Diseño del Plan de Desarrollo de un Campo Marino

Diseño del Plan de Desarrollo de un Campo Marino
Especialidad: Ingeniería Petrolera
Subespecialidad: Desarrollo de Campos Petroleros
Gran Reto de la Ingeniería Mexicana: Desarrollo de Yacimientos Carbonatados Naturalmente
Fracturados y Vugulares
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Gran Reto de la Ingeniería Mexicana: Desarrollo de
Yacimientos Carbonatados Naturalmente Fracturados y
Vugulares
Juan Ernesto Ladrón de Guevara Torres
Maestro en Ingeniería
28 de Junio de 2016
Ciudad de México

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RESUMEN EJECUTIVO
Se presenta una metodología de trabajo para desarrollar un campo petrolero. Se hace una
breve reseña de cómo PEMEX ha venido realizando sus prospecciones desde el Norte del
país, en campos terrestres y marinos hasta llegar al Sureste en el Golfo de México, con el
consecuente desarrollo de los mismos. Se describe una breve historia de cómo los primeros
campos petroleros fluían con energía propia, eran relativamente someros, terrestres, en
formaciones terciarias; y cómo cada vez se ha tenido que ir a formaciones más profundas, a
nuevos plays geológicos con mayor complejidad para la explotación de hidrocarburos.
Actualmente, los campos presentan mayor dificultad técnica, son marinos, no fluyen con
energía propia, sus aceites son más pesados y viscosos, con gases altamente tóxicos y
corrosivos; además de que están ubicados a una gran profundidad, lo cual requiere de
mucha más ingeniería y tecnología que en el pasado, para extraer los hidrocarburos de
manera rentable y segura. Se comienza con una metodología para aprender lo más posible a
partir de un sector pequeño, pero refinado del campo, ensayando algo que es crucial en el
desarrollo de los campos, la perforación y, sobre todo, la terminación de pozos, debido a
que es aquí donde se garantiza o se condena el desarrollo de los yacimientos que forman los
campos. Esta metodología está elaborada con el objetivo de averiguar de manera
económica, rápida y eficaz cómo se comportan los pozos, y el yacimiento en general, bajo
la perspectiva de tomar en cuenta primeramente la naturaleza del yacimiento: su
complejidad estructural, propiedades petrofísicas, mecanismos de empuje presentes en el
yacimiento y cómo interactúa el pozo terminado dentro de éste, para luego ensayar las
terminaciones que más convienen según la naturaleza del yacimiento, y cual garantiza
mayor viabilidad económica. Finalmente, se “extrapola” lo aprendido en este sector del
campo a todo el yacimiento mediante corridas a escala de campo, pero con las
terminaciones ensayadas en el sector pequeño refinado. Los resultados son acordes a lo
aprendido y realizado en el sector, lo cual da como resultado una forma de ensayar muchos
escenarios del desarrollo de campos para elegir el mejor desde el punto de vista técnico y
económico.
Palabras clave: desarrollo de campos; yacimientos carbonatados naturalmente fracturados
y vugulares; simulador numérico de yacimientos; matriz; primer medio; fracturas; vúgulos;
segundo medio; fuerzas capilares, viscosas y de gravedad; drene gravitacional; imbibición;
reguladores de flujo pasivo y activo; terminaciones especiales; pozos horizontales y de alto
ángulo, plays geológicos.

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SUMMARY
A methodology to develop an oil field is presented. A brief description is made on how
PEMEX has been doing hydrocarbon exploration from the north of México in onshore and
offshore fields to the southeast of México in the Gulf of México as well as their
developments. A short review is made on how the first developed fields by PEMEX had
naturally flowing wells, had relatively shallow tertiary formations, were onshore fields and
how PEMEX had been migrating to deeper formations on new geological plays on oil
fields with a higher geological complexity and that are by far more difficult to exploit.
Nowadays these oil fields are offshore, technically challenging, their wells are not naturally
flowing, they contain heavier and more viscous oils with highly toxic and corrosive gasses,
and aside of that, they are located in deeper horizons, which requires much more
technology and engineering than in the past to exploit the hydrocarbons in an
environmentally friendly, safely and profitable way. A methodology is developed to learn
as much as possible from a small field refined sector, designing something that is crucial
for the oil field developments: the drilling and completion of the wells. Because that is
where oil field developments are granted with success or simply fail. This methodology is
envisioned with the goal of finding out in a fast, economically and efficient way to take
into account the reservoir features: geological structural complexity, petrophysical
properties, drive mechanisms and how the well completed in the reservoir interacts in order
to design the best completions that is best suitable for the reservoir nature and also which is
the more profitable scenario. Finally and “extrapolation” from the learned short simulation
runs in the small refined sector is made to full field development simulation runs. These
results are in agreement with the lessons learned and made in the small refined sector,
which gave many oil field development scenarios to select the best scenario from the
technical and economical point of view.

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Índice
1. INTRODUCCIÓN.........................................................................................................6
Objetivo .................................................................................................................................8
Motivación.............................................................................................................................8
Antecedentes .........................................................................................................................8
2. FLUJO DE TRABAJO PARA INVESTIGAR EL COMPORTAMIENTO DE
POZOS EN UN MODELO DE SECTOR REFINADO DE UN YACIMIENTO
..................................................................................................................................13
2.1 Definición de una región en la zona de interés dentro del Yacimiento y
extracción del modelo refinado.....................................................................................13
2.2. Obtención de las condiciones de frontera en una corrida de simulación del
modelo completo.............................................................................................................16
3. CAMPO TIPO A .........................................................................................................20
3.1. Caso con y sin reguladores de flujo pasivo controlados por área de flujo
(apertura estática o tipo tobera) ...................................................................................20
3.2. Casos de análisis de sensibilidad al área de la sección transversal de los
reguladores tipo tobera (NICD’s).................................................................................22
3.3. Comparación de casos con reguladores de flujo tipo tobera (NICD), tipo
laberinto (LICD) y tipo espiral (SICD)........................................................................24
3.4. Comparación de casos con geometrías de trayectorias de pozo a diferentes
ángulos y la trayectoria real en agujero descubierto a diferentes profundidades
verticales .........................................................................................................................27
ángulos y la trayectoria real con reguladores de flujo a la misma profundidad de
4012 mv más una trayectoria horizontal con reguladores de flujo a 3980 mv.........31
ángulos más una trayectoria de pozo horizontal contra la trayectoria altamente
inclinada (real) en agujero descubierto a 4012 mv .....................................................37
4. CAMPO TIPO B .........................................................................................................41

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4.1. Definición del campo tipo B y el pozo A-127.....................................................41
4.2. Terminación en agujero descubierto y con reguladores de flujo tipo tobera
del pozo A-127 en el campo tipo B................................................................................41
4.3. Perfil de saturaciones de fluidos alrededor del pozo A-127.............................51
4.4. Análisis de sensibilidad a la geometría de los reguladores, longitud del
compartimento y número de dispositivos reguladores por compartimento.............53
ángulos contra la trayectoria altamente inclinada (real) en agujero descubierto en
una posición similar estructural dentro del yacimiento .............................................58
ángulos con reguladores de flujo contra la trayectoria altamente inclinada (real) en
una posición similar estructural dentro del yacimiento .............................................61
4.7 Comparación de las trayectorias del pozo A-127 en agujero descubierto, con
reguladores de flujo tipo tobera y a 90° con reguladores de flujo tipo tobera .........64
4.8 Comparación de la trayectorias del pozo A-127 en agujero descubierto, con
reguladores de flujo tipo tobera, a 90° en agujero descubierto y con reguladores de
flujo tipo tobera y esta última aumentando el límite económico ...............................74
4.9. Caídas de presión en un compartimento del pozo A-127, del yacimiento al
espacio anular y de éste al interior de la tubería de producción ...............................77
5. DEFINICIÓN DE UN PLAN DE DESARROLLO PARA UN CAMPO MARINO
..................................................................................................................................79
5.1 Definición de un Plan de Desarrollo Especial, campo tipo B...............................79
6. CONCLUSIONES.......................................................................................................97
7. REFERENCIAS ........................................................................................................100
8. BIBLIOGRAFÍA.......................................................................................................105

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1. INTRODUCCIÓN
Actualmente, la industria petrolera alrededor del mundo enfrenta grandes desafíos para
continuar con la explotación de los campos petroleros; sin embargo, el avance tecnológico
acelerado en todas las ramas de la industria en los últimos años ha logrado resolver cada
uno de los retos presentes en las diferentes disciplinas de la industria petrolera.
En los yacimientos naturalmente fracturados vugulares, la gran heterogeneidad presente
dentro de la formación productora, resultado de los contrastes en las propiedades
petrofísicas, entre lo que se conoce como el medio de matriz o primer medio, y el medio
consistente en una red de fracturas y vúgulos conectados (o no), o segundo medio, da como
consecuencia canales preferenciales de flujo de fluidos hacia los pozos productores a través
de las fracturas y vúgulos conectados, lo cual, debido a la caída de presión generada por la
extracción de los hidrocarburos, puede generar flujo de agua o gas en las zonas donde se
encuentran las mayores caídas de presión en el pozo; este efecto se ve agravado mientras la
diferencia de densidades y viscosidades entre los fluidos vaya creciendo, como es el caso
de los aceites pesados y extrapesados con respecto al agua, o el aceite con respecto al gas,
en los cuales esta diferencia puede llegar a varias órdenes de magnitud.
En este trabajo se diseña la manera de desarrollar un campo marino que apenas está
comenzando su desarrollo. Recién se han recuperado su pozo exploratorio, el A-1,
descubridor de este campo, y su delimitador, A-DL1. Asimismo, se han perforado ya seis
pozos adicionales, A-127, A-283, A-161, A-157, A-179 y A-119; de los pozos del campo,
uno está en espera de instalaciones superficiales, seis producen, y uno más está suspendido
en espera de continuar con su etapa de terminación.
Se han realizado dos modelos geológicos: el primero utilizando sólo la información
adquirida de los pozos exploratorio y delimitador, pruebas de presión-producción de dichos
pozos, información de propiedades petrofísicas de campos análogos, así como información
sísmica antigua, lo que sirvió para la caracterización estática inicial de este modelo.
Asimismo, con esa información sísmica se llegó a la conclusión de que se tenía una capa de
baja permeabilidad en la base del Cretácico Superior, misma que fue colocada en el modelo
dinámico, lo cual arrojaba un comportamiento desfavorable en el sentido que el agua
sobrepasaba las capas del Cretácico Medio e Inferior, dejando aceite entrampado en éstas,
con el consecuente arribo del agua de una manera temprana hacia las zonas
estructuralmente altas con buenas propiedades petrofísicas. A este modelo se le llamó
campo tipo A.
El segundo modelo geológico fue realizado con información sísmica de reciente
adquisición, con reciente reprocesamiento, la información de los dos pozos originales, así
como la información adicional de los seis pozos nuevos perforados. Este modelo definió
que no existía la capa de baja permeabilidad que se había modelado anteriormente, además
se concluyó que las propiedades petrofísicas eran de mejor calidad que en el otro. A este
modelo se le denominó campo tipo B.

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Todos los pozos producen con el sistema artificial de producción de bombeo
electrocentrífugo porque la energía del yacimiento no es suficiente para que los pozos
fluyan hasta la superficie. Se realizaron y calibraron las tablas hidráulicas para los
pronósticos de producción de los campos tipo A y B, ajustándose a las condiciones de
operación actuales de los pozos. Se han instalado sensores permanentes de presión y
temperatura de alta resolución para monitoreo en tiempo real, adicionales a los sensores de
los equipos BEC, con un plan de monitoreo y toma de información a través de todo el
campo. También se planea realizar escenarios de mantenimiento de presión y recuperación
mejorada próximamente para mejorar aún más los factores de recuperación del campo.
Para PEMEX se ha convertido en una práctica común el construir pozos de alto ángulo y
horizontales con la finalidad de aumentar la vida productiva de los mismos, aunado a esto
se encuentran los pozos con terminaciones instrumentadas, las cuales tienen como objetivo
principal controlar el movimiento de los fluidos dentro del yacimiento para evitar la entrada
de agua y gas a los pozos.
Uno de los objetivos principales de los pozos de alto ángulo y horizontales es maximizar el
área de contacto con la formación productora, obteniendo de esta forma una distribución de
la caída de presión en toda la sección del pozo. En PEMEX es cada vez más común la
utilización de dispositivos denominados reguladores de flujo, reductores de velocidad,
válvulas o, por sus siglas en inglés, ICD’s (Inflow Control Devices) en los pozos con la
finalidad de controlar la entrada de agua o gas, logrando aumentar el factor de recuperación
de aceite por pozo.
En PEMEX se tienen documentados una gran cantidad de casos de éxito al utilizar ICD’s
en la terminación de los pozos. El presente trabajo pretende mostrar cuál sería el desarrollo
futuro de un campo de aceite pesado o extrapesado con condiciones particularmente
desfavorables en cuanto a características petrofísicas, complejidad estructural, con cambios
de facies de baja calidad en su columna geológica cargada de hidrocarburos, denominado
campo tipo A y luego, mostrar el desarrollo de un campo con buenas propiedades
petrofísicas en su columna litológica, denominado campo tipo B. Para ello haremos uso de
varios pozos actualmente terminados en este campo que tienen un comportamiento mucho
mejor a lo esperado anteriormente. Para estos desarrollos se plantea terminar pozos de alto
ángulo u horizontales con ICD’s, mostrando el beneficio sustancial que se tendría al
implementar dicha terminación en los pozos. La base del trabajo se sustenta con modelos
de simulación numérica robustos, los cuales representan la mejor herramienta para
visualizar los beneficios de la implementación de los dispositivos ICD’s en los campos de
aceite pesado y extrapesado, pero sobre todo con datos observados durante la etapa de
explotación de este campo.

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Objetivo
Este trabajo muestra una forma de explotar un campo marino en un yacimiento
naturalmente fracturado vugular, a través del diseño de terminaciones especiales
consistentes en la perforación de pozos con trayectorias altamente inclinadas u horizontales
en agujeros descubiertos con múltiples segmentos o compartimentos y con dispositivos
denominados reguladores de flujo. Los fluidos de este campo varían en densidad API en el
rango de 10 a 11 grados, sus profundidades varían entre 3,700 a 4,300 metros con
condiciones de fluidos difíciles por la toxicidad de sus gases, así como por las condiciones
de flujo a condiciones superficiales, el pobre valor comercial de sus fluidos, pero con un
gran volumen a explotar.
Motivación
La motivación surge de la dificultad de hacer producir los pozos en este tipo de
yacimientos naturalmente fracturados vugulares, únicos en su tipo a nivel mundial por ser
campos marinos (costa afuera) y con las condiciones antes mencionadas. En la literatura
revisada no se tienen casos documentados de aceites pesados o extrapesados hasta el
momento que presenten estás características conjuntas de fluido y calidad de roca, de ahí su
importancia en entender el comportamiento de producción con el fin de lograr una
optimización exitosa de la misma.
Antecedentes
Actualmente la industria de petróleo y gas, se encuentra inmersa en un entorno de constante
cambio, los países productores cada vez se enfrentan a condiciones más adversas para
lograr obtener la producción de los campos petroleros. Como es bien sabido, la era del
petróleo fácil se ha terminado, por lo cual la industria ha tenido que cambiar de paradigmas
para solventar las dificultades presentes.
Al comienzo de la administración de la industria petrolera mexicana, PEMEX únicamente
explotaba campos terrestres, mismos que en su momento presentaron sus retos, debido a
que las compañías que los explotaban antes de la expropiación petrolera los dejaron con
poca información y con la menor cantidad de herramientas útiles para operar. No obstante,
los yacimientos se encontraban relativamente someros, alrededor de los 500 m, como es el
caso de los pozos de la Faja de Oro. Con el paso de los años se fueron explorando diversas
partes del país de Norte a Sur, lo que dio como resultado el descubrimiento de la mayor
parte de los campos petroleros terrestres de nuestro país, entre los cuales se encuentran el
Campo Angostura, San Andrés, cercano a Poza Rica y Tamaulipas, Constituciones en el
área de Tampico, la Venta, José Colomo, Ogarrio, Magallanes, entre otros. El año de 1968
es marcado como uno de los mejores años para Petróleos Mexicanos al descubrir frente a
las costas de Tampico, el Campo Arenque.

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Hacia los años setenta la exploración se extiende hacia los estados de Chiapas y Tabasco,
dando como resultado el descubrimiento de los Campos Cactus y Sitio Grande (en Chiapas)
y Samaria (en Tabasco). Más adelante en esa misma década con la perforación del pozo
Chac-1 en el año 1975, se da comienzo a la prospección petrolera en la zona marina de la
Sonda de Campeche, y el 23 de junio de 1979, comienza la explotación del Campo
Cantarell, 8° campo a nivel mundial y el 1° a nivel marino, el cual al pasar de los años se
convertiría en el mayor campo productor de hidrocarburos del país. Con el descubrimiento
de éste, PEMEX se ha dedicado a explorar gran parte del Golfo de México, en la parte
mexicana, descubriendo Campos como Abkatún-Pol-Chuc, y Ku-Zaap-Maloob, Figura 1.1.
PEMEX ha realizado prospección petrolera en zonas cada vez más profundas, difíciles y
alejadas de las zonas tradicionalmente productoras. A partir del año 1982, se perforan los
pozos exploratorios de la zona de Campeche Oriente, Figura 1.2, siendo Tunich-1 el primer
pozo perforado y probado, mismo que fue declarado como improductivo, debido a que su
aceite era viscoso y pesado, por lo que en su momento se descartó su explotación
comercial; la perforación de pozos en la zona continuó y con el paso de los años se
obtuvieron resultados satisfactorios en la mayoría de los pozos, Tabla 1.
Figura 1.1 Localización de los Campos Cantarell y Ku-Zaap-Maloob
--
-
-
Golfo
de
México

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Figura 1.2. Localización de los campos de la Zona de Campeche Oriente
Pozo Año Resultado °API
Tunich-1 1977 Improductivo ---
Zazil-Ha-1 1982 Productor de aceite pesado ---
Baksha-1 2003 Productor de aceite pesado 9.7
Numan-1 2003 Productor de aceite pesado 8.7
Kanche-1 2004 Productor no comercial de aceite 6.0
Kayab-1 2004 Productor de aceite pesado 8.3
Nab-1 2004 Productor de aceite pesado 9.1
Pohp-1 2004 Productor de aceite pesado 12.0
Tson-1 2004 Productor de aceite pesado 8.0
Tunich-101 2004 Productor no comercial de aceite 8.8
Yaxiltun-1 2004 Productor de aceite pesado 9.0
Lum-1 2005 Productor no comercial de aceite ---
Pit-1 2005 Productor de aceite pesado 9.6
Tson-DL1 2005 Productor no comercial de aceite ---
Ayatsil-1 2006 Productor de aceite pesado ---
Pohp-DL1 2006 Productor de aceite pesado 10.6
Ayatsil-DL1 2007 Productor de aceite pesado 11.1
Pit-DL1 2007 Productor de aceite pesado 11.4
Chapabil-1A 2008 Productor de aceite pesado 10.2
Tekel-1 2008 Productor de aceite pesado 10.9
Kayab-1ADL 2009 Productor de aceite pesado 8.8
Utsil-1 2010 Productor de aceite pesado 10.2
Tabla 1. Perforación de Pozos en la Zona de Campeche Oriente

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Estos pozos resultaron ser productores en Brechas del Cretácico Superior con magníficas
propiedades petrofísicas, pero conteniendo aceites de una baja densidad relativa, entre 6° y
11° API. Estas características del aceite aunado a que los pozos no fluyen naturalmente,
hicieron necesario llevar a cabo pruebas con sistema artificial de bombeo electrocentrífugo
portátil en los pozos con los buenos resultados que esto trajo.
Cualquier plan de desarrollo en el área de Campeche Oriente debe visualizar desde un
inicio la utilización de un sistema artificial de producción para la explotación de los
campos; además, es de vital importancia considerar en los planes de explotación el manejo
del volumen de agua que se producirá, a causa de la gran diferencia de movilidades
presente entre el aceite y el agua.
El volumen original de aceite contenido en el área de Campeche Oriente asciende
aproximadamente a 20 MMMstb, pero debido a los tipos de aceite presentes en los
yacimientos, los factores de recuperación calculados hasta el momento se ven afectados,
siendo muy bajos en algunos casos, lo cual ocasiona que los diseños de los planes de
explotación se sustenten en la optimización de la producción de los pozos para lograr elevar
la recuperación en los mismos. En la literatura existen varios casos de éxito de explotación
de campos de aceite pesado y extrapesado, pero al realizar una comparación con las
características de los campos de Campeche Oriente, es fácil denotar que éstos son únicos,
debido a su formación altamente fracturada y vugular, además de que contienen aceites con
bajas densidades relativas, y gases no hidrocarburos muy corrosivos.
Actualmente, la industria petrolera alrededor del mundo enfrenta grandes desafíos para
continuar con la explotación de los campos petroleros, sin embargo el avance tecnológico
acelerado en todas las ramas de la industria en los últimos años ha logrado resolver cada
uno de los retos propuestos en los diferentes yacimientos. Para PEMEX se ha convertido en
una práctica común el construir pozos de alto ángulo y horizontales, con la finalidad de
aumentar la vida productiva de los mismos. Los pozos con terminaciones instrumentadas
también forman parte del día a día y tienen como principal objetivo controlar la entrada de
agua y gas.
Los yacimientos naturalmente fracturados vugulares, se distinguen por una gran
heterogeneidad presente, en este caso dentro de la formación productora, se refleja en
canales preferenciales de flujo hacia los pozos productores, esto debido a que la diferencia
de presiones generada por la extracción de los hidrocarburos puede generar flujo de agua o
gas en zonas donde se producen las mayores caídas de presión en el pozo. Este efecto se
agrava mientras la diferencia de densidades y viscosidades entre los fluidos aumente, como
es el caso de los aceites pesados y extrapesados; esto es, la relación de movilidades es tan
desfavorable que puede llegar a ser de varias órdenes de magnitud.
Uno de los principales objetivos que se plantean al implementar pozos de alto ángulo y
horizontales, es maximizar el área de contacto con la formación productora, obteniendo de
esta forma una distribución equilibrada de la caída de presión en toda la sección del pozo.
En PEMEX es cada vez más común el manejo de dispositivos reguladores de flujo, ICD’s

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(Inflow Control Devices) en los pozos, con la finalidad de controlar la entrada de agua o
gas, logrando aumentar el factor de recuperación por pozo.
Tomando en cuenta la experiencia adquirida en el desarrollo del Campo Cantarell, en el
que los pozos de alto ángulo y horizontales con reguladores de flujo (ICD´s) presentaron
una opción para alargar la vida productiva de los pozos y optimizar su producción,
regulando la entrada de fluidos mediante su distribución a lo largo de todo el agujero
horizontal, y no sólo concentrándola en un punto, y por ende, incrementando su producción
acumulada en cada uno de ellos (por ejemplo, el Cantarell-1019). En el presente trabajo se
empleará esta metodología para observar las ventajas que este tipo de pozos representan al
emplearlos en un campo marino.
En PEMEX se tienen documentados una serie de casos exitosos al utilizar ICD’s en la
terminación de los pozos. Este estudio pretende mostrar el primer desarrollo de un campo
de aceite pesado y extrapesado, bajo el planteamiento de terminar pozos de alto ángulo u
horizontales con ICD’s, mostrando la mejora sustancial que se tendría al implementar dicha
terminación en los pozos. La base del trabajo se sustenta con modelos robustos de
simulación numérica, los cuales representan la mejor herramienta para visualizar los
beneficios de la implementación de los dispositivos ICD’s en los campos de aceite pesado y
extrapesado.

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2. FLUJO DE TRABAJO PARA INVESTIGAR EL
COMPORTAMIENTO DE POZOS EN UN MODELO DE
SECTOR REFINADO DE UN YACIMIENTO
Los pozos de alto ángulo y horizontales presentan una gran ventaja al explotar un campo
con las características presentes en los campos de Campeche Oriente, debido a que se logra
contactar una mayor área del yacimiento, lo cual hace que la caída de presión ocasionada
por la extracción de hidrocarburos se distribuya uniformemente en toda la sección del pozo
dentro del yacimiento, esto a su vez ocasiona que el avance del agua sea lo mayor
uniformemente posible, evitando la conificación brusca del agua y el gas en los pozos, lo
anterior puede ser además mejorado si los pozos son instrumentados con ICD´s.
En el presente trabajo se presentará la metodología para llevar a cabo la configuración de
un pozos considerando la implementación de ICD´s, en un campo de aceite pesado,
mostrando las ventajas que estos ofrecen en la explotación de este tipo de campos.
El trabajo esta soportado con el modelo de simulación numérica de yacimientos del campo,
el cual es un modelo robusto de aceite negro, que considera los procesos de drene e
imbibición en el medio poroso.
2.1 Definición de una región en la zona de interés dentro del Yacimiento y
extracción del modelo refinado
Para analizar el comportamiento de un pozo en este tipo de yacimiento naturalmente
fracturado vugular se utilizó un modelo de simulación, figura 2.1, con las siguientes
características:
o Número total de celdas: 67 x 154 x 24 (2) = 495, 264 celdas
o Doble Porosidad
o Con activación del drene gravitacional
o Considera histéresis para el sistema agua-aceite
o Tamaño de las celdas en promedio en la dirección X: 150 m
o Tamaño de las celdas en promedio en la dirección Y: 150 m
o Tamaño de las celdas en promedio en la dirección Z: 26 m
En la figura 2.2, se muestra el flujo de trabajo desarrollado para lograr la simulación de la
terminación del pozo A-127 en la porción sureste del campo. Se consideran los
antecedentes del campo en cuanto a su modelado geológico: tipo de pozo perforado,
formaciones atravesadas, dificultades durante la perforación, consistentes en
manifestaciones de hidrocarburos, pérdidas parciales y totales durante la etapa de
navegación dentro del yacimiento, pérdidas de peso en el gancho y duración de éstas,
adquisición de registros geofísicos; luego, con base en el mejor pozo perforado hasta ese
momento, se definió una porción del yacimiento donde se encontraba el pozo; se
registraron las condiciones de frontera a partir de una simulación a escala de campo
completa; se extrajo el sector del yacimiento de 2,288 celdas y se refinó a 8,216 que son 3.6

14
veces el tamaño original, para posteriormente introducir lo que en el argot de simulación se
conoce como pozos multisegmentados, que básicamente consiste en modelar pozos de alta
inclinación u horizontales, consiguiendo definir el comportamiento a detalle a todo lo largo
de su trayectoria como un solo pozo y no como una serie de pozos verticales puestos
juntos, lo que permite definir con toda propiedad su comportamiento de flujo a detalle en
cuanto a presiones correctamente modeladas, aportación de flujo segmento a segmento y
perfil de saturaciones de las fases a lo largo de la trayectoria, entre otras propiedades
petrofísicas; de aquí se hicieron casos de estudio que se describen en el capítulo 3 y 4 con
la optimización de los escenarios para definir el escenario de explotación óptimo en
modelos sectoriales y realizar evaluaciones en las diferentes zonas del campo, mejorar el
rendimiento a esa escala y finalmente, realizar simulaciones a escala completa de campo
con las distintas porciones del yacimiento optimizadas para obtener ahorros considerables
en tiempo de cómputo.
Figura 2.1. Modelo de simulación del campo tipo A empleado para la evaluación de diferentes geometrías
complejas.
Dado que el modelo burdo completo del yacimiento tipo A de 495,264 celdas tardaba 11
horas en correr un ajuste de historia en un conocido simulador comercial en modo de aceite
negro, se decidió extraer un sector del mismo para proceder a refinarlo, pues el tiempo de
cómputo se reducía a 20 minutos para 35 años de ajuste de historia de presión de un campo
vecino con el cual comparte un acuífero común. Abundando en las características del
campo que más tarde se estudiará con dos tipos de conjuntos de propiedades petrofísicas y
estructurales como campo tipo A y campo tipo B, el campo consta de 3 formaciones del
Cretácico Superior conectadas hidráulicamente, las cuales están conectadas a un acuífero
de potencia media con un tamaño del acuífero de 64 veces el tamaño del campo tipo A, el
cual es compartido con un campo súper gigante que tiene 35 años de historia de

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producción-inyección comparado con sólo 1 año y medio de historia de este campo tipo A,
por lo cual es necesario realizar un ajuste de historia del campo súper gigante con el que
comparten acuífero.
Se extrajo una porción en la zona de interés, para separarla del resto del modelo con sus
condiciones de frontera para posteriormente estudiar en detalle todas las geometrías con sus
terminaciones especiales y el impacto en el comportamiento del yacimiento. La zona de
interés se seleccionó con base en la información de un pozo perforado y terminado
actualmente en dicho campo. Se tienen mediciones de condiciones de operación como son
gastos de producción, muestras de fluidos producidos, así como datos de un sensor de
fondo de alta resolución. El pozo A-127 y el tipo de terminación dentro del campo, se
muestran en la figura 2.3.
El modelo completo se ajustó a las condiciones de inyección-producción de un campo
vecino, considerando más de 35 años de ajuste de historia, debido a que comparten un
acuífero común, y al comportamiento de los pozos A-DL1 y A-127 que han estado
produciendo por más de un año en el campo tipo A. Por cierto, el pozo A-DL1 es el más
profundo del campo, cercano relativamente al acuífero con sensor de fondo de alta
resolución, el cual es una excelente referencia para observar el comportamiento de todo el
campo así como la actividad del acuífero.
Figura 2.2. Flujo de trabajo para realizar la simulación de la terminación del pozo A-127

16
Figura 2.3. Posición del pozo A-127
2.2. Obtención de las condiciones de frontera en una corrida de simulación del
modelo completo
Figura 2.4. Detalle de la terminación del pozo A-127
Zonas de Alta
Permeabilidad
Pozo A-127
Profundidad Total: 4,820 md
Inclinación: 79.49
Longitud Sección Horizontal: 256 (md)
Terminación en agujero
descubierto : 4542 – 4820 (md)
T.R. de explotación: 7 5/8”

17
Para estudiar en detalle todas las geometrías con sus terminaciones especiales y el impacto
en el comportamiento global del yacimiento, se realizó un refinamiento local en el área
donde se encuentra el pozo A-127; el detalle de la terminación de este pozo se muestra en
la figura 2.4, correspondiendo la primera columna a la permeabilidad de la fractura en
dirección X, en un rango de 10 a 20,000 mD, la segunda, a la porosidad de la matriz en un
rango de 0.004 a 0.16, y la tercera, a la división en segmentos en que se distribuyó la
terminación para su estudio la cual fue de 13; la longitud del agujero descubierto es de 256
metros, cada segmento en promedio es de 20 metros, siendo el segmento más pequeño de
12 metros y el más grande de una longitud de 16 metros.
La posición donde se encuentra terminado el pozo A-127 dentro del yacimiento, es un alto
estructural del campo, la trayectoria original fue diseñada de esta forma para estar lo más
alejado posible del contacto agua-aceite del campo, figura 2.5.
El ajuste en el comportamiento de presión con el modelo completo y el modelo de sector,
se puede observar en el recuadro superior izquierdo, figura 2.6, la diferencia entre ambos
ajustes es de sólo 100 lb/pg2
; que si se compara con las 2,500 lb/pg2
de la presión del
yacimiento; es una diferencia del 4%.
Figura 2.5. Posición de la terminación del pozo A-127 en el yacimiento
• Número de celdas extraídas: 2,288
• Número de celdas refinadas: 8,216
• Tamaño de celda X = Y= 53.5 m
• Tamaño de celda Z = 6.6 m

18
Por otra parte, en el recuadro superior derecho, se muestra la comparación entre el gasto de
producción de aceite en el campo contra el sector refinado, que es prácticamente el mismo,
debido a esto sólo se observa la línea de color rojo, lo mismo sucede en el recuadro de
inferior, donde las condiciones de producción-extracción del campo vecino son tomadas en
cuenta: las curvas se empalman.
Figura 2.6. Ajuste del sector refinado del campo tipo A al modelo completo. Caso Base
Modelo Completo
Modelo Sector

19
Figura 2.7. Comparación de tiempos entre el modelo completo y el sector refinado
La comparación entre el comportamiento del tiempo de procesamiento entre el sector
refinado de 2,288 celdas a 8,216 celdas, y el modelo completo de 495,264 celdas del campo
tipo A, se muestra en la figura 2.7. Para los casi 80 años de la corrida de ajuste más
pronóstico, el tiempo de CPU con 16 nodos, cada uno con 2 procesadores Intel Xeon E5-
2680 de 2.70 GHz de 8 núcleos por procesador es de 24,000 segundos (7 horas) con una
memoria RAM de 128 GB; en tanto que para el sector refinado para la misma cantidad de
años, no llega ni a 200 segundos (3.33 minutos). A este escenario, que consiste en el ajuste
de historia del campo vecino súper gigante con 35 años de historia, con terminación del A-
127 en agujero descubierto, le denominamos Caso Base.

20
3. CAMPO TIPO A
En este capítulo se estudian los diferentes tipos de geometrías en cuanto a construcción de
la trayectoria del pozo A-127 con diferentes ángulos de inclinación dentro del yacimiento,
en el campo tipo A, así como los diferentes tipos de terminaciones especiales
Con el modelo sectorial de simulación desarrollado, se realizaron corridas de simulación y
de análisis de sensibilidad para poder establecer la mejor localización y tipo de
terminación. Los diferentes casos abarcaron:
• Comparación de la terminación en agujero descubierto contra la terminación con
reguladores de flujo (NICD’s)
• Análisis de sensibilidad al área de la sección transversal (AST) de la tobera
• Comparación de casos con reguladores de flujo tipo tobera (NICD’s), tipo laberinto
(LICD) y tipo espiral (SICD)
• Comparación de casos con geometrías de trayectorias de pozo a diferentes ángulos y
la trayectoria real en agujero descubierto a diferentes profundidades verticales
• Comparación de casos con geometrías de trayectorias de pozo a diferentes ángulos y
la trayectoria real con reguladores de flujo a la misma profundidad de 4012 mv más
una trayectoria horizontal con reguladores de flujo a 3980 mv
• Comparación de casos con geometrías de trayectorias de pozo a diferentes ángulos
más una trayectoria de pozo horizontal contra la trayectoria altamente inclinada
(real) en agujero descubierto a 4012 mv
3.1. Caso con y sin reguladores de flujo pasivo controlados por área de flujo
(apertura estática o tipo tobera)
Para este escenario se colocaron 12 controladores de los denominados de apertura estática o
tipo tobera, en razón de que la caída de presión es controlada por el área expuesta al flujo;
es decir, el área por el cual pasa el fluido del espacio anular hacia el interior de la tubería de
producción. Este caso se muestra en la figura 3.1, se utilizaron 12 compartimentos de 15
metros cada uno, conteniendo un regulador de flujo pasivo tipo tobera (Nozzle Inflow
Control Devices: NICD’s). Un compartimento, es el segmento aislado que resulta al
colocar dos empacadores en el espacio anular entre la tubería de producción y el agujero
descubierto.
Los resultados se muestran en la figura 3.2, en la cual se puede observar que se obtienen los
mismos resultados con y sin reguladores de flujo; es decir, en agujero descubierto, Caso
Base, o con reguladores de flujo.
Una vez más en esta figura se observa en el recuadro superior izquierdo, las comparaciones
de las presiones entre el agujero descubierto, Caso Base y con reguladores de flujo tipo
tobera; en el recuadro superior derecho se tiene el gasto de aceite entre el caso base y con
reguladores de flujo tipo tobera (NICD’s), y finalmente, en el recuadro inferior central, se

21
muestra la producción-inyección del campo vecino, representada como gasto de agua neto,
observándose un excelente ajuste.
Figura 3.1. Colocación de controladores de flujo tipo tobera
Figura 3.2. Resultados del caso con controladores de flujo tipo tobera vs. Caso Base

22
3.2. Casos de análisis de sensibilidad al área de la sección transversal de los
reguladores tipo tobera (NICD’s)
Se corrieron 10 escenarios modificando el área de sección transversal de la válvula tipo
tobera (NICD) en la trayectoria real del pozo A-127 para evaluar el efecto sobre la
producción acumulada de aceite al imponer una caída de presión a través de esta área.
En la figura 3.3 se muestran los resultados sobre la producción de aceite y su acumulada
para las diferentes aperturas del área por donde pasa el fluido hacia el interior de la tubería
de producción a través de los dispositivos tipo tobera (NICD’s). Se puede observar que aún
con una calidad de roca tan pobre, figura 3.4, se tienen producciones acumuladas de aceite
adicionales de alrededor de 50,000 barriles por el hecho de optimizar el diámetro de
apertura de este regulador de flujo tipo tobera. Las permeabilidades promedio mostradas en
la figura 3.4 son de fracturas a lo largo de la trayectoria del pozo. Nótese el fuerte contraste
entre los milidarcys y los Darcys. Este campo tipo A presenta estos contrastes, resultado de
las pobres propiedades petrofísicas, lo cual afecta directamente el comportamiento de los
pozos.
Figura 3.3. Gasto y producción acumulada de aceite para el diámetro de apertura de los reguladores de flujo
tipo tobera (NICD).
Asimismo, en la figura 3.5 se muestran los resultados sobre la producción de agua y su
acumulada para las diferentes aperturas de los dispositivos tipo tobera (NICD’s). Se
observa que se alcanzan producciones acumuladas adicionales de alrededor de 20,000
barriles de agua.

23
Figura 3.4. Estados mecánicos comparativos mostrando las distintas zonas de calidad de roca con y sin
NICD’s.
Figura 3.5. Gasto y producción acumulada de agua para el diámetro de apertura de los reguladores de flujo
tipo tobera (NICD).
Zona 1
Kprom: 21 D
Zona 2
Kprom: 2.8 D
Zona A
Kprom: 100 mD
Zona B
Kprom: 20 mD
Zona C
Kprom: 230 mD

24
3.3. Comparación de casos con reguladores de flujo tipo tobera (NICD), tipo
laberinto (LICD) y tipo espiral (SICD)
La figura 3.6, muestra la evaluación de los diferentes tipos de reguladores que se probaron
en estos casos, los reguladores tipo tobera (NICD), laberinto (LICD) y espiral (SICD). La
comparación entre el gasto de producción de aceite y la producción acumulada de aceite
(Np) que se obtiene, se presenta en la figura 3.7, en la cual se observa que la mayor
producción se tiene con los reguladores tipo tobera, esto es entendible puesto que el tipo de
fluido que se tiene en el campo es viscoso, debido a que la componente por fricción en la
caída de presión aumenta afectando la entrada del fluido a la tubería de producción. Se
observa que la Np es similar hasta el final para el caso de los reguladores tipo tobera y
espiral con un mes de diferencia en cuanto a vida: julio y agosto 2017, respectivamente.
Los resultados de la producción de agua producida con la implementación de los
dispositivos se muestran en la figura 3.8, con lo cual se puede concluir que se obtiene el
gasto de aceite a expensas de producir más agua (Wp).
Figura 3.6. Terminación con reguladores de tipo tobera (NICD), tipo laberinto (LICD) y tipo espiral (SICD)

25
Figura 3.7. Gasto de aceite y Np para los tres tipos de reguladores: NICD, LICD y SICD
Figura 3.8. Gasto de agua y Wp para los tres tipos de reguladores: NICD, LICD y SICD

26
Figura 3.9. Caídas de presión por segmento para los reguladores tipo tobera (NICD).
Figura 3.10. Caídas de presión por segmento para los reguladores tipo laberinto (LICD)

27
Las caídas de presión con cada tipo de dispositivo, para cada segmento en función del
tiempo de vida del pozo, se muestran en las figuras 3.9 a 3.11. Aquí se observa que en los
segmentos donde se tienen las mayores caídas de presión están directamente relacionados
con la menor calidad de roca; es decir, a menor permeabilidad, mayor es la caída de presión
en el segmento.
Figura 3.11. Caídas de presión por segmento para los reguladores tipo espiral (SICD)
ángulos y la trayectoria real en agujero descubierto a diferentes profundidades
verticales
Para la realización de estos casos se tomaron las siguientes consideraciones:
 Ubicación dentro del sector de interés
 Longitud de 250 m aproximadamente de intervalo disparado
 Las trayectorias evaluadas son:
 Real, con una profundidad vertical total de 4,012 mv
 Vertical, con una profundidad vertical total de 4,009 mv
 40° inclinación, con una profundidad vertical total de 4,069 mv
 60° inclinación, con una profundidad vertical total de 4,035 mv
 Horizontal, con una profundidad vertical total de 3,980 mv
 Las evaluaciones sólo consideran terminación en agujero descubierto a lo largo del
intervalo productor.

28
La comparación entre la trayectoria real y las evaluadas se muestran en la siguiente figura:
Figura 3.12. Comparación entre la trayectoria real y las diferentes trayectorias.
En la figura 3.13 se observan los resultados de las distintas trayectorias evaluadas,
encontrándose que para este campo tipo A, todas las trayectorias son mejores que la
trayectoria real ejecutada actualmente, debido por una parte a la distribución de
propiedades utilizada para la población del modelo estático, lo cual ocasiona que el agua
irrumpa lateralmente en los pozos, causando que este efecto se amplifique con algunas
geometrías de pozos, y por otra parte, debido a la desventaja en posición estructural dentro
de la ventana disponible de aceite de la trayectoria real, pues como se puede ver en la figura
3.12 se localiza a 4,012 mv que si se compara con la trayectoria vertical tiene su extremo
más profundo sólo tres metros más arriba (4,009 mv) por lo que mientras la trayectoria
vertical tiene para fluir de 4,059 a 3,859 m, ¡la trayectoria real sólo dispone de 4,012 a
3,912 mv para fluir; esto es 200 mv contra 100 mv y está además más profunda! Todas
alcanzaron el mismo gasto de aceite inicial que la trayectoria real, pero por lo
anteriormente expuesto, prolongaron su vida productiva del pozo, como se muestra en las
figuras 3.13 y 3.14.
Asimismo, en la figura 3.15, se muestra la producción acumulada de agua para las diversas
trayectorias, donde se observa que se produce una cantidad importante de agua de 3.3 hasta
7.6 millones de barriles de agua, lo que en casi todos los casos supera a la producción
acumulada de aceite para la trayectoria evaluada. Esto significa que se alcanza esa
producción acumulada de aceite a expensas de producir mucha agua.
257 m
3980 m
4237 m
Trayectorias Evaluadas
Vertical
Real
228 m
4009 m
4237 m
168 m
4069 m
4237 m
40°
Real
202 m
4035 m
4237 m
60° 90°

29
Por otra parte, en la figura 3.16, se muestran los diferentes índices de productividad para las
cinco trayectorias estudiadas, siendo el mayor para la trayectoria vertical y el menor para la
trayectoria de 40°.
Figura 3.13. Comparación entre la trayectoria real y las diferentes trayectorias.
Figura 3.14. Producción Acumulada de Aceite (Np) de la trayectoria real y las diferentes trayectorias.

30
Figura 3.15. Producción Acumulada de Agua (Wp) de la trayectoria real y las diferentes trayectorias.
Figura 3.16. Índices de Productividad de la trayectoria real y las diferentes trayectorias.
Como se observó en el comportamiento del gasto de producción de aceite, las trayectorias
evaluadas presentan una mejor recuperación, debido a su ventaja en la posición estructural
dentro de la ventana y al fenómeno de entrada de agua presente en el modelo de

31
simulación, esto provoca que la trayectoria real se invada prematuramente, puesto que la
longitud de drene dentro de la ventana de aceite con respecto a la posición vertical, está
sumamente limitada y por consiguiente ocasiona el cierre del pozo. Al realizar el análisis
de los índices de productividad de las trayectorias evaluadas se puede observar que la real
arroja el valor más alto por lo cual aunado a la distribución de propiedades, aceleran la
entrada de agua en el pozo.
ángulos y la trayectoria real con reguladores de flujo a la misma profundidad
de 4012 mv más una trayectoria horizontal con reguladores de flujo a 3980 mv
Con la finalidad de prolongar la vida productiva del pozo controlando la entrada de agua al
mismo, se terminó el pozo de la trayectoria altamente inclinada (real) con reguladores de
flujo y se comparó con todos los casos anteriores, figura 3.17. Los resultados se muestran
en las figuras 3.18 y 3.19.
Para la realización de estos casos se tomaron las siguientes consideraciones:
 La profundidad vertical en cualquiera de los escenarios será la misma.
 Considerar 278 m aproximadamente de intervalo disparado.
 Las trayectorias evaluadas son:
 Vertical
 40° inclinación
 Los escenarios consideran terminación en agujero descubierto y con dispositivos de
control de flujo tipo tobera (NICD) a lo largo del intervalo disparado. Además de un
límite económico de 50% de corte de agua y 500 bl/día de gasto mínimo de aceite.
La profundidad total de los pozos se muestra en la tabla 3.1.
Pozo Prof. (md) Prof. (mv) Distancia al
contacto
A-127 4820 4012.23 222.77
Vertical 4012 4012 223
40° 4361.5 4012 223
60° 4442.5 4012 223
90° 4742.3 3980 255
Tabla 3.1 Profundidades de las diferentes trayectorias

32
Figura 3.17. Diferentes trayectorias con reguladores de flujo.
Los resultados en todas las trayectorias, incluida la real, muestran que la vida del pozo no
se alargó como se esperaba al emplear los reguladores de flujo, aunque se tiene una mejor
distribución del flujo a todo largo del agujero, debido a la baja calidad de roca, esto no
evita que se concentre la producción indeseable de agua en los puntos de mejor calidad, ya
que los de baja permeabilidad, de cualquier forma no contribuyen al flujo, con las
consecuencias adversas que esto conlleva. Es decir, la calidad de roca es tan baja, que
desde el punto de vista de caracterización estática hay zonas que en realidad no están
fracturadas. Las producciones acumuladas con y sin reguladores de flujo fueron las mismas
para la trayectoria real, no así las otras producciones acumuladas que fueron mejores en
agujero descubierto pues dieron mayor producción acumulada de aceite, como se observa
en la figura 3.14 comparada con la figura 3.19. Es muy importante señalar aquí que es la
mala calidad de roca lo que predispone el comportamiento de todas las trayectorias más que
la posición estructural donde se encuentran éstas dentro de la ventana disponible de aceite.
Vertical
Real
223 m
4012 m
4235 m
223 m
4012 m
4235 m
223 m
4012 m
4235 m
255 m
3980 m
4235 m
40° Real
60° Real 90° Real

33
Figura 3.18. Comparación de la terminación real en agujero descubierto con reguladores de flujo vs.
Utilizando reguladores de flujo tipo tobera (NICD’s).
Figura 3.19. Producción acumulada de aceite para la terminación real vs. las diferentes trayectorias utilizando
reguladores de flujo tipo tobera (NICD’s).

34
Figura 3.20. Producción acumulada de agua para la terminación real vs. diferentes trayectorias utilizando
reguladores de flujo tipo tobera (NICD’s)
Una trayectoria que es visible en cuanto a buen comportamiento a pesar de la mala calidad
de roca es la horizontal, tal como se muestra en las figuras 3.18 a 3.21 pues es la que
obtiene el gasto de aceite sostenido por más tiempo, mayor producción acumulada de
aceite, ¡y cero producción acumulada de agua en el horizonte de tiempo investigado!
(figura 3.20).

35
En las figuras 3.22 a 3.24 se muestra el comportamiento del aceite en el interior del
yacimiento y se observa que el agua está sobredesplazando al aceite en las fracturas; es
decir, está creando un efecto de canalización de agua a lo largo de las fracturas, lo cual
ocasiona una entrada prematura en la trayectoria vertical y de 60°, alcanzando la condición
máxima de corte de agua establecida para el cierre del pozo. Este fenómeno se presenta en
la mayoría de los pozos considerados en el modelo de simulación, debido a la distribución
de propiedades petrofísicas contempladas durante la caracterización estática, aunado a la
alta relación de movilidad que presentan los fluidos en el yacimiento. La zona de baja
permeabilidad en la base de la formación Cretácico Superior ocasiona el mal
comportamiento de todas las trayectorias, principalmente la trayectoria real para todos los
casos aún más que la posición relativa dentro de la ventana de aceite.
Figura 3.22. Entrada de agua por sobredesplazamiento en la porción donde se encuentra el pozo A-127 en el
campo tipo A. Cuadro izquierdo: agujero descubierto, trayectoria vertical. Cuadro derecho: trayectoria
vertical con reguladores tipo tobera (NICD’s)

36
campo tipo A. Cuadro izquierdo: agujero descubierto, trayectoria de 60°. Cuadro Derecho: trayectoria de 60°
con reguladores tipo tobera (NICD’s)
campo tipo A. Cuadro izquierdo: agujero descubierto, trayectoria de 60°. Cuadro Derecho: trayectoria de 60°
con reguladores tipo tobera (NICD’s)

37
ángulos más una trayectoria de pozo horizontal contra la trayectoria altamente
inclinada (real) en agujero descubierto a 4012 mv
Para presentar una comparación más equitativa de todos los casos anteriormente
estudiados, la terminación para todas las trayectorias fue desplazada hacia la parte superior
de la estructura, quedando a una profundidad de 4012 mv, con lo cual se tendría la misma
ventana de aceite para ser drenada por cualquier trayectoria, tal como se muestra en la
figura 3.25
Para analizar el comportamiento de drene hacia el agujero perforado en las diferentes
trayectorias, desde el punto de vista de llegada de los fluidos hacia el agujero descubierto,
como al estar ligeramente inclinado el pozo, ocasiona que toda la llegada del fluido al
agujero se concentre en la zona más profunda; es decir, en el talón del pozo, se construyó
una trayectoria totalmente horizontal (90°), figura 3.26, con el objetivo de evaluar este
fenómeno, dejando la profundidad total a 93 mv por arriba de la trayectoria real.
Se muestran en las figuras 3.27 a 3.31 las comparaciones de las diversas trayectorias en
agujero descubierto.
Figura 3.25. Trayectoria real del pozo A-127 y trayectorias a diferentes ángulos de inclinación.

38
Figura 3.26. Trayectoria real del pozo A-127 y una horizontal, A-127-HOR.
Figura 3.27. Comparación entre la trayectoria real y las diferentes trayectorias en agujero descubierto.
A-127
A-127-HOR

39
Figura 3.28. Producción Acumulada de Aceite (Np) de la trayectoria real y las diferentes trayectorias.
Figura 3.29. Gasto de agua de la trayectoria real y las diferentes trayectorias en agujero descubierto.
Nuevamente, la zona de baja permeabilidad en la base de la formación Cretácico Superior
ocasiona el mal comportamiento de todas las trayectorias, principalmente la trayectoria real
para todos los casos aún más que la posición relativa dentro de la ventana de aceite.

40
Figura 3.30. Producción Acumulada de Agua (Wp) de la trayectoria real y las diferentes trayectorias.

41
4. CAMPO TIPO B
4.1. Definición del campo tipo B y el pozo A-127
Para el campo tipo B, se construyó, al igual que para el campo tipo A, una malla ortogonal
con geometría de puntos de esquina, la cual considera menos del cinco por ciento de celdas
inactivas. La malla y las propiedades donde se encuentra ubicado el pozo A-127 en este
campo se muestran en la figura 4.1.
Figura 4.1. Campo tipo B y pozo A-127 dentro de este campo.
4.2. Terminación en agujero descubierto y con reguladores de flujo tipo tobera del
pozo A-127 en el campo tipo B
Se realizó la terminación del pozo A-127 en agujero descubierto, denominado caso base, y
otro con reguladores de flujo; este último caso se muestra en la figura 4.2. Como se
menciona en dicha figura se terminó el pozo con 20 controladores de flujo, repartidos en 15
compartimentos de 15 m cada uno. Un compartimento consiste de una sección aislada entre
dos empacadores que contiene una cantidad determinada de reguladores de flujo, ya sean
pasivos o activos, los cuales están limitados en número por sus dimensiones físicas que
oscilan alrededor de un metro de longitud para el tipo de reguladores de flujo pasivo
utilizados como ejemplo en este trabajo.

42
Figura 4.2. Comparación del caso base vs. la terminación del pozo A-127 con reguladores de flujo tipo tobera.
En la figura 4.3 se observa que por el hecho de tener una mejor distribución de propiedades
petrofísicas, el pronóstico en el sector es completamente diferente, pasando de menos de 2
años que duraba el caso base de terminación en agujero descubierto, en el campo tipo A, a
más de 20 años para el campo tipo B. Aunado a esto, el caso con reguladores de flujo
también es más favorable que en el campo tipo A. En todos los casos por consideraciones
económicas, tanto para el campo tipo A como para el B, se fijó un corte de agua máximo de
50%. Es decir, el pozo no cierra por falta de flujo de aceite, sino por alcanzar el valor
máximo de la condición impuesta en corte de agua, está condición se manejó con el mismo
valor en todos los casos para hacerlos comparativos. Esto es fácilmente observable en la
figura 4.3 en la cual se muestra que el pozo alcanza una producción máxima de 4,650 bl/día
para después comenzar a declinar y una vez que el pozo alcanza los 2,200 bl/día de aceite,
que es el mismo gasto que produce de agua (figura 4.4) entonces se cierra por la condición
anteriormente mencionada (figura 4.5).
 20 Controladores
 15 Compartimientos de 15 m
 NICD (apertura estática)

43
Figura 4.3. Gasto de aceite del caso base vs. la terminación del pozo A-127 con reguladores de flujo tipo
tobera.
Figura 4.4. Gasto de agua del caso base vs. la terminación del pozo A-127 con reguladores de flujo tipo
tobera.

44
Figura 4.5. Corte de agua del caso base vs. la terminación del pozo A-127 con reguladores de flujo tipo
tobera.
Algo digno de resaltar es que el pozo A-127 dura aproximadamente 3 años y medio más,
produciendo con reguladores de flujo tipo tobera, a comparación del agujero descubierto
para esa condición de máximo corte de agua a producir de 50%, en el campo tipo A del
capítulo anterior. El mismo pozo en el campo tipo B dura casi 20 años más en agujero
descubierto y también casi 20 años más con reguladores de flujo, todos los casos con la
condición de corte de agua de 50%, comparado con la vida productiva que mostraba en el
campo tipo A. La producción acumulada de aceite para el agujero descubierto es de 28.1
MMstb contra 32.2 MMstb de la terminación con reguladores de flujo de tipo tobera como
se muestra en la figura 4.6; esta condición se alcanza a costa de producir agua durante más
tiempo como se aprecia en la figura 4.7.
En la figura 4.8 se presenta la caída de presión en cada segmento del pozo A-127 y su
variación con el tiempo; destaca cómo cambian las caídas de presión al comenzar a
producir agua. Lo cual es inevitable si se requiere producir más aceite a costa de producir
más agua. Una vez más, por consideraciones económicas se determinó el 50% de corte de
agua para este campo tipo B, al igual que para el campo tipo A, pero con un gasto de
abandono de 1,500 bl/día.

45
Figura 4.6. Producción acumulada de aceite en agujero descubierto y con reguladores de flujo tipo tobera.
Figura 4.7. Producción acumulada de agua en agujero descubierto y con reguladores de flujo tipo tobera.
28.1 MMSTB
32.2 MMSTB
7.1 MMSTB
9.4 MMSTB

46
Figura 4.8. Caída de presión por segmento en el pozo A-127 a través del tiempo con NICD’s.
En las figura 4.9 a 4.18 se muestra la comparación de la terminación en agujero descubierto
y con reguladores de flujo tipo tobera para el pozo A-127 a través del tiempo. En las figuras
4.9 a 4.13 destaca cómo cambia la entrada de agua según sea la terminación en agujero
descubierto o en agujero con reguladores de flujo tipo tobera. En el agujero descubierto la
entrada de agua se concentra en la parte más profunda y con mejores propiedades
petrofísicas, en tanto que en el agujero terminado con reguladores de flujo tipo tobera
(NICD’s), la entrada de agua se distribuye equitativamente, o tiende a distribuirse
equitativamente según las propiedades petrofísicas lo permitan, a lo largo del agujero con
reguladores.
Por otra parte, cabe destacar que los perfiles de caídas de presión que se mostraron en la
figura 4.8 son muy importantes, pues éstas son el resultado precisamente del cambio del
flujo de fluidos multifásicos hacia el pozo que está representado en las figuras 4.9 a 4.18.
Ciertos simuladores de flujo hidráulico comerciales, muestran dichos perfiles, pero sólo es
en un tiempo determinado. Esto se destaca muy bien en las figuras 4.15 y 4.10, en ese
orden. Si se observa sólo la figura 4.10 y se compara con la figura 4.9, no parece ser muy
diferente, pero si se observa la figura 4.15 y después se compara con la figura 4.14, se
pueden observar las grandes diferencias que existen entre estas dos, debido a que muestra
que en menos de tres años el contacto agua-aceite ha avanzado sustancialmente. En las

47
siguientes dos figuras 4.16 y 4.17, se ejemplifica muy bien esto, pues en dos años más, la
altura del cono de agua; esto es, la altura medida desde el contacto agua-aceite hacia el
intervalo productor del pozo, es de 175 metros. Lo cual significa que el contacto agua-
aceite ha sido deformado como resultado de la competencia entre las fuerzas
gravitacionales y las fuerzas viscosas, siendo éstas últimas las que están dominando el
fenómeno.
Figura 4.9. Perfil de Producción en el pozo A-127 agujero descubierto vs. NICD’s. Nov 2015.

48
Figura 4.10. Perfil de Producción en el pozo A-127 agujero descubierto vs. NICD’s. Ene 2018.
0 - 500 STB/d 0 - 2500 STB/d 0 - 500 STB/d 0 - 2500 STB/d

49

50
Figura 4.14. Perfil de Producción en el pozo A-127 agujero descubierto vs. NICD’s. Noviembre 2015.
Figura 4.15. Perfil de Producción en el pozo A-127 agujero descubierto vs. NICD’s. Enero 2018.
Agujero descubierto NICD’s

51
4.3. Perfil de saturaciones de fluidos alrededor del pozo A-127
En la figura 4.19 se presenta el perfil de saturaciones en la matriz en una celda cercana al
pozo marcada en un círculo de color rojo. En el eje de las ordenadas se muestra el valor de
las saturaciones, siendo la línea de color rojo, la correspondiente a la saturación de agua en
la matriz y la línea de color verde la saturación de aceite en la matriz; el eje de las abscisas
muestra el eje del tiempo. Se destaca que en esa celda los cambio en saturaciones son
despreciables en el tiempo; sin embargo, eso no es sinónimo de que no exista transferencia
de fluidos hacia el pozo. Para comprobar esto, se observó el perfil de saturaciones en la
matriz en una celda interceptada por el pozo. A pesar de que el pozo comenzó su
producción en octubre de 2015, pasan casi 30 años para observar el cambio en el perfil de
la saturación en la matriz. Este cambio en saturaciones es realmente notable porque
estamos hablando de un factor de recuperación alto; si tomamos los valores aproximados
del gráfico 4.20, Swc=0.338, Soi=0.662, So=0.58 y si utilizamos la siguiente ecuación:
𝐹𝑅 =
𝑆 𝑜𝑖 − 𝑆 𝑜
𝑆 𝑤𝑐
=
0.662 − 0.58
0.338
= 24.26 %
Altura aproximada del cono 175 m

52
Figura 4.19. Perfil de saturaciones de fluidos en una celda cercana al pozo A-127.
Figura 4.20. Perfil de saturaciones de fluidos en una celda interceptada por el pozo A-127.

53
La importancia de este cambio en saturaciones reside en el valor tan grande de desaturación
que se alcanza a lo largo de todo el pozo; quiere decir que la matriz del yacimiento está
cediendo una cantidad muy importante de aceite en la vecindad del pozo, lo cual implica
una importante contribución a la ventana disponible de aceite.
Se realizó lo mismo en otra celda cercana al pozo con resultados similares, tal y como se
muestra en la figura 4.21.
Figura 4.21. Perfil de saturaciones de fluidos en una celda interceptada por el pozo A-127.
4.4. Análisis de sensibilidad a la geometría de los reguladores, longitud del
compartimento y número de dispositivos reguladores por compartimento
Con el fin de optimizar la terminación del pozo A-127, en la figura 4.22 se presenta los
rangos de las variables del análisis de sensibilidad al área de apertura o de la sección
transversal de las toberas, longitud de los compartimentos y número de dispositivos por
compartimento para la trayectoria real del pozo A-127. Se analizaron 153
=3,375
combinaciones.
En la figura 4.23 se observa el diagrama de tornado, en el cual se muestra que la variable
con mayor peso para este caso es la apertura o diámetro de las toberas; es decir, el área de
la sección transversal expuesta al flujo por donde pasan los fluidos del yacimiento hacia el
pozo, en segundo lugar se observa que es importante el número de reguladores de flujo tipo
tobera, y finalmente, el número de compartimentos.

54
De los escenarios en los que se modificó el área de sección transversal (AST), el que mayor
producción acumulada tuvo fue el caso con compartimentos de 15 metros, 1 dispositivo de
control y AST de 14.7 mm2
(1.5823E-04 ft2
).
Tomando como base estos resultados, se decidió optimizar el escenario modificando las
AST de los dispositivos, dejando fija la longitud del compartimento a 15 metros y con un
dispositivo de control por compartimento.
Figura 4.22. Rangos de las variables para la optimización de la terminación en el pozo A-127.
Figura 4.23. Diagrama de tornado para para la optimización de la terminación en el pozo A-127.

55
En la figura 4.24 se puede ver la producción acumulada de aceite a través del tiempo; en la
elipse de color verde se muestran los casos de mayor producción correspondientes a los
casos con las distintas áreas de flujo, seguidas por los casos del número de reguladores de
flujo en color naranja. La longitud de los compartimentos no tiene el mismo peso para
hacer fluir los fluidos hacia el pozo como las otras dos variables.
Figura 4.24. Producción acumulada de aceite para para la optimización de la terminación del pozo A-127.
Los resultados del caso optimizado para el pozo A-127, se presentan en la figuras 4.25 a
4.28; se tiene el caso de comparación entre agujero descubierto, color rojo, terminación con
reguladores de flujo sin optimizar, color azul, y el mejor caso de entre los 3,375 casos
corridos con reguladores de flujo y variando las 3 variables comentadas anteriormente,
color café. La vida del pozo dura casi 3 años más entre el agujero descubierto y la
terminación con reguladores, y un poco más de 6 años entre este último caso y el
optimizado, como se observa en las figuras 4.25 a 4.28. La producción acumulada de aceite
entre el primer caso y el segundo caso es de 4.1 MMstb y entre el primero y el tercero de
8.4 MMstb más. En tanto que la producción acumulada de agua entre el primer caso y el
segundo caso es de 2.3 MMstb y entre el primero y el tercero de 4.4 MMstb más. Estas
diferencias en acumuladas de aceite y agua son notables porque significan que para este
límite económico de un corte de agua de 50%, el pozo puede seguir produciendo por más
tiempo, de una manera mejor en cuanto a producción de aceite, ya que se distribuye y
optimizan las zonas por donde entra el aceite y se reducen los puntos por donde entra el
agua y la magnitud de ésta.
NV
AST

56
Figura 4.25. Gasto de aceite para para la optimización de la terminación del pozo A-127.
Figura 4.26. Producción acumulada de aceite para la optimización de la terminación del pozo A-127.
28.1 MMSTB
32.2 MMSTB
36.5 MMSTB

57
Figura 4.27. Producción de agua para para la optimización de la terminación del pozo A-127.
Figura 4.28. Producción acumulada de agua para para la optimización de la terminación del pozo A-127.
7.1 MMSTB
9.4 MMSTB
11.5 MMSTB

58
4.5.Comparación de casos con geometrías de trayectorias de pozo a diferentes
ángulos contra la trayectoria altamente inclinada (real) en agujero descubierto
en una posición similar estructural dentro del yacimiento
Para comparar el comportamiento del campo tipo B, se corrieron casos similares a los del
campo tipo A. Se corrió la trayectoria del pozo real, pero ahora en el campo tipo B; se
consideró una longitud aproximada de 278 m de agujero descubierto o disparado según
fuera el caso. Se evaluaron cuatro trayectorias: vertical, 40° de inclinación, 60° de
inclinación y una más, horizontal a 90°. Además los escenarios consideraron terminación
en agujero descubierto como se muestra en la figura 4.29. En esta figura se presentan las
diferentes trayectorias y, algo muy importante, su distancia al contacto agua-aceite, la cual
es de 338 mv para casi todas las trayectorias, a excepción de la de 90°, la cual es de 370 m.
Figura 4.29. Diferentes trayectorias en agujero descubierto para el pozo A-127.
Vertical
Real
40°
Real
60°
Real
90°
Real
338 m
4012 m
4350 m
338 m
4012 m
4350 m
338 m
4012 m
4350 m
370 m
3980 m
4350 m

59
Figura 4.30. Gasto de aceite para el pozo A-127 en agujero descubierto.
En estas trayectorias en agujero descubierto podemos observar que la producción de la
trayectoria real es de más de 21 años, figura 4.30, mientras que la trayectoria horizontal es
de 23 años y las otras duran casi 28 años en agujero descubierto. Asimismo, la producción
acumulada de aceite de la trayectoria real es de 28.1 MMstb, figura 4.31, en tanto que las
otras son de 28.9 MMstb; esto es, 800 Mstb más y no hay prácticamente ningún beneficio
entre las trayectorias ejecutadas con diferentes ángulos desde la vertical hasta la de 60°, a
excepción de la de 90° que acumula 32.2 MMstb. Otra cosa que se puede observar, en la
figura 4.33, es que la producción acumulada de agua si tiene una distinción, a diferencia de
la del aceite, pues es menor por 600 Mstb o más y también tiene un rango de acumuladas
de agua de 200 Mstb o menos siendo la mayor Wp la de la trayectoria horizontal. Es decir,
a excepción de la trayectoria horizontal, las otras producen más aceite, pero menos agua.
40
60
Vertical
Real

60
Figura 4.31. Producción acumulada de aceite para el pozo A-127 en agujero descubierto.
Figura 4.32. Gasto de agua para el pozo A-127 en agujero descubierto.
28.8 MMSTB
28.1 MMSTB
40
60
Vertical
Real
40
60
Vertical
Real

61
Figura 4.33. Diferentes trayectorias en agujero descubierto para el pozo A-127.
4.6.Comparación de casos con geometrías de trayectorias de pozo a diferentes
ángulos con reguladores de flujo contra la trayectoria altamente inclinada
(real) en una posición similar estructural dentro del yacimiento
Para evaluar el comportamiento de las distintas trayectorias con dispositivos de flujo tipo
toberas en el campo tipo B, se dividió el agujero descubierto en 20 segmentos con 20
dispositivos de control de flujo tipo tobera (NICD) a lo largo del intervalo disparado. Los
resultados se muestran en la figura 4.34.
Los resultados son por demás interesantes pues todas las trayectorias con reguladores de
flujo tipo tobera fueron mejores que sus contrapartes en agujero descubierto. Esto se
observa en las figuras 4.34 a 4.37 pues para empezar las producciones acumuladas de aceite
son mayores; la que más se asemeja a la producción acumulada de aceite de la trayectoria
real es la de 40° con NICD’s.
7.1 MMSTB
6.4 MMSTB
40
60
Vertical
Real

62
Figura 4.34. Gasto de aceite para el pozo A-127 con reguladores de flujo tipo tobera.
Figura 4.35. Producción acumulada de aceite para las diferentes trayectorias en agujero descubierto para el
pozo A-127.
40
60
Vertical
Real
90
33.7 MMSTB
28.1 MMSTB
32.2 MMSTB
31.3 MMSTB
40
60
Vertical
Real
90

63
Figura 4.36. Gasto de agua para el pozo A-127 con reguladores de flujo tipo tobera.
Figura 4.37. Producción acumulada de agua para las diferentes trayectorias en agujero descubierto para el
pozo A-127.
40
60
Vertical
Real
90
9.4 MMSTB
7.8 MMSTB
9.1 MMSTB
8.8 MMSTB
40
60
Vertical
Real
90

64
4.7 Comparación de las trayectorias del pozo A-127 en agujero descubierto, con
reguladores de flujo tipo tobera y a 90° con reguladores de flujo tipo tobera
A continuación se hace una evaluación de la trayectoria real del pozo A-127 en agujero
descubierto con y sin reguladores de flujo tipo tobera, así como la de un pozo horizontal
justamente en esa posición con del A-127 con y sin reguladores de flujo tipo tobera, figura
4.38. En la figura 4.39 se muestra el detalle de la terminación de las tres distintas
trayectorias: real en agujero descubierto, real con NICD’s y horizontal con NICD’s. En la
figura 4.40 se muestran los resultados de las trayectorias mencionadas anteriormente más
una adicional correspondiente al pozo horizontal (90°). Se observa que primero se cierra el
pozo con la trayectoria real, luego la de 90° en agujero descubierto, luego la real con
NICD’s y finalmente, la de 90° con NICD’s, siendo sus producciones acumuladas de aceite
de 28.1 MMstb, 32.2 MMstb, 32.2 MMstb y 33.7 MMstb, respectivamente. Y las de agua
de 7.1 MMstb, 8.4 MMstb, 9.4 MMstb y 8.8 MMstb, respectivamente también. Aunque las
Np’s para la trayectoria de 90° en agujero descubierto y real con NICD’s fueron las
mismas, esto se explica porque esta última produjo 1 MMstb más de agua (figura 4.43).
Los cambios de saturación a distintas fechas a partir de noviembre 2015, se presentan a
partir de la figura 4.44 y hasta la 4.53 para distintas fechas.
Figura 4.38. Localización de la trayectoria de 90°con respecto a la real de A-127.
Trayectoria real
Trayectoria 90°

65
Figura 4.39. Terminaciones de las trayectorias reales y a 90° para el pozo A-127.
Trayectoria real Trayectoria 90°Trayectoria Real con NICD’s

66
Figura 4.40. Gasto de aceite del pozo A-127 para distintas trayectorias.
Figura 4.41. Producción acumulada de aceite del pozo A-127 para distintas trayectorias.

67
Figura 4.42. Gasto de agua del pozo A-127 para distintas trayectorias.
Figura 4.43. Producción acumulada de agua del pozo A-127 para distintas trayectorias.

68
Figura 4.44. Corte de agua del pozo A-127.
Los cambios de saturación desde noviembre 2015, se presentan a partir de la figura 4.44 y
hasta la 4.53 para distintas fechas para los cuatro tipos de trayectorias, la real del pozo A-
127, que aquí se denomina Base, Base de 90°, Base con ICD’s y de 90° con ICD’S.
Aunque aparentemente el comportamiento del pozo A-127 con las dos trayectorias es igual,
la verdadera diferencia comienza a notarse a partir de enero 2025, figura 4.48, donde se
empieza a observar como el avance del agua no es uniforme, a pesar de que la trayectoria
real del pozo A-127 es altamente inclinada (79°), debido a que el agua se empieza a
conificar hacia el pozo fuertemente, tanto en agujero descubierto como con reguladores, a
diferencia de la trayectoria totalmente horizontal para los casos de agujero descubierto y
con reguladores de flujo, como se observa en las figuras 4.49 a 4.53.

69
Figura 4.45. Saturación de aceite y agua en la malla, noviembre 2015.
Agujero descubierto (AD) AD - 90
NICD’s – 90NICD’s

70
Figura 4.46. Saturación de aceite y agua en la malla, enero 2018

71

72

73
Figura 4.53. Saturación de aceite y agua en la malla, enero 2035.

74
4.8 Comparación de la trayectorias del pozo A-127 en agujero descubierto, con
reguladores de flujo tipo tobera, a 90° en agujero descubierto y con reguladores de
flujo tipo tobera y esta última aumentando el límite económico
En la figura 4.54 se muestra el gasto de aceite con los casos que ya se habían presentado
más dos casos adicionales que consisten en cambiar el límite económico de 50% de corte
de agua a 90%. Se observa que para este campo tipo B, aumentando la restricción de corte
de agua por límite económico puede incrementar la Np hasta 37 MMstb; esto es casi 4
MMstb más con respecto a la misma trayectoria, pero con restricción en el corte de agua de
50%, lo cual representa casi un 10% más de producción acumulada de aceite.
Figura 4.54. Perfil de Producción de Aceite

75
Figura 4.55. Producción Acumulada de Aceite.
Figura 4.56. Perfil de Producción de Agua.

76
Figura 4.57. Producción Acumulada de Agua
Figura 4.58. Corte de Agua

77
4.9.Caídas de presión en un compartimento del pozo A-127, del yacimiento al espacio
anular y de éste al interior de la tubería de producción
A continuación se analiza el caso de un nodo en particular dentro del pozo A-127, en el
cual se busca mostrar no sólo la caída de presión a través del regulador de flujo pasivo, sino
la caída de presión que existe del yacimiento al espacio anular, antes de entrar a la tubería
de producción a través del regulador; se eligió el regulador número 41 correspondiente a la
conexión numerada como 120, figura 4.59. En la figura 4.60 se muestra la caída de presión
desde la celda (7, 5, 87) en el yacimiento hacia el espacio anular, siendo la caída de presión
de 24 lb/pg2
y del espacio anular hacia el interior de la tubería de producción a través del
regulador de sólo 0.5 lb/pg2
, como se muestra en la figura 4.61.
Figura 4.59. Diferencia de presión entre segmentos; Ubicación de segmentos

78
Figura 4.60. Diferencia de presión entre la celda y la conexión
Figura 4.61. Diferencia de presión entre la celda y la conexión (Cont.)

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