«Las cosas buenas llegan a las personas que se lo esperan, pero mejores cosas llegarán a los que salen a conseguirlas».-LP.
El procedimiento de trabajo que se presenta en la figura anterior, ofrece un esquema general de diferentes premisas y criterios técnicos que pueden ser utilizados para construir un modelo de pozo en el menor tiempo posible para optimizar la producción del pozo en flujo natural por medio de análisis nodal, por lo que resulta fundamental tener la mayor cantidad de información validada y que represente las variables a considerar. A continuación, se describen cada una de las partes que componen el procedimiento propuesto, como sigue:
1. Recopilación de la información: Se recopila toda la información para el estudio del pozo y de yacimiento que están disponible para el área a evaluar. Se valida e interpreta cualquier información requerida para tener una mayor precisión en los resultados. La información necesaria es propiedades de los fluidos (PVT), propiedades de la roca, presiones inicial y actual del yacimiento, historia de producción o pruebas de presión-producción, definición de profundidades de las formaciones de interés, contactos de fluidos (CAA y CGA), estado mecánico, trayectoria del pozo, entre otros.
2. Modelo de pozo: Con toda la información recopilada se genera un modelo de pozo que representa el comportamiento de producción promedio del pozo definido en el área de drene dentro del yacimiento al incluir el conjunto de datos en cada uno de los módulos del software. Para la implementación del modelo de pozo se procede a ajustar los datos de las propiedades PVT con las correlaciones que más se adapta y disponible en el software analizando la magnitud de la corrección requerida para reproducir los diversos datos PVT, tales como: Relación gas aceite en solución (Rs), Factor de volumen del aceite de formación (Bo), presión de saturación (Pb) y viscosidad del aceite (µo). Adicionalmente, la verificación del modelo conlleva a comprobar que el modelo generado se ajusta a las condiciones reales de los datos registrados de las pruebas de presión-producción (presión de yacimiento, de presión de fondo fluyente y gastos de producción) por medio del ajuste de correlaciones de flujo multifásico vertical para el campo en estudio. La validación del modelo de pozo es valorada al resultar un mínimo margen de error entre la diferencia de los datos observados con lo simulados. En ese sentido, en esta etapa del proceso es necesario la opinión de expertos sobre los resultados producto de la simulación, a fin de comprobar la exactitud con que se predicen datos históricos de presión y producción, la predicción del comportamiento a futuro para tener la aceptación y confianza en el modelo de pozo generado.
3. Diseño del tipo de pozo: Se considera todos los insumos necesarios del programa de diseño del tipo de pozo a perforar o perforado, según sea el caso, donde entra en juego la definición previa por un grupo multidisciplinario del tipo de pozo (convencional o no convencional), así como también, el diseño de diferentes trayectorias con varios ángulos de desviación, el estado mecánico, la profundidad de los intervalos productores, es decir, en general como es la geometría del pozo establecido para el estudio.
4. Diseño de la terminación de pozo: El arreglo de terminación es necesario para modelar las caídas de presión en el pozo debido a estos variaciones de diámetros y longitudes de tuberías de producción y de revestimiento, así como, la posición relativa de la tubería con la dirección del flujo, otros insumos importante del diseño de la terminación, son la longitud de los intervalos productores, si es con agujero descubierto, dispositivos de control de influjo, slotted liner, liner cementado y disparado, rejillas, agujero descubierto con empaque con grava (rejillas + grava en el anular), agujero revestido con empaque con grava (rejilla + grava en el anular + tubería de revestimiento de producción), tubería lisa, empacadores, extensión de tubería, tubería taponada/choque.
5. Sensibilidades: Consiste en generar los resultados de salida del modelo de pozo con la integración de la información necesaria para construir el modelo de pozo y realizar un análisis del impacto de las variables de entrada más importantes para entender su efecto en el comportamiento de producción del pozo. Se utiliza el modelo de pozo creado como base y se realiza cambios a datos claves para verificar como afectan estos cambios al modelo. El efecto de algunas de las variables como el ángulo de desviación del pozo, ubicación del pozo respecto a los contactos de fluidos sobre el comportamiento de la presión y la producción en el agujero del pozo son investigadas. Adicionalmente, el impacto de asumir las variables como gasto crítico, longitud expuesta al flujo y terminación del pozo son evaluadas.
6. Optimización de la producción: En las consideraciones tomadas en cuenta por medio de diferentes escenarios desarrollados se busca la optimización de la producción, lo cual es realizado para predecir la productividad del pozo y generar con el tiempo un aumento del volumen acumulado de aceite, una menor producción de fluidos indeseables (agua y/o gas), lo que se traduce en una mayor rentabilidad durante la vida productiva del pozo. Es de suma importancia optimizar los modelos considerando los mejores criterios de ingeniería para maximizar la relación costo/beneficio y lograr los objetivos comprometidos de producción establecidos para cada caso que será evaluado.
7. Documentación y presentación de resultados: Una vez que es definido el diseño final del tipo y terminación del pozo es documentado para presentar los resultados obtenidos, así como también, las mejores prácticas y lecciones aprendidas encontradas.