levant artificial por gas en el yac b6 x 85 por jes

XVIII EXPOSICIÓN LATINOAMERICANA DEL PETRÓLEO

PRESENTADO POR:

Ing. Jesús A. Torres

Maracaibo, Junio 2007

DETERMINACIÓN DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS ÓPTIMO EN EL YACIMIENTO

B-6-X.85, DEL AREA 370/453, EN LA UNIDAD DE EXPLOTACIÓN TÍA JUANA LAGO

CONTENIDOCONTENIDO INTRODUCCIÓN

OBJETIVO

BASES TÉCNICAS

ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS

CONCLUSIONES

RECOMENDACIONES

¿¿La selección del método de levantamiento artificial por La selección del método de levantamiento artificial por gas, permitirá optimizar la producción y a su vez obtener gas, permitirá optimizar la producción y a su vez obtener ahorros en la inyección de gas?ahorros en la inyección de gas?

¿¿La selección del método de levantamiento artificial por La selección del método de levantamiento artificial por gas, permitirá optimizar la producción y a su vez obtener gas, permitirá optimizar la producción y a su vez obtener ahorros en la inyección de gas?ahorros en la inyección de gas?

En Venezuela los programas de explotación masivos han

ocasionado una disminución de las presiones de yacimiento en los

diferentes campos, lo que ha hecho necesario el uso intensivo de

métodos de producción alternativos.

Bajos Niveles de Producción. Declinación de la presión de yacimiento. Fallas en la completación mecánica. Alto consumo de gas de levantamiento. Inestabilidad en los lapsos de producción.

INTRODUCCIÓNINTRODUCCIÓN

Es situación común que al transcurrir la vida productiva de un

pozo, se presenten problemas que afectan directamente la tasa

de producción de éste; estando asociados a los problemas, la

naturaleza del yacimiento o las diferentes actividades

operacionales realizadas en el pozo.

Desde el punto de vista teórico Desde el punto de vista teórico

Desde el punto de vista práctico Desde el punto de vista práctico

Desde el punto de vista Metodológico Desde el punto de vista Metodológico

IMPORTANCIA TÉCNICA IMPORTANCIA TÉCNICA

INTRODUCCIÓNINTRODUCCIÓN

OBJETIVOOBJETIVO

Determinación del Método de Levantamiento Artificial por Gas Determinación del Método de Levantamiento Artificial por Gas óptimo para los pozos del Yacimiento B-6-X. 85, del área óptimo para los pozos del Yacimiento B-6-X. 85, del área

370/453 en la Unidad de Explotación Tía Juana Lago370/453 en la Unidad de Explotación Tía Juana Lago..

• Determinar el índice de productividad de los pozos Determinar el índice de productividad de los pozos seleccionados, con el fin de definir oportunidades en cada uno de seleccionados, con el fin de definir oportunidades en cada uno de ellos en función de su tasa de producción.ellos en función de su tasa de producción.

• Analizar el volumen de producción adicional por concepto de Analizar el volumen de producción adicional por concepto de optimización que puede obtenerse de los pozos, así como la optimización que puede obtenerse de los pozos, así como la optimización en el uso del gas de levantamiento.optimización en el uso del gas de levantamiento.

• Evaluar el comportamiento de los pozos, considerando la Evaluar el comportamiento de los pozos, considerando la ocurrencia de fallas en las válvulas de gas lift, que requieren de ocurrencia de fallas en las válvulas de gas lift, que requieren de entradas de guaya para los cambios de las mismas.entradas de guaya para los cambios de las mismas.

PREMISAS A EVALUARPREMISAS A EVALUAR

Ubicación Geográfica Ubicación Geográfica La Investigación se

enmarcó en el Yacimiento

B-6-X. 85 del área 370/453

de la Unidad de Explotación

Tía Juana Lago.

Características del yacimientoCaracterísticas del yacimiento

Gas en Solución - Empuje Hidraulico (Iny. de Agua)Gas en Solución - Empuje Hidraulico (Iny. de Agua)Gas en Solución - Empuje Hidraulico (Iny. de Agua)Gas en Solución - Empuje Hidraulico (Iny. de Agua)

Ø 17 %Ø 17 %

K 22 mdK 22 md

API 27ºAPI 27º

POES 125 MMBlsPOES 125 MMBls

ANP 120 piesANP 120 pies

AyS 30 %AyS 30 %

CONCEPTOCONCEPTOCONCEPTOCONCEPTO

Métodos de Levantamiento ArtificialMétodos de Levantamiento ArtificialMétodos de Levantamiento ArtificialMétodos de Levantamiento Artificial

Recuperación de Crudo por medio de Recuperación de Crudo por medio de mecanismos de producción, mecanismos de producción, destacando que los métodos de destacando que los métodos de levantamiento artificial son aplicables levantamiento artificial son aplicables a yacimientos donde han variado las a yacimientos donde han variado las condiciones naturales del pozo. condiciones naturales del pozo.

Recuperación de Crudo por medio de Recuperación de Crudo por medio de mecanismos de producción, mecanismos de producción, destacando que los métodos de destacando que los métodos de levantamiento artificial son aplicables levantamiento artificial son aplicables a yacimientos donde han variado las a yacimientos donde han variado las condiciones naturales del pozo. condiciones naturales del pozo.

Consiste en la aplicación de un Consiste en la aplicación de un sistema que permita la recuperación sistema que permita la recuperación del crudo cuando la presión del del crudo cuando la presión del yacimiento desciende y la yacimiento desciende y la producción del pozo baja, hasta producción del pozo baja, hasta llegar al punto donde elllegar al punto donde el pozo no pozo no produce por si solo. Cuando esto produce por si solo. Cuando esto sucede, se hace necesario ayudar al sucede, se hace necesario ayudar al ascenso del petróleo mediante un ascenso del petróleo mediante un medio artificial de producción. medio artificial de producción.

Consiste en la aplicación de un Consiste en la aplicación de un sistema que permita la recuperación sistema que permita la recuperación del crudo cuando la presión del del crudo cuando la presión del yacimiento desciende y la yacimiento desciende y la producción del pozo baja, hasta producción del pozo baja, hasta llegar al punto donde elllegar al punto donde el pozo no pozo no produce por si solo. Cuando esto produce por si solo. Cuando esto sucede, se hace necesario ayudar al sucede, se hace necesario ayudar al ascenso del petróleo mediante un ascenso del petróleo mediante un medio artificial de producción. medio artificial de producción.

BASES TECNICAS

BASES TECNICAS

EL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS (LAG) ES UN MÉTODO PRIMARIO DE PRODUCCIÓN DE FLUIDOS DE UN POZO MEDIANTE LA INYECCIÓN CONTINUA DE GAS A ALTA PRESIÓN, PARA ALIGERAR LA COLUMNA HIDROSTÁTICA EN LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN.

Levantamiento Artificial por Gas Intermitente

BASES TECNICAS

Flujo Intermitente Ventajas

Puede obtenerse menor presión de fondo que en el flujo continuo y con menor relación de gas de inyección.

La tasa de producción máxima es limitada pero constante.

Pueden Recuperarse las válvulas usando guaya o tubería.

Los puntos de fallas se reducen.

BASES TECNICAS


Levantamiento Artificial por Gas ContinúoLevantamiento Artificial por Gas Continúo

BASES TECNICAS

Sistema de Levantamiento Artificial por Gas Continuo.

Pueden manejarse fácilmente el agua y el sedimento.

Flujo Continuo Ventajas

Maximiza el uso de gas disponible en el yacimiento.

Maneja grandes volúmenes de producción.

Pueden Recuperarse las válvulas usando guaya o tubería.

BASES TECNICAS


Levantamiento Artificial por Gas Continúo

Criterios para la Selección del Método

BASES TECNICAS

Tanto el método intermitente como el continuo tienen sus ventajas, y depende del comportamiento de cada pozo el uso de un método u otro. Las condiciones que favorecen el flujo continuo son los siguientes:

Alta tasa de producción

Alta relación gas-fluido del yacimiento

Diámetros pequeños de tubería

Densidad baja del petróleo

En adición a las condiciones expuestas, una restricción en la cantidad de gas disponible para levantamiento favorece el flujo intermitente. Este se recomienda para pozos de baja producción, con el objeto de disminuir la Relación Gas Inyectado – Liquido Producido.

BASES TECNICAS



Válvulas / Mandriles para el sistema LAG


BASES TECNICAS

BASES TECNICAS

La función principal de una válvula de levantamiento artificial por gas (LAG) es regular el paso de gas, generalmente la entrada es desde el anular hacia el eductor.

Los mandriles para levantamiento artificial por gas, forman parte de la tubería de producción y se utilizan para instalar las válvulas de LAG, a la profundidad deseada y admitir el gas en la tubería.




Eficiencia del sistema LAG


BASES TECNICAS

BASES TECNICAS

EFICIENCIA DEL SISTEMA LAGEFICIENCIA DEL SISTEMA LAG

Los barriles diarios de petróleo que se producen por cada Mpcn diarios de gas inyectado con fines de levantamiento.

Contabilizando los Mpcn de gas de levantamiento utilizados para levantar un barril de petróleo

A nivel de pozo la máxima eficiencia de levantamiento se alcanza cuando se inyecta a la máxima profundidad posible el volumen adecuado de gas de levantamiento.

Optimo espaciamiento de mandriles.

Indicador de la eficiencia del sistema

Adecuada calibración y operación de las válvulas.





Optimización del sistema LAG


BASES TECNICAS

Recolectar informaciónRecolectar información Recolectar informaciónRecolectar información

Diagnosticar el LAG para cada pozoDiagnosticar el LAG para cada pozo Diagnosticar el LAG para cada pozoDiagnosticar el LAG para cada pozo

Consumo de gas estimadoConsumo de gas estimado Consumo de gas estimadoConsumo de gas estimado

Ejecutar acciones a nivel de pozoEjecutar acciones a nivel de pozo Ejecutar acciones a nivel de pozoEjecutar acciones a nivel de pozo

Obtener curvas de rendimiento de cada pozoObtener curvas de rendimiento de cada pozo Obtener curvas de rendimiento de cada pozoObtener curvas de rendimiento de cada pozo

Optimizar la distribución del gas de levantamientoOptimizar la distribución del gas de levantamiento Optimizar la distribución del gas de levantamientoOptimizar la distribución del gas de levantamiento

Optimización del sistema LAGOptimización del sistema LAG

BASES TECNICAS

A Nivel de Pozo, A Nivel de Sistema.

Profundidad de Inyección.

Subinyectado, Sobre inyectado, Optimizado.

Diseño o Rediseño del sistema LAG.

Tasa de producción neta vs. Tasa de Inyección.

Ganancia Neta vs. Tasa de Inyección.

Índice de Productividad (IP)







BASES TECNICAS

Índice de Productividad - IPÍndice de Productividad - IP

En donde: IP = Indice de Productividad Qo = Tasa de Produccion Pe = Presion Estatica Pwf = Presion de Fondo Fluyente

PwfPe

QoIP

Índice de Productividad es la relación que existe entre la tasa de producción y la caída de presión entre la presión estática del yacimiento y la presión de flujo del pozo frente a la formación productora.

Conocer el IP de un pozo es importante ya que permite tomar decisiones en cuanto al desarrollo de áreas nuevas, pronósticos de tasas de producción

Índice de Productividad - LAGIÍndice de Productividad - LAGI

En donde: IP = Indice de Productividad Bt = Capacidad Volumetrica de la Tuberia t = Tiempo de Ciclo Ga = Gradiente del liquido Calculado del AyS y ºAPI psbh = Presion Estatica del Yacimiento Pa y Pb = Presiones Medidas 15 Pies por debajo de la Valvula operadora

Pbpsbh

Papsbh

Gat

Btln

)(

)(44,1IP

Fuente: Diseño de Instalaciones de Levantamiento Artificial por gas en flujo

Intermitente.CIED, Mayo 2001, Especialista en contenido. Ing. Ali Hernández. (Intevep)

REGISTRO DINÁMICO DE PRESIÓN Y TEMPERATURA

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

50009

:47:

38

09:5

9:16

10:1

1:56

10:2

4:36

10:3

7:16

10:4

9:56

11:0

2:36

11:1

5:16

11:2

7:56

11:4

0:36

11:5

3:16

12:0

5:56

12:1

8:36

12:3

1:16

12:4

3:56

12:5

6:36

13:0

9:16

13:2

1:56

13:3

4:36

13:4

7:16

13:5

9:56

14:1

2:36

14:2

5:16

14:3

7:56

14:5

0:36

15:0

3:16

15:1

5:56

15:2

8:36

15:4

1:16

15:5

3:56

16:0

6:36

16:1

9:16

16:3

1:56

16:4

4:36

Tiempo (hh:mm:ss)

Pres

ion

(lpc

)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Tem

pera

tura

(°F

)

Cierre de Iny. Gas

Parada 5184' wl

Parada 4742' wl

Criterios para determinar el método optimo de levantamiento







Índice de Productividad (IP)

BASES TECNICAS

Datos de YacimientoDatos de Yacimiento Datos de YacimientoDatos de Yacimiento

Datos de ProducciónDatos de Producción Datos de ProducciónDatos de Producción

Datos de CompletaciónDatos de Completación Datos de CompletaciónDatos de Completación

Presión estática del yacimiento. Presión de burbujeo. Viscosidad del petróleo. Profundidad del intervalo abierto. Tasa de producción estimada. Temperatura del yacimiento Gravedad específica del fluido Gravedad del gas. Volumen de gas en solución. Declinación. Reservas.

Presión de tubería en superficie.Relación gas petróleo.Porcentaje de agua y sedimentos.Gravedad API.Manejo de fluidos indeseables (arena, emulsiones, gas, H2S, etc.)Presión de fondo fluyente (por registros de producción o correlaciones).Tasa de producción.

Profundidad y desviación del pozo.Diseño de revestidores (profundidad, peso y diámetro).Diámetro, peso y profundidad de tubería de producción.

Construcción de la Curva IPR/IPConstrucción de la Curva IPR/IPConstrucción de la Curva IPR/IPConstrucción de la Curva IPR/IPPara predecir el comportamiento de afluencia del pozo, se conocen dos técnicas:

1. Método del Índice de Productividad2. Método de la IPR (Inflow Performance Relationship)

PROCEDIMIENTO DEL ESTUDIO

ETAPA I ETAPA IIIETAPA II

Búsqueda de Información Evaluación PozosSimulaciones

PozoÍndice de

Productividad (IP)LL-1556 0,23LL-1978 0,11LL-2034 0,16LL-2166 0,17LL-2192 0,16LL-2744 0,13LL-2905 0,18LL-2910 0,12LL-2913 0,21LL-2915 0,22LL-2917 0,14LL-2918 0,13LL-2923 0,17LL-2929 0,18LL-2930 0,19

Índice de productividad de los pozos del yacimiento B-6-X.85Índice de productividad de los pozos del yacimiento B-6-X.85

ANALISIS DE LOS RESULTADOS

0,23

0,16 0,17 0,160,18

0,21 0,22

0,13

0,17 0,180,19

0,11

0,13

0,120,14

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25L

L-1

556

LL

-197

8

LL

-203

4

LL

-216

6

LL

-219

2

LL

-274

4

LL

-290

5

LL

-291

0

LL

-291

3

LL

-291

5

LL

-291

7

LL

-291

8

LL

-292

3

LL

-292

9

LL

-293

0

Índ

ice

de

Pro

du

ctiv

idad

Índice de productividad de pozos del yacimiento B-6-X.85Índice de productividad de pozos del yacimiento B-6-X.85

0.17 BLS/LPC0.17 BLS/LPC


POZOQiny Antes

(MPCD)Qiny Después

(MPCD)Ahorro Qiny

(MPCD)LL-1556 548 348 200LL-1978 159 150 9LL-2034 285 200 85LL-2166 250 200 50LL-2192 432 282 150LL-2744 350 200 150LL-2905 500 400 100LL-2910 489 389 100LL-2913 421 300 121LL-2915 316 250 66LL-2917 492 300 192LL-2918 375 210 165LL-2923 513 350 163LL-2929 411 260 151LL-2930 426 280 146

TOTAL 5.967 4.119 1.848

Caudal de Inyección de Gas por pozoCaudal de Inyección de Gas por pozo


Caudal de inyección de Gas por pozo

0

100

200

300

400

500

600L

L-1

556

LL

-197

8

LL

-203

4

LL

-216

6

LL

-219

2

LL

-274

4

LL

-290

5

LL

-291

0

LL

-291

3

LL

-291

5

LL

-291

7

LL

-291

8

LL

-292

3

LL

-292

9

LL

-293

0

Qiny antes Qiny después Ahorro Qiny

Antes del estudio: 5.9 MMPCD

Después del estudio: 3.8 MMPCD Después del estudio: 3.8 MMPCD

Ahorro de Gas:2.1 MMPCD


Ganancial de barriles por pozo

POZOBarriles Antes

(BBPD)Barriles Después

(BBPD)Ganancial

(BBPD)LL-1556 97 120 23LL-1978 43 75 32LL-2034 80 110 30LL-2166 84 100 16LL-2192 56 70 14LL-2744 64 70 6LL-2905 150 180 30LL-2910 55 80 25LL-2913 133 180 47LL-2915 109 145 36LL-2917 84 100 16LL-2918 54 80 26LL-2923 71 90 19LL-2929 74 90 16LL-2930 53 85 32

TOTAL 1.207 1.575 368


Ganancial de barriles por pozo

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200L

L-1

556

LL

-197

8

LL

-203

4

LL

-216

6

LL

-219

2

LL

-274

4

LL

-290

5

LL

-291

0

LL

-291

3

LL

-291

5

LL

-291

7

LL

-291

8

LL

-292

3

LL

-292

9

LL

-293

0

Barriles antes Barriles después Ganancial

Antes del estudio: 1.2 MBBPD

Después del estudio: 1.6 MBBPD Después del estudio: 1.6 MBBPD

Ganancial:0.4 MBBPD


0 2 4 6 8 10 12

Despues

Antes

77

1010

Número de fallas de los pozos del yacimiento B-6-X.85


Reducción de fallas:30 %

Antes del cambio de métodoAntes del cambio de método Después del cambio de métodoDespués del cambio de método

Carta de presión del Pozo Piloto presentando inestabilidadCarta de presión del Pozo Piloto presentando inestabilidadCarta de presión del Pozo Piloto presentando inestabilidadCarta de presión del Pozo Piloto presentando inestabilidad

BBPD: 64BBPD: 64QIny: 350QIny: 350BBPD: 64BBPD: 64QIny: 350QIny: 350

BBPD: 70BBPD: 70QIny: 200QIny: 200BBPD: 70BBPD: 70QIny: 200QIny: 200

Ganancial: Ganancial: 6 BBPD6 BBPDAhorro QIny: 150 MPCDAhorro QIny: 150 MPCD

Ganancial: Ganancial: 6 BBPD6 BBPDAhorro QIny: 150 MPCDAhorro QIny: 150 MPCD


1. Mediante el modelaje de los pozos se obtuvo el índice de productividad de cada uno de los pozos evaluados pertenecientes al yacimiento B-6-X.85.

2. El índice de productividad obtenido de los simuladores para los pozos evaluados oscila entre 0.11Bls/Lpc – 0.27 Bls/Lpc, lo que indica que estos pozos presentan bajo aporte de producción.

3. El yacimiento B-6-X.85 es de bajo aporte, puesto que el índice de productividad promedio es de 0.17 Bls/Lpc.

4. Adicionalmente con la toma de registros de presión y temperatura se evidencio que las presiones de fondo de los pozos son bajas, y no se corresponden con la información presente en las carpetas de los pozos.

CONCLUSIONES

Para los pozos evaluados (15), en un período de un mes se observó una disminución de las fallas en un orden de 45%, puesto que se redujo la ocurrencia de las mismas de 10 fallas a 7 fallas, motivo por el cual se minimizó la utilización de servicios de guaya para la corrección de fallas en las válvulas de gas lift.

Ahorro en el caudal de inyección para los pozos del yacimiento B-6-X.85, de 1,9 MMPCD equivalente a una disminución del 50% en el caudal de inyección.

Considerando el aporte de los pozos que conforman el yacimiento B-6-x.85, se observó un incremento de producción desde 1,2 MBBPD hasta 1,6 MBBPD, obteniéndose un ganancial de barriles en el orden de los 400 BBPD.

5. La implementación de las recomendaciones obtenidas de los simuladores se obtuvo:

CONCLUSIONES

1. Garantizar la aplicación y el seguimiento de los resultados recomendados por los simuladores a fin de obtener los beneficios esperados, en cuanto al ahorro de gas de inyección y el ganancial de barriles.

2. Desarrollar análisis técnico de fallas en las válvulas de gas lift, a fin de determinar la causa – raíz de las mismas, para poder definir e implementar acciones correctivas que disminuyan su ocurrencia

3. Ampliar la evaluación hacia los yacimientos que componen el área 370/453, de la Unidad de Explotación Tía Juana Lago, a fin de identificar oportunidades que generen valor agregado a la organización.

RECOMENDACIONES

4. Desarrollar trabajos de investigación en el área de yacimiento – producción, a fin de sincerar el potencial de producción de los pozos para conocer el aporte real del pozo.

5. Implementar rehabilitación de los pozos en cuya condición se encuentren comunicados para establecer un perfil que permita

identificar potencial de producción en el pozo.

RECOMENDACIONES

Este trabajo fue realizado por el Ing. Jesús Torres, tutoreado por el Ing. Euro Araujo, Ing. Carmen Rafael Pérez y la Ing, Elsy Valero y fue presentado como tesis de grado para optar por el título de Ingeniero de Petróleo en el Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño.

levant artificial por gas en el yac b6 x 85 por jes

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