas si se
consideran intervalos de optimización cortos.

• Las tablas VFP (vertical flow performance) modelan las condiciones de flujo en la tubería
vertical. Cuando los pozos son controlados por la THP, las tablas VFP permiten el cálculo
de la presión de fondo fluyente a partir de THP y de la tasa de producción de los pozos.

105

RECOMENDACIONES

RECOMENDACIONES

• No definir incrementos mayores que la disponibilidad de gas, ya que el programa no toma
en cuenta ese gas para inyectarlo a los pozos.

• Incorporar en el ECLIPSE®, un modelaje económico, con el propósito de evitar el cálculo
del valor mínimo del gradiente económico fuera del programa.

• No asignar valores altos en la tasa mínima de inyección ya que la optimización será
realizada bajo grandes restricciones.

• No favorecer a un pozo con un valor exagerado de factor de peso, ya que toda la
producción de petróleo se centrará en este pozo, causando que caiga la producción del
campo globalmente.

• Aplicar este estudio a un campo real.

• Conocer los fundamentos teóricos de las diferentes correlaciones de flujo multifásico a
través de la tubería, para tomar una decisión acertada de la que debe utilizar.

• Prestar atención a los intervalos de optimización ya que el campo puede requerir la
inyección de gas con antelación a la finalización del intervalo seleccionado.

• Considerar el comportamiento de las caídas de presión en la línea de flujo desde el
cabezal hasta el separador u o estación de flujo por parte del simulador ECLIPSE®.

• Considerar la inyección intermitente de gas.

106


Referencias Bibliográficas

1. Jones-Parra, J. Elementos de Ingeniería de Yacimientos. EdIT. Caracas. noviembre

1994. .

2. Nind, T.E.W. “Principles of Oil Well Production”. Publicado por McGraw –Hill Book

Company. 1964.

3. McCain, William “The Properties of Petroleum Fluids, Second Edition”. Publicado por

PennWell Books. 1989.

4. Craft B.C.; Hawkins M. “Applied Petroleum Reservoir Engineering, Second Edition”.

Publicado por Prentice Hall. 1991.

5. Golan, M. “Well Performance”. Publicado por Prentice Hall. 1991.

6. Cestari S.; García R. Manual de Ingeniería de Producción Petrolera de la Escuela de

Ingeniería de Petróleo de la UCV. 2002.

7. Díaz, C. Ingeniería de Producción Aplicaciones Prácticas. Agosto. 1999.

8. Schlumberger, Geoquest. Guía de usuario del programa VFPi. 2002.

9. PDVSA, CIED. Levantamiento Artificial por Gas para Ingenieros, segunda

versión.1994.

10. Villegas, Rossmary. Simulación Del Comportamiento De Pozos Que Producen

Mediante Sistemas De Levantamiento Artificial Por Inyección Continua De Gas.

Universidad Central de Venezuela, Facultad de Ingeniería, Escuela de Petróleo,

Trabajo Especial de Grado. Junio de 2000.

11. Bradley, H. Petroleum Engineering Handbook en CD. Publicado por SPE. 1992.

12. Mattax, C.; Dalton, R. “Reservoir Simulation”. Publicado por SPE. 1990.

107


13. Sanchez, N; et al. “Methodological Approach for Reservoir Simulation”. Paper SPE

23616. 1992.

14. Schlumberger, Geoquest. ECLIPSE Brochure. 2002.

15. Schlumberger, Geoquest. Technical Description, Gas Lift Optimization, Capt. 20.

2002.

108

Glosario de Términos


ALQ “Artificial Lift Quantity”: Es la quinta variable que se define para construir la tabla
VFP y representa la tasa de inyección de gas que se está inyectando.

Anticlinal: Plegamiento de las capas superiores de las rocas similar a un arco en forma de
domo.

Comandos: estos son definidos para indicar al simulador los datos de entrada necesarios
para realizar los cálculos o acciones que de4be tomar éste en diversas situaciones.

Factor de peso: Es uno de los parámetros de la opción “Gas Lift Optimization” el cual es
definido por el usuario, y su función es darle flexibilidad a la opción en la asignación de gas a
los pozos, el pozo que posea mayor factor de peso será el pozo que se le asigne gas con
preferencia.

“Gas Lift”: es un método de levantamiento artificial que consiste en la inyección de gas a
través del espacio anular hacia la tubería de producción, con la finalidad de aligerar la
columna de fluidos contenida en la tubería de producción.

Mínimo gradiente económico: este representa la mínima cantidad de petróleo que se debe
producir para compensar los costos relacionados al proceso de inyección de gas.

Optimizar: se refiere a obtener la producción de petróleo necesaria para maximizar los
beneficios económicos con la cantidad de gas que se dispone.

Paso del tiempo (time step): Es el tiempo que representa la frecuencia con la cual el
simulador genera un reporte.

POES: es el petróleo original en sitio y está expresado en barriles normales de petróleo.

109


Programa VFPi: es un programa de la compañía Schlumberger el cual genera las tablas
VFP (ver ANEXO B).

Simuladores de petróleo negro: estos simuladores pueden simular el flujo de petróleo,
agua y gas, y calcular la cantidad de gas disuelto en el petróleo pero estos modelos no
pueden cambiar la composición del gas ni del petróleo a lo largo del tiempo.

Tablas VFP: Las siglas significan “Vertical Flow Performance” y es una tabla en la cual se
representan las caídas de presión a través de la tubería de producción.

110

ANEXO A

ANEXO A

Tabla A.1 Propiedades PVT del crudo
P (lpca) ßo (BY/BN) µo (cp)
1436.73 1.3038007 0.59548843
1905.53 1.2940461 0.62501996
2374.34 1.2881789 0.6628595
2843.14 1.2842616 0.70790003
3311.95 1.2814605 0.75940881
3780.75 1.2793582 0.8168296
4249.56 1.2777221 0.87968072
4718.36 1.2764126 0.94749835
5187.17 1.2753408 1.0198042
5655.97 1.2744474 1.0960876
6124.78 1.2736912 1.1757973
6593.58 1.2730429 1.2583395
7062.39 1.272481 1.3430809
7531.19 1.2719892 1.4293552
8000 1.2715552 1.516472

Tabla A.2 Funciones de saturación
So Kro
0,04 0
0.1 0.022
0.2 0.1
0.3 0.24
0.4 0.34
0.5 0.42
0.6 0.5
0.7 0.8125
0.78 1.0

111

ANEXO A

Tabla A.3 Funciones de saturación

Sw Krw Pc (lpca)

0.22 0 6.961812

0.3 0.07 3.916019

0.4 0.15 3.045793

0.5 0.24 2.465642

0.6 0.33 2.030528

0.8 0.65 1.015264

0.9 0.83 0.435113

1 1 0

112

ANEXO B

ANEXO B

Está tabla fue creada para las siguientes condiciones:

Tabla B.1 Número de la tabla VFP y la profundidad de referencia de la tabla VFP
Tabla Nº 1

Profundidad de referencia (pies) 6561

Tabla B.2 Tabla de parámetros para la construcción de la tabla VFP
Parámetros

A B C D

Relación Tasa de gas
Tasas de Número Presión de
Corte de agua gas- para
petróleo del cabezal
(adimensional) petróleo levantamiento
(BN/D) parámetro (lpca)
(MPCN/STB) (MPCN/D)

3000 1 260 0 0,561457 350

6000 2 870 0,4 - 1400

9000 3 1450 0,8 - 5000

12000 4 - - - 7000

18000 5 - - - 15000

20000 6 - - - -

Tabla B.3 Tabla VFP

Combinación de los parámetros
BHP BHP BHP BHP BHP BHP

A B C D
1 1 1 1 1869 1578 1370 1363 1405 1458
2 1 1 1 2756 2745 2757 2774 2800 2842
3 1 1 1 3399 3405 3426 3460 3506 3563
1 2 1 1 2300 2239 2105 2040 2048 2086

113

ANEXO B

2 2 1 1 3089 3085 3098 3129 3174 3232
3 2 1 1 3714 3719 3739 3771 3815 3870
1 3 1 1 2827 2805 2805 2832 2878 2929
2 3 1 1 3495 3497 3515 3544 3585 3638
3 3 1 1 4097 4103 4121 4151 4192 4244
1 1 1 2 610 748 937 1071 1182 1284
2 1 1 2 2104 2247 2398 2514 2599 2684
3 1 1 2 2972 3103 3241 3330 3410 3491
1 2 1 2 774 982 1294 1484 1633 1746
2 2 1 2 2391 2586 2782 2878 2964 3044
3 2 1 2 3199 3350 3509 3608 3692 3775
1 3 1 2 1227 1534 1942 2153 2325 2443
2 3 1 2 2671 2886 3117 3256 3366 3465
3 3 1 2 3475 3650 3833 3944 4034 4119
1 1 1 3 542 641 812 942 1069 1185
2 1 1 3 1486 1744 2064 2265 2396 2508
3 1 1 3 2461 2769 3025 3174 3279 3374
1 2 1 3 591 725 972 1178 1349 1495
2 2 1 3 1717 2033 2396 2598 2747 2871
3 2 1 3 2855 3117 3117 3478 3591 3695
1 3 1 3 655 839 1215 1584 1840 2041
2 3 1 3 2019 2365 2745 2962 3124 3259
3 3 1 3 3102 3366 3621 3780 3904 4014
1 1 1 4 534 613 749 887 1016 1137
2 1 1 4 1390 1596 1898 2099 2247 2365
3 1 1 4 2253 2509 2814 2993 3121 3227
1 2 1 4 574 671 866 1048 1212 1361
2 2 1 4 1449 1695 2069 2341 2539 2689
3 2 1 4 2429 2724 3108 3299 3449 3575
1 3 1 4 628 749 1017 1280 1516 1722
2 3 1 4 1523 1824 2347 2656 2870 3047
3 3 1 4 2674 3003 3411 3613 3766 3897
1 1 1 5 546 613 734 866 992 1114
2 1 1 5 1347 1514 1788 1990 2146 2274
3 1 1 5 2179 2404 2704 2895 3035 3149
1 2 1 5 580 658 822 983 1136 1281
2 2 1 5 1396 1596 1928 2179 2375 2537
3 2 1 5 2239 2503 2867 3106 3287 3440
1 3 1 5 632 723 931 1148 1357 1551
2 3 1 5 1450 1680 2080 2388 2633 2835

En la tabla anterior, las primeras cuatro (4) columnas indican los parámetros que están siendo
combinados y las otras seis son las presiones de fondo fluyente (BHP) correspondientes a
114

ANEXO B

cada tasa de producción que se obtienen de tal combinación, a continuación se presenta la
primera fila de la tabla VFP con su respectiva explicación.

Tabla B.4 Primera fila de la tabla VFP
BHP = BHP = BHP = BHP = BHP = BHP =
A B C D
f(Q1) f(Q2) f(Q3) f(Q4) f(Q5) f(Q6)

1 1 1 1 1869 1578 1370 1363 1405 1458

Los primeros cuatro dígitos (A,B,C,D) están referidos a los parámetros que se combinan y
BHP = f(Qo,A,B,C,D), son las presiones de fondo fluyente en función de la tasa de producción
y de los parámetros mencionados anteriormente. Por ejemplo, en esta fila se combina los
siguientes valores: cero (0) de corte de agua, 260 lpca, 0.561457 BY/BN y 350 MPCN/D, con
los cuales se obtienen los siguientes valores: para la tasa de 3000 BN/D se obtiene 1869 lpca,
con 6000 BN/D se obtiene 1578 lpca así sucesivamente hasta llegar al último valor.

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