desiño de una metodologia de seleccion en el area de sistemas de levantamiento artificial

1. Maracaibo, junio de 2022

5. Formulación
Energía del
yacimiento
Mantener la
presión
SIBI cobra
importancia
No se
dispone de
metodología
Información
escasa o
dispersa
Formulación
Energía del
yacimiento
Mantener la
presión
SIBI cobra
importancia
No se
dispone de
metodología
Información
escasa o
dispersa
30/9/2023 5
Planteamiento
del problema

6. Determinar
Incidencia
SIBI
Establecer
Correspondencia
Diseñ
ar
Modelo
Identificar
Factores
30/9/2023 6
Objetivos de la
investigación

7. Controlar %AyS y
aumento producción
Retraso de avance de
conificación de agua
2015
(Sta Cruz,
Argentina)
SPE-173980-MS.
2017
(North
Kuwait)
SPE-188764-MS
2016
(Egy
pt)
Case Study
Inyección de agua sin
FDS para su manejo
Variar Δp sin
aumentar Qiny
2018
(Kuwai
t)
Case Study
30/9/2023 7
Antecedentes de
la investigación

8. Final
1970
Teoría
psico-
física
Toma de
decisión
Publicaciones por método MCDM
Fuente: (Villa Silva, Pérez Domínguez, & Martínez
Gómez, 2019, pág. 96). Artículo bajo la licencia CC BY-NC-ND
(http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/).x 8
Marco teórico
Publicaciones por área de aplicación
Fuente: (pág. 95).

9. 30/9/2023 9
Marco teórico
01
El principio
de la construcción
de jerarquías.
02
El principio
del establecimiento
de prioridades.
03
El principio
de la consistencia
lógica.
Búsqueda
de solución

10.  Expertos (5)
 No probabilístico intencional
o de juicio
Criterios de inclusión
 Enfoque mixto
Exploratorio
secuencial
 Multivariable
 Proyectiva
 Np: Comprensivo
Tipo de
investigación
1 Diseño de
investigación
2
Población y
muestra
3
4
Validez y
confiabilidad
5
Técnicas e
instrumento de
recolección de datos
𝐶𝑉𝐶 =
𝑥𝑖/𝐽
𝑉𝑚𝑥
− 𝑃𝑒𝑖 1/𝑁
𝐾𝑅20 =
𝑛
𝑛 − 1
𝑆𝑡
2
− 𝑝. 𝑞
𝑆𝑡
2
𝑟𝑡𝑡 =
𝐾
𝐾 − 1
1 −
𝑆𝑡
2
𝑆𝑡
2

11. Resultados
CRITERIOS DETERMINADOS PARA EL ESTUDIO
1. Indice de productividad 13. Terminación del pozo
2. Tasa de líquido 14. Grado de desviación
3. Relación gas - líquido 15. Producción de parafinas
4. Afluencia 16. Problemas de corrosión
5. Profundidad del tope de Perforación 17. Presencia de acuífero
6. Presión estática 18. Contacto agua - petróleo
7. Gravedad API 19. FDS para manejo del agua
8. Temperatura de formación 20. Corte de agua
9. Problemas de arenamiento 21. Tasa de agua de inyección
10. Fuente de energía disponible 22. Diámetro de revestidor
11. Plataforma de producción 23. Diámetro de tubería
12. Pericia en el método de producción 11

12. Fase I
Exposición
Fase II
Aplicación
Fase III
Evaluación
Fase IV
Interpretación
30/9/2023 12

13. Fase I: Exposición
Q: 5650 b/d
Pe: 2000 Lpc
T: 250 °F
Q iny: Si
Acuífero: Si
Q: 4500 b/d
Tope: 8500 ft
Pe: 3600 lpc
T: 178 °F
Pericia: Si
°Desv: 60°
CAP: Si
Rev: 9-5/8”
%AyS: 49%
Q: 4600 b/d
%AyS: 74%
FDS: Si
°Desv: 60°
CAP: Si
Pericia: Si
Rev: 9-5/8”
Tub: 3-1/2”
Q: 1532 b/d
Tope: 2952 ft
Pe: 3200 lpc
T: 160 °F
°Desv: 90°
Qiny: Si
30/9/2023 13
CTM 1 CTM 4
CTM 3
CTM 2

14. Fase II: Aplicación
30/9/2023
Modelo integrado
de procesamiento
de datos
Instrumentos
de medición
Data
de pozo
R/S
Juicio de
expertos
Cálculos
matemáticos
Cálculos
estadísticos
Operaciones
matriciales
Validez
Confiabilidad
PAJ
Curvas de
valoración
Matriz de
cálculo SIBI
Aplicación computarizada

15. 30/9/2023 15
Adquisición de
datos
Medición de datos
Diseño de
herramientas
Procesamiento de
datos
Fase III: Evaluación

16. Fase IV: Interpretación
.76 .77 .97
Rango Magnitud
.90 y mas Excelente
 .80 y  .90 Muy bueno
 .70 y  .80 Satisfactorio
 .60 y  .69 Deficiente
 .60 Inaceptable
Fuente: (Hernández Nieto, 2002, pág. 93)
Validez Confiabilidad
CVC KR-20  de Cronbach
30/9/2023 16

17. Metodología SIBI
Parámetro operacional
Característica de yacimiento
Selección
Indice de productividad
Tasa de liquido
Relación gas – líquido
Afluencia
Presión estática
° API
Temperatura
Arenamiento
Presencia de acuífero
Contacto agua – petróleo
Corte de agua
CTM - 1 CTM - 2 CTM - 3 CTM - 4
Tope de Perforación
Pericia en el método
Terminación mecánica
Grado de desviación
Diámetro de revestidor
Diámetro de tubería
Fuente de energía
Plataf. de producción
Producción de parafina
Problema de corrosión
FDS manejo de agua
Tasa agua de inyección
1er Nivel
2do Nivel
Alternativas

18. AHP – Saaty 1980
Cuestionario de método de comparación pareada
Criterio EMI MMI BMI MI IGUAL MI BMI MMI EMI Criterio
Escala 9 7 5 3 1 3 5 7 9 Escala
Selección X C. yacimiento
Selección X P. operacional
C. yacimiento X P. operacional
CRITERIO Selección C. yacimiento P. operacional
Selección 1 0,200 3
C. yacimiento 5 1 7
P. operacional 0,333 0,143 1
 6,333 1,343 11,000
Matriz normal W Vector  Vector ( / W)
0,158 0,149 0,273 0,1932 0,588 3,0434
0,789 0,745 0,639 0,7235 2,273 3,1416
0,053 0,106 0,091 0,0833 0,251 3,0132
max = Prom. (/W) 3,0660
IC = (max-n) / (n-1) 0,033
IA = 1,98 * (n-2)/n 0,66
RC = IC / IA 0,05
19%
73%
8%
Ponderación
Selección
C. yacimiento
P. operacional
18
𝑿
=
𝒏
𝒊=𝟏
𝒏
𝑿𝒊
MI=Mas Importante

19. TABLA RAZÓN DE CONSISTENCIAS MATRICIALES
Criterios de 1er
nivel
RC-D1 RC-D2 RC RC %
Selección 0,0245 0,0871 0,0120 1%
Características de
yacimiento 0,0984 0,0996 0,0403 4%
Parámetros
operacionales 0,0839 0,0769 0,0173 2%
Comparación pareada total 0,0885 9%
3
4
≥ 5
RM
5%
9%
10%
RC
Fuente: https://victoryepes.blogs.upv.es/2018/11/27/proceso-analitico-jerarquico-ahp/

20. 9%
36%
22%
15%
9%
9%
Ponderación Subcriterios:
Selección (19%)
Tope perf.
Pericia
T. mecánica
° Desviación
D. revestidor
D. tubería
8%
12%
9%
10%
9%
7%
7%
5%
9%
14%
10%
Ponderación Subcriterios:
C. yacimiento (73%)
IP
Q
RGP
Afluencia
Pe
°API
T
Arenamiento
Acuífero
CAP
%AyS
10%
14%
19%
28%
16%
13%
Ponderación Subcriterios:
P. operacional (8%)
F. energía
P. prod.
Parafina
Corrosión
FDS - agua
Qiny
30/9/2023 20
𝑁𝐶𝑃 =
𝑅𝑀 ∗ 𝑅𝑀 − 1
2
253 85

21. 0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
16%
Peso
o
ponderación
Criterios del estudio
Comparación de resultados de ponderación con barras de error de
30,055%
Ponderación Sectorial
Ponderación Total
𝜀𝑟 =
𝑣𝑅 − 𝑣𝐶
𝑣𝑅
∗ 100
15

22. Otros criterios
IP
Q
RGL
Prof. Tope perf.
°API
T. form.
°Desviación
. revestidor
. tubería
% AyS
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
0
1
Pe <1500 1500≤ Pe
<2000
2000≤ Pe
<2200
2200≤ Pe
<2500
2500≤ Pe
<3000
3000≤ Pe
<3500
3500≤ Pe
<4000
4000≤ Pe
<5000
Pe >5000
Valoración
Intervalo
Presión Estática (fx)
0
1
SI NO
Valoración
Escala Binaria
*Parafinas
0
1
SI NO
Valoración
Escala Binaria
Presencia de
acuifero
30/9/2023 22
Otros criterios
Afluencia
*Arenamiento
Fuente de energía
Plataforma prod.
Pericia
CAP
FDS
Qiny
Terminación pozo
*Corrosión

23. Funcionamiento de la matriz de cálculo
Valor
fijo
(w)
Real o
simulada
Data Ponderación
Valor
variable
f(x)
Curvas de val. Modelo pref.
𝑪𝒎𝒊 =
𝒋=𝟏
𝒏
𝒘𝒊𝒋. 𝒇𝒊𝒋(𝒙)
Cmi Calificación
n Enésimo criterio
i CTM a evaluar
j Criterio a evaluar
30/9/2023 23

24. Datos Gral. Criterios
CTM # 1 CTM # 2 CTM # 3 CTM # 4
Datos Pesos (w) Val. (fx) Datos Pesos (w) Val. (fx) Datos Pesos (w) Val. (fx) Datos Pesos (w) Val. (fx)
0,7 IP 0,7 0,055 1 0,7 0,055 1 0,7 0,055 1 0,7 0,055 1
**** Q (Bbl/d) 4600 0,090 7 5650 0,090 9 4500 0,090 7 1532 0,090 4
250 RGL 250 0,067 3 250 0,067 3 250 0,067 3 250 0,067 3
SI afluencia SI 0,075 1 SI 0,075 1 SI 0,075 1 SI 0,075 1
7000´ Tope de perf. (ft) 7000 0,018 9 7000 0,018 9 8500 0,018 7 2952 0,018 9
1500 lpc Pe (Lpc) 1500 0,066 3 2000 0,066 4 3600 0,066 7 3200 0,066 5
25° °API 25 0,053 6 25 0,053 6 25 0,053 6 25 0,053 6
120 Temp. (°F) 120 0,048 5 250 0,048 3 178 0,048 4 160 0,048 4
NO Probl. de arena NO 0,033 1 NO 0,033 1 NO 0,033 1 NO 0,033 1
SI Fuente de energía SI 0,008 1 SI 0,008 1 SI 0,008 1 SI 0,008 1
SI
Plataforma
producción SI 0,012 1 SI 0,012 1 SI 0,012 1 SI 0,012 1
SI Pericia en el método SI 0,070 1 SI 0,070 1 SI 0,070 1 SI 0,070 1
SI Terminación del pozo SI 0,041 1 SI 0,041 1 SI 0,041 1 SI 0,041 1
80° Grado de desviación 60 0,028 3 80 0,028 1 60 0,028 3 90 0,028 1
NO Producción parafinas NO 0,015 1 NO 0,015 1 NO 0,015 1 NO 0,015 1
NO Problemas corrosión NO 0,024 1 NO 0,024 1 NO 0,024 1 NO 0,024 1
SI Presencia acuíferos SI 0,062 1 SI 0,062 1 SI 0,062 1 SI 0,062 1
SI CAP SI 0,098 1 SI 0,098 1 SI 0,098 1 SI 0,098 1
SI Facilidad de supf. SI 0,013 1 SI 0,013 1 SI 0,013 1 SI 0,013 1
7" D rev. 9-5/8" 0,018 6 7" 0,018 9 9-5/8" 0,018 6 7" 0,018 9
4-1/2" D tub. 3-1/2" 0,018 9 4-1/2" 0,018 6 4-1/2" 0,018 6 4-1/2" 0,018 6
85 AyS (%) 74 0,076 9 85 0,076 9 49 0,076 7 85 0,076 9
SI Qiny SI 0,011 1 SI 0,011 1 SI 0,011 1 SI 0,011 1
Modelo preferencial
3,30485 3,39784 3,27772 3,06111
𝑪𝒎𝒊 =
𝒋=𝟏
𝒏
𝒘𝒊𝒋. 𝒇𝒊𝒋(𝒙)

25. FG-SIBI
Cálculos
realizados
Instrumentos de
medición
Aplicación
computacional
30/9/2023 25

26. En cuanto a los criterios de selección el
estudio se fundamento en 23 criterios.
Se estableció correspondencia porcentual
de los criterios determinados.
Se evidenció que el modelo es capaz de
identificar una terminación adecuada.
La metodología, garantiza la selección de una
alternativa adecuada de terminación de pozo.
La metodología propuesta puede ser
adaptada a otros criterios relevantes.
30/9/2023 26
Conclusiones
.
La investigación y estudio proporciono al autor, el entorno para la realización,
codificación, funcionalidad y diseño de un software para el análisis y optimización del
sistema de producción dejando la posibilidad de ampliar la aplicación computarizada
para un análisis integral de todos los métodos de levantamiento artificial y así dejar
una herramienta que aporte soluciones técnicas y científicas a la industria petrolera.

27. Dividir subgrupos no mayor a 7 criterios,
para optimizar la comparación pareada.
Garantizar el mayor número de datos
correspondiente a los criterios.
Aplicar la metodología tomando en cuenta
los aspectos excluidos en este estudio.
Si se va a realizar un estudio similar, utilice
software para optimizar tiempo y certidumbre.
Se sugiere la aplicación del CVC cuando
el muestreo no exceda a 9 individuos.
Consultar la propuesta, con el fin de
contribuir a nuevos conocimientos. 27
Recomendaciones

28. Comentarios iniciales de la aplicación
Correlación
de
flujo
multifásico
en
TV
TIPO A
TIPO B
TIPO C
Consideran que no existe deslizamiento entre las fases y no establecen patrones de flujo,
entre ellas: Poettman & Carpenter, Baxendell & Thomas y Fancher & Brown.
Consideran que existe deslizamiento entre las fases, pero no toman en cuenta los
patrones de flujo, dentro de esta categoría Hagedorn & Brown.
Consideran que existe deslizamiento entre las fases y los patrones de flujo, entre ellas:
Duns & Ros, Orkiszweski, Aziz & colaboradores, Chierici & colaboradores, y Beggs &
Brill.
El presente trabajo tiene como finalidad el desarrollo de una herramienta computacional para el área de Producción de la industria petrolera, que
permita hacer los cálculos de análisis nodal por medio de correlaciones empíricas para flujo multifásico en pozos verticales; incluyendo la línea de
flujo, así mismo costa de las 9 correlaciones existente para el calculo de la Presión de burbuja cuando la presión estática es desconocida; haciendo
así análisis nodal a todo el sistema. También a través de la herramienta ACISLA se puede obtener la tasa a la cual debe producir el pozo luego de
definir la oferta y demanda (IPR y VLP). Además de incorporar Levantamiento Artificial por Bombeo electrosumergible (BES y SIBI), el desarrollo
incorporo para el cálculo del gradiente de presión dinámico, un método Empírico hasta la fecha: (Hagedorn & Brown y mas adelante Duns & Ros u
Orkiszweski). La herramienta computacional ACISLA, es de manejo sencillo y está diseñada de tal manera que permita la incorporación de otros
módulos que contengan procedimientos como la inclusión de LAG, Bombeo Mecánico y BCP, que puedan hacer de ella una herramienta cada vez
más robusta sin dejar de ser versátil.

29. Interfaz de la aplicación Brown,Katz,Oberfell y Alden
McCain
Moody
Standing
Vázquez y Beggs
Al-Marhoun
Kartoatmodjo y Schmidt
Glaso
Lasater
TOTAL, C.F.P.
Dokla y Osman
Petrosky y Farshad

30. Comentarios finales de la aplicación
La precisión en la predicción de la caída de presión esperada durante el flujo
multifásico de fluido en la sarta de producción de un pozo es un problema
ampliamente conocido en la industria petrolera. Son muchas las correlaciones
de modelos mecanísticos y empíricos que permiten estimar el gradiente de
presión en pozos como las correlaciones de: Duns y Ros (2008); Orkiszewski
(1967); Hagedorn y Brown (1965), Beggs y Brill (1973), entre otras. Cada una
de ellas presentan condiciones de aplicación y consideraciones que las
constituyen en aproximaciones teóricas para solucionar problemas prácticos,
fundamentadas normalmente en las leyes físicas que controlan la dinámica del
fluido clásico basadas en las formulaciones y soluciones de la ecuación de
Navier-Stokes. El estudio del gradiente de presión que ocurre durante el flujo
de fluidos multifásico en tuberías es extremadamente complejo por el gran
número de variables involucradas. El modelo matemático de la correlación
generalizada de Hagedorn y Brown (1965) y la aproximación numérica con el
conjunto de consideraciones y correlaciones numéricas para las propiedades
de los fluidos y yacimiento, se desarrollo el algoritmo computacional para el
análisis nodal del flujo multifásico vertical en tubería, realizando el código
implementado en Microsoft Excel en su entorno de programación VBA 2019 y
validado mediante un software comercial PIPESIM 2009, como muestra de la
precisión y garantía de los criterios tomados en cuenta durante el desarrollo
computacional del programa ACISLA. Esta implementación es muy importante
porque permite predecir las pérdidas de energía del flujo de fluidos vertical en
tuberías considerando todas las variables involucradas y permitiendo realizar
sensibilidades numéricas para facilitar el análisis de la curva de gradiente de
presión dinámica y VLP para el análisis nodal de todos los módulos de la
herramienta.

32. Gracias por su
sotoadrian.ka@gmail.com
adrianesz@protonmail.com