Ejemplo de tesis en Ing. Petroleo. Barinas-Venezuela UNEFA 2015. autor: Franklin murillo. acesor Metodológico: Rosales María

1. BARINAS, ABRIL 2015
Bachiller:
FRANKLIN MURILLO
Tutor Industrial:
ING. WILLIAM RAMIREZ
ANÁLISIS DE LAS VARIABLES QUE DETERMINAN EL ÍNDICE DE
PRODUCTIVIDAD (IP) DE LOS POZOS ACTIVOS DEL YACIMIENTO “A/B 0001”
DEL CAMPO PAEZ-MINGO, DISTRITO BARINAS.

2. CONTENIDO
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
YACIMIENTO “A/B 0001” CAMPO PAEZ-MINGO
PLAN DE ACTIVIDADES
FUNDAMENTOS TEÓRICOS
METODOLOGÍA APLICADA
RESULTADOS
CONCLUSIÓN Y RECOMENDACIONES
ALCANCÉ

3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El Campo Páez-Mingo fue descubierto en el año 1967 por la compañía Corporación
Petróleos de Venezuela con la perforación del pozo 18M-1X. Presenta crudo pesado
cuya gravedad API que varía entre 18-20°, sub-saturado y sometido a un empuje de
agua muy fuerte.
Durante la Completación Original los pozos se han caracterizado por producir
mediante flujo natural y a lo largo de su vida productiva la relación agua petróleo
aumenta lo cual impide el flujo hasta la superficie, por tal razón se requiere seleccionar
un sistema artificial optimo para vencer ese diferencial.
Para escoger el método de levantamiento artificial es necesario estimar una serie de
propiedades que debe reunir la zona en estudio dentro de las cuales una de las mas
importante es el índice de productividad (IP). Este parámetro se puede estimar
aplicando la técnica del suabo o a través del análisis nodal de los pozos en producción.
A fin de evitar el uso de simuladores comerciales para el calculo de la productividad de
los pozos, surgió la necesidad de revisar variables que determinan el IP y crear una
hoja de calculo que permita estimar este parámetro para los pozos completados en el
yacimiento “A/B 0001” del campo Páez – Mingo.

4. OBEJETIVO GENERAL
 Análisis de las variables que derteminan el índice de productividad (IP) de los pozos del Campo
Páez-Mingo, Distrito Barinas.
OBEJETIVO ESPECIFICO
 Revisión de la información de los pozos del campo Páez-Mingo, del área Barinas para conocer
sus características generales.
 Revisión de las carpetas de los pozos del campo Páez-Mingo con la finalidad de recopilar toda la
data necesaria para el estudio..
 Determinar el comportamiento energético del yacimiento, y el comportamiento de producción y
condiciones mecánicas de cada pozo.
 Calcular el IP de los pozos de estudio con el uso de la herramienta WellFlo.
 Calcular el IP en pozo donde se haya realizado evaluación con suabo y comparar IP suabo vs.
bomba.

5. YACIMIENTO “A/B 0001”
CAMPO PAEZ-MINGO
El Yacimiento “A/B 0001” de la Formación Gobernador “A/B” se encuentra en el Campo Páez Mingo el cual pertenece a la
Cuenca Barinas – Apure, ubicado aproximadamente a cuarenta y cinco, (45) kilómetros al Sureste de la ciudad de Barinas,
Estado Barinas, hacia el Norte limita con el Campo Sinco y hacia el Sur con el Campo Hato Viejo, Fue descubierto por la
corporación venezolana de petróleo en abril de 1967, con el pozo 18M-1X, perforada bajo la autorización especial del
ejecutivo nacional, y publicada en gaceta N° 28339 el 19 de enero de 1967. La profundidad final alcanzada fue de 9350’,
evaluándose el intérvalo desde 8856’ hasta 8876’ correspondiente al miembro “P” de la formación Escandalosa (Fortuna),
después se probó el intervalo desde 8553’ hasta 8570’ de la arena “B” de la formación Gobernador (Misoa), con una
producción inicial de 816 BPD, 20.1 API°, 20 %AyS.
BARINASBARINAS
MAPORAL
SILVESTRE
BORBURATA
CAIP
E
OBISP
O
SILVAN
TORUNOS
SINCO
BEJUCAL
HATO
VIEJO
PÁEZ-MINGOPÁEZ-MINGO
LAS LOMAS

6. DATOS OFICIALES DEL YACIMIENTO
YACIMIENTO “A/B 0001”
Pozo Descubridor 18M-1X
Área 9091 Acres
Porosidad 17.3%
Gravedad API 18°
Espesor 56 Pies
P.O.E.S. Oficial 460,9 MMBLS
Pozos Completados 62
Pozos Activos 15
Factor de Recobro 30,9%
Reservas
Recuperables
142,4 MMBLS
Producción Acumulado
de Petróleo
79,3 MMBN
Reservas Remanentes 63,1 MMBLS

7. GEOLOGIA DEL CAMPO
Areniscas cuarzosas y feldespáticas
localmente conglomeráticas
intercalaciones de limolitas en colores
claros y laminaciones lutíticas.
GOB
A/B

8. PLAN DE ACTIVIDADES
Objetivo General: Análizar las variables que determinan el índice de productividad (IP) de los pozos del campo
Páez-Mingo, Distrito Barinas.
Actividades Logros Duración Lugar Recursos
Revisión de la información de los
pozos del campo Páez-Mingo, del
área Barinas para conocer sus
características generales.
Se obtuvo toda la información necesaria para
la realización del estudio. Cuatro (4)
semanas
Instalaciones de
PDVSA División
Boyacá.
Humanos:
-Pasante
-Geólogos
-Ing. Yacimiento
-Tutor Empresarial
-Personal de CIT
Materiales:
-Carpeta de pozos
Equipos:
-Computadora
-Impresora
-Fotocopiadora
-Pen Drive
Determinar el comportamiento
energético del yacimiento y el
comportamiento de producción y
condiciones mecánicas de cada
pozo.
Se elaboró la gráfica del histórico de presión
de yacimiento. Se realizo actualizaciones de
fichas de cada uno de los pozos de estudio los
cuales son ; 18M-1X, 18M-06, 18M-07, 18M-
10, 18M-20, 18M-22,18M-23, 18M-31, 18M-32,
18M-40, 18M-41, 18M-45, 18M-53, 18M-65.
Cinco(5)
semanas
Instalaciones de
PDVSA División
Boyacá.
Calcular IP de los pozos de
estudio con el uso de la
herramienta WellFlo.
Se logro la simulación con la herramienta
WellFlo de los pozos en estudio que contaban
con la información requerida. (18M-10, 18M-31
y 18M-32). Con los pozos ya simulados se
realizó la sensibilidad con la variación del
%AyS y se calculó el gradiente de mezcla para
cada porcentaje. Se ajustó la curva de
Gradiente de mezcla en la hoja “CAL IP” y se
determinó el IP para todos los pozos en
estudio.
Cinco (5)
semanas
Instalaciones de
PDVSA División
Boyacá.
Calcular el IP de los pozos donde
se haya realizado evaluación con
suabo y comparar IP suabo vs IP
bomba.
Se calculó el IP de los pozos donde se evaluó
con suabo y luego se comparo con el resultado
del IP del pozo completado.
Cinco (5)
semanas
Instalaciones de
PDVSA División
Boyacá.

9. ALCANCE
Las metas planteadas durante el proceso de pasantías tuvieron pequeños
tropiezos, desviando un poco el norte de las hipótesis dadas al principio, las
simulaciones de 11 pozos con método BM, no pudieron realizarse por
problemas de software de simulación. Gracias a la eficacia del pasante y a la
ayuda técnica del tutor se pudieron realizar en totalidad 03 pozos con método
BES que sirvieron de objeto de estudio.
El estudio se centra en el calculo del índice de productividad (IP), mediante
sensibilidades con variación del porcentaje de agua y sedimentos para el
calculo de la ecuación del gradiente de mezcla, en los pozos activos del
Yacimiento “A/B 0001” del campo Páez-Mingo.
Las metas planteadas durante el proceso de pasantías tuvieron pequeños
tropiezos, desviando un poco el norte de las hipótesis dadas al principio, las
simulaciones de 11 pozos con método BM, no pudieron realizarse por
problemas de software de simulación. Gracias a la eficacia del pasante y a la
ayuda técnica del tutor se pudieron realizar en totalidad 03 pozos con método
BES que sirvieron de objeto de estudio.
El estudio se centra en el calculo del índice de productividad (IP), mediante
sensibilidades con variación del porcentaje de agua y sedimentos para el
calculo de la ecuación del gradiente de mezcla, en los pozos activos del
Yacimiento “A/B 0001” del campo Páez-Mingo.

10. FUNDAMENTOS TEÓRICOS
SISTEMA DE PRODUCCIÓN
CURVA DE AFLUENCIA (IPR)
ANÁLISIS NODAL
TÉCNICA DE SUABO

11. SISTEMA DE PRODUCCIÓN
Daño a la
formación
Pws
Pwf
Qf
IP =
(Pws - Pwf)
qo
YACIMIENTO
COMPLETACIÓN
POZO
LÍNEAS DE FLUJO
ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD

12. Ql
Pwf
CURVA DE AFLUENCIA (IPR)
OFERTA
IDEAL
Qmax Q max Q max
Pws
VARIACIÓN EN LA IPR
DISMINUCIÓN DE LA IPR
√ DAÑO A LA FORMACIÓN
√ SATURACIONES DE LOS FLUIDO
AUMENTA LA IPR
√ ESTIMULACIONES
√ RECAÑONEO
√ FRACTURAMIENTO

13. Gas
Tanque
Bomba
Nodo
Solución
Pwh Psep
PwsPwf Pwfs
ANÁLISIS NODAL
PRESIÓN DE LLEGADA DEL NODO
P(Oferta) = Pws - ∆Py- ∆Pc- ∆Pp
PRESIÓN DE SALIDA DEL NODO
P(Demanda) = Psep + ∆PI + ∆Pp +
∆Pb

14. Ql
Pwf
CURVA DE DEMANDA (OPR)
OFERTA
Pws
DEMANDA
Q maxQ max

15. TÉCNICA DE SUABO
Pwf
Nf
Aporte del
yacimiento
Fluidos recuperados
Ns
Vf
Qf = (Ns-Nf) * fact. Tub. * V/h
Pwf = Columa de Fluido * Gm
Pe = Estimada con Ne

16. BARRA DE PESO 1-1/2”
MANDRIL
GOMA
GOMA DAÑADA
HERRAMIENTAS DE SUABO

17. METODOLOGÍA APLICADA

18. I ETAPA: RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
CARPETA DEL
POZO
anál
isis
Pro
duc
ción
Perf
orac
ión

19. II ETAPA: REVISION DEL COMPORTAMIENTO ENERGÉTICO DEL YACIMIENTO Y EL
COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN Y CONDICIONES MECÁNICAS.

20. III ETAPA: ACTUALIZACIÓN DE FICHAS OPERACIONALES DE LOS POZOS CAT 1, DEL
YACIMIENTO “A/B0001
Se actualizaron fichas
operacionales y base de datos
con información relevante para
cada pozo.

21. IV ETAPA: CALCULO DE IP DE LOS POZOS DE ESTUDIO CON EL USO DE WELLFLO.,
Simulador wellflo 3.8.9

22. V ETAPA: CALCULO DE IP A POZOS DE ESTUDIO EVALUADOS CON SUABO.
se evaluaron los pozos 18M-
20 y 18M-65, con data
completa de niveles de suabo.

23. VI ETAPA: MODIFICACIÓN DE LA HOJA CAL IP 3.0 A UNA NUEVA VERSIÓN 4.0

24. RESULTADOS
TOTAL DE POZOS EVALUADOS
YACIMIENTO “A/B0001” CAMPO
PAEZ-MINGO.

25. RESULTADOS
Realización de Base de datos de los pozos a
evaluar.
Actualización de Fichas Operacionales de los
pozos CAT 1 “A/B0001”.
DATA DE POZOS EVALUADOS Y FICHAS OPERACIONALES DE POZOS CAT 1.

26. EQUIPO
Tyaci.
PROF.
DEL
EQUIPO
Qf
Pwf
DATOS DEL POZO
 DIÁMETRO DEL HOYO DE PRODUCCIÓN
 DIÁMETRO DEL REVESTIDOR
 DIÁMETRO DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN
DATOS DEL YACIMIENTO
 PRESIÓN DEL YACIMIENTO
 TEMPERATURA DEL YACIMIENTO
 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL YACIMIENTO
DATOS DEL EQUIPO
 PROFUNDIDAD DEL EQUIPO
 TIPO DE BOMBA
 ETAPAS DE LA BOMBA
 FRECUENCIA
DATOS DEL PRODUCCIÓN
 PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE
 TASA DE PRODUCCIÓN
 PRESIÓN DE SUCCIÓN
DATOS DEL FLUIDO
 % DE AGUA Y SEDIMENTO
 GRADOS API
Py
Pintake
SIMULACIÓN EN WELLFLO

27. Datos del pozo
Datos del yacimiento
Datos del equipo
Datos del producción
Datos del fluidoEQUIPO
Tyaci.
PROF.
DEL
EQUIPO
Qf
Pwf
Pwf
Ps
SIMULACIÓN EN WELLFLO

28. Se simularon los pozos 18M-10,
18M-31, 18M-32, con Wellflo ya
que eran los únicos pozos activos
con equipo BES.
Simulador WellFlo.

29. Se realizaron sensibilidades en wellflo
para los tres pozos simulados, variando el
% AyS. Se determino el gradiente de
mezcla para cada valor de % AyS y se
graficaron, observando una tendencia
lineal con lo que se pudo determinar una
ecuación para el gradiente de mezcla en
función del %AyS con la siguiente formula.
y = mx + n, dando así la formulación
de Y= m x %AyS + b.
SENSIBILIDADES CON VARIACION DEL %AyS PARA EL CALCULO DE LA ECUACION DEL GRADIENTE DE MEZCLA.

30. FORMACION “A/B 0001” O A/B MIN: 0.00026* %A/S + 0.392
Esta ecuación permite calcular La presión de fondo fluyente, tanto en la evaluación con
suabo como en pozos completados con equipo de levantamiento, Tomando en cuenta la
influencia de flujos multifásico con la correlación del gradiente de mezcla en función del
%“AYS” ajustada con los resultados de la simulación.
Cotejo de influencia de flujos multifásico con la correlación del gradiente de m y %AyS
Resultados de las sensibilidades de cotejo, Ecuaciones
de hoja de calculo para las distintas arenas.

31. De acuerdo a los resultados
mostrados, se puede observar una
mínima diferencia entre los IP
obtenidos por las simulaciones en
WellFlo y el IP calculado con la hoja
CAL IP 4.0 con los resultados
obtenidos mediante la evaluación
realizada, Cabe destacar que no
fue posible realizar la simulación
para el calculo IP en los pozos
completados con BM debido a la no
disponibilidad de un software
especializado para tal fin.
POZOS EVALUADOS PARA LA SIMULACION

32. Cotejo de Pwf de las arenas de la hoja de cálculo
y simulador Pozo 18M-10 (A/B MIN Yacimiento en
estudio).
Cotejo de IP de las distintas arenas de la hoja de
cálculo y simulador Pozo 18M-10 (A/B MIN
Yacimiento en estudio).
Calculo de Pwf , IP, en simulador y hoja CAL IP 4.0

33. Cotejo de IP de las distintas arenas de la hoja de
cálculo y simulador Pozo 18M-31 (A/B MIN
Yacimiento en estudio).
Cotejo de Pwf del pozo 18M-31 de las arenas de la
hoja de cálculo y simulador .
Calculo de Pwf , IP, en simulador y hoja CAL IP 4.0

34. Cotejo de IP de las distintas arenas de la hoja de
cálculo y simulador Pozo 18M-32 (A/B MIN
Yacimiento en estudio).
Cotejo de Pwf del pozo 18M-32 de las arenas de la
hoja de cálculo y simulador pozo.
Calculo de Pwf , IP, en simulador y hoja CAL IP 4.0

35. Comparación IP de las arenas (A/B MIN arena en estudio)
EVALUACION DEL IP DE LAS ARENAS SIMULADAS CON CAL IP 4.0

36. Se compara el IP calculado en la hoja CAL IP 4.0 para cada pozo utilizando las
distintas arenas, donde se puede observar que el IP calculado con la ecuación de
A/B MIN es mayor al calculado con las otras arenas, en la mayoría de los pozos.
Esto nos indica que estábamos subestimando el IP para estos pozos.
EVALUACION DEL IP DE LAS DISTINTAS ARENAS SIMULADAS EN CAL IP 4.0

37. EVALUACION CON SUABO
El IP calculado para los pozos 18M-20 y 18M-65 con suabo , Después de
RA/RC y comparado con el IP actual.

38. Cotejo de Pwf mediante la técnica suabo en el
pozo 18M-20.
Cotejo de IP mediante la técnica suabo en el pozo
18M-20.
EVALUACION CON SUABO

39. Cotejo de Pwf mediante la técnica suabo en el
pozo 18M-65.
Cotejo de IP mediante la técnica suabo en el pozo
18M-65.
EVALUACION CON SUABO
El IP calculado para los pozos con suabo no es representativo, ya que ambos pozos
presentaron un comportamiento anormal de producción, donde mantenían niveles
dinámico alrededor de 200’ durante el suabo y niveles en superficie con la bomba.

40. MODIFICACION DE CAL IP 3.0 A 4.0
Hoja de calculo CAL IP 3.0,

41. MODIFICACION DE CAL IP 3.0 A 4.0
Hoja de calculo CAL IP 4.0

42. MODIFICACION DE CAL IP 3.0 A 4.0
Hoja de calculo CAL IP 4.0
Después de obtener estos resultados de
simulaciones con la hoja de calculo Excel, se pudo
hacer un mejoramiento de la misma, Se agrego la
arena A/B MIN se incluyo la opción de flujo natural,
se agrego el nombre del pozo, los resultados de IP
para vogel solo aparece si la Pwf es menor a la Pb,
se modifico la apariencia, Para la opción de flujo
natural la casilla de nivel dinámico cambia por la
presión de cabezal Pcab (Lpc).

43. CONCLUSIONES
El nivel dinámico en los pozos de estudio completados en el yacimiento “A/B 0001” de
la formación Gobernador del campo Páez-Mingo, se encuentra en superficie y la
presión promedio del yacimiento es de 3600 lpc.
El índice de productividad promedio de los pozos del yacimiento A/B 0001 simulados es
de 30Bls/lpc.
La ecuación para obtener el gradiente dinámico en los pozos del campo Páez-Mingo
completados a nivel de yacimiento A/B MIN es:
Gm = 0.00026*%AyS + 0.392
El índice de productividad de la arena de estudio A/B MIN de la hoja de calculo “CAL
IP” estima unos valores de IP mayores con respecto a los calculados con las otras
arenas.
El índice de productividad calculado para los pozos con suabo no es representativo, ya
que ambos pozos presentaron un comportamiento anormal de producción, donde
mantenían niveles dinámico alrededor de 200’ durante el suabo y niveles en superficie
con la bomba.

44. RECOMENDACIONES
 Mantener actualizada los datos generales del yacimiento como son el histórico de
presión de yacimiento y las fichas de pozos que faciliten la revisión y el análisis de los
pozos.
 Revisar la información histórica de Centinela para pozos viejos (antes de 1990).
 Medir la presión de casing en los pozos que presentan nivel dinámico en superficie, ya
que se puede subestimar el IP al asumir la presión de casing en 0 lpc.
 Aplicar el estudio realizado en la presente pasantitas a los yacimientos de otros
campos.

45. Para alcanzar su sueño un
guerrero de la luz necesita de
una voluntad firme y de una
inmensa capacidad de entrega.
.......aunque tengas un objetivo,
el camino para lograrlo no
siempre es aquel que se
imagina
GRACIAS POR SU
ATENCION…