Análisis de la producción de fluidos en el campo Tambococha-Bloque 43 para aplicar tecnologías de control de agua en pozos mediante ICDs o AICDs

Abstract

El objetivo principal del trabajo fue analizar la producción de fluidos en el Campo Tambococha – Bloque 43, para lo cual se verificó el volumen de petróleo y agua producidos, para finalmente verificar el efecto de la utilización de tecnologías de sistema de control de influjo ICDs o AICDs. Mediante un análisis de las características del Campo se determinó que la producción de petróleo presentará una alto corte de agua inicial el cual aumentó con el tiempo llegando a un estado actual de operación de entre el 70% al 98% de corte de agua. Se realizó el modelo dinámico del Campo en el software Petrel de la empresa Schlumberger, en la licencia propiedad de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, donde se integraron los datos Petrofísicos y PVT obtenidos durante el desarrollo del Campo. El análisis se lo realizó en 2 pozos del Campo, 1 de la plataforma A y otro de la Plataforma D, en las cuales se está focalizando el desarrollo actual del campo. Se realizó varias simulaciones en el software Petrel, donde para cada pozo se plantearon 3 casos de estudio, los cuales consistieron en probar 6 años la producción con el sistema de completamiento actual, es decir hueco abierto con liner ranurado, y 2 casos en los cuales se utilizó dispositivos de control de influjo, dispositivos pasivos – ICDS para el primer caso y dispositivos autónomos de control – AICDS para el segundo caso. En los resultados de la simulación se verificó que la producción de petróleo mantuvo un incremento anual del 10% y 13% mediante la utilización de mecanismos de control de influjo ICDS y AICDS (respectivamente), lo que representa una aumento de entre 230 000 a 400 000 barriles de petróleo acumulado para los ICDS y de 450 000 a 545 000 barriles de petróleo acumulado para los AICDS en los 6 años, por pozo. Además se evidenció una reducción del corte de agua desde el inicio de la producción hasta el final de los 6 años de simulación de: 4% para ICDS y 6% para AICDS, lo cual representa una reducción de entre 135 000 a 481 000 barriles de agua para los ICDS y de 438 000 a 604 000 barriles de agua para AICDS, por pozo. En todos los casos los dispositivos autónomos de control de influjo (AICDS) mostraron el mejor desempeño en el incremento de producción de petróleo y restricción en la producción de agua.