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05-TESIS.IP009.C26

122 Fig. 3.3 Pantalla de

122 Fig. 3.3 Pantalla de Inicio del programa Dims. 3.5 Descripción de los factores y parámetros que pueden tener gran impacto en la productividad de los yacimientos de gas condensado. Para la realización de este trabajo fue necesario la revisión exhaustiva de material bibliográfico existente sobre el tema para conocer los aspectos teóricos mas importantes y resaltantes, tomando como fuente Internet, Tesis de Grado, Centro de Información de PDVSA, artículos Oilfield Review y publicaciones de la SPE, consultas a especialistas en las técnicas de cañoneo entre otros. 3.6 Clasificar los pozos de acuerdo a los factores y parámetros de mayor incidencia para garantizar la optimización de su futura productividad. Aunque existe una variedad de factores que permiten hacer esta clasificación, para la misma se tomo en cuenta principalmente la técnica de cañoneo, es decir si las operaciones se realizaron en bajo o sobre balance. El método de cañoneo utilizado y el tamaño de los cañones y cargas utilizadas también fueron razones consideras para hacer la clasificación.

123 3.7 Analizar el efecto del área de flujo en el índice de productividad para los yacimientos de gas condensado por medio de simuladores. Cotejo de la producción. Para analizar los factores que influyen en la productividad del pozo se procedió principalmente a realizar el cotejo de la producción el cual se realizo, a través, de la técnica de análisis nodal con la finalidad de reproducir, mediante una simulación, las condiciones reales del campo, garantizando de esta forma que los resultados obtenidos sean los más ajustados a la realidad. 3.7.1. Modelaje del pozo por medio del simulador pipesim La herramienta utilizada para llevar a cabo el cotejo de la producción es Pipesim 2008, el cual es un programa analítico de producción creado por la empresa Schlumberger para solucionar problemas de flujo lo que permite obtener resultados puntuales a la hora de analizar sistemas de flujo multifásico, es un simulador que representa fehacientemente el flujo para sistemas de producción de hidrocarburos. Con la información de la petrofísica, presiones y la información mecánica del pozo se procede a simular el comportamiento del mismo, obteniendo valores de tasa de producción, presión de cabezal y presión de línea; los valores obtenidos se comparan con los valores reales. Para decir que el pozo esta cotejado el rango de diferencia entre valores reales y simulados no debe ser mayor al 10 %, una vez que esta condición se cumpla se puede realizar distintas sensibilidades. Se utilizo la correlación de GRAY (modificado), para flujo vertical, y se tomo la correlación de DUCKER AGA & FLANAGAN, para flujo horizontal, ambas son

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