PRODUCCION SIMULTANEA DE PRODUCCION SIMULTANEA DE GAS & PETROLEO EN GAS & PETROLEO EN

RESERVORIOS MULTICAPAS DEL RESERVORIOS MULTICAPAS DEL

YACIMIENTO CERRO DRAGONYACIMIENTO CERRO DRAGON

IAPG

Congreso de Producción Mendoza 2006

Autores: Rodrigo Dalle Fiore, Luciana De Marzio, Pablo Bizzotto

AgendaAgenda

IntroducciónIntroducción

Toma de DecisionesToma de Decisiones

Gas LiftGas Lift Gas Lift Anular Gas Lift Anular

Instalación de SuperficieInstalación de Superficie

Seguimiento y OptimizaciónSeguimiento y Optimización

Gas Lift IntermitenteGas Lift Intermitente

Plunger LiftPlunger Lift Tipos de Plunger Tipos de Plunger

Controladores de Plunger Controladores de Plunger

Seguimiento del Sistema PLSeguimiento del Sistema PL

Bombeo MecánicoBombeo Mecánico Diseño de Instalaciones y Diseño de Instalaciones y VariantesVariantes

Seguimiento y Modo de Seguimiento y Modo de OperaciónOperación

ConclusiónConclusión

Introducción Cerro DragónIntroducción Cerro Dragón

Fecha Adquisición: 1958

Area: 3,480 Km2Pozos Productores Activos: 2,214Inyectores: 410Producción de Petróleo: 14,490 m3/dFluido: 133 Mm3/dProducción Gas: 7.8 MMm3/dAgua Inyectada: 115 Mm3/d

Producción Simultánea Gas y OilProducción Simultánea Gas y Oil

Punzado superior en 1200m

Punzado inferior en 2500 m

oil

oil

oil

oil

wtr

gas

oil

gas

gas

gas

oil

oil

oil

oil

oil

oil

oil

wtr

gas

oil

gas

gas

gas

oil

oil

oil

Producción

Historicamente solo se punzaban las zonas productivas de petróleo, cementando o dejando en reserva las capas de gas.

La capacidad de compresión disponible permitió producir los pozos por Gas Lift.

Muchos pozos contienen capas de gas, petróleo, agua, distribuidas aleatoriamente a lo largo de la profundidad del pozo.

La política implementada en el proyecto (HGOR) fue la apertura de estos reservorios de gas en conjunto con los de oil.

Evolución del Proyecto HGOR Evolución del Proyecto HGOR

2003- Piloto de 13 pozos productores (GL)

2004- 20 pozos perforados HGOR (GL)

Evolución Sistemas de Extracción Proyecto HGOR

0

20

40

60

80

100

120

140

Ene-

03

Jul-

03

Ene-

04

Jul-

04

Ene-

05

Jul-

05

Ene-

06

Jul-

06

N° d

e p

ozo

s

GL BM PL

Evolución Sistemas de Extracción Proyecto HGOR

0

20

40

60

80

100

120

140

Ene-

03

Jul-

03

Ene-

04

Jul-

04

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05

Jul-

05

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06

Jul-

06

N° d

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GL BM PL

Evolución Sistemas de Extracción Proyecto HGOR

0

20

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Ene-

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03

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05

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06

N° d

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s

GL BM PL

Evolución Sistemas de Extracción Proyecto HGOR

0

20

40

60

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03

May

-03

Sep-

03

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04

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-04

Sep-

04

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05

May

-05

Sep-

05

Ene-

06

May

-06

Sep-

06

N° d

e p

ozo

s

GL BM PL

2005- 40 pozos perforados HGOR (GL,PL y BM)

2006- 40 pozos HGOR (GL,PL y BM)

Disponibilidad delínea de Inyección

Capa de gas más profunda en el último tercio

Entrada

NoHay capas de

interes por debajo de la capa

de gas

No

BM

Capacidad de compresion

No

Problemas de emulsiones,

parafinas, asfaltenos en pozos vecinos

Si

Si

Ubicación de la capa de gas en el

último tercio

No

Pws > 1500 psi

Potencial de líquido

Si

Si

Gas Lift Sg. Natural/PL

<50 m3/d

>50 m3/d

No Potencial de líquido

<50 m3/d

>50 m3/d

Gas Lift

No

BM

Si

Hay capas de interes por debajo

No

Si

Pws > 1500 psi

Pws>=1200 psi

BM

Sg. Natural/PL

Si

No

Pws>=1200 psi

Si

Si

No

BM

Potencial de líquido

>50 m3/d

Sg. Natural/PL

No

Potencial de líquido <25 m3/d

Si

BM

No

Si

Sg. Natural/PL

Si

BM

<50 m3/d

Bombeo MecánicoBombeo Mecánico

Gas LiftGas Lift

Plunger LiftPlunger Lift

Capacidad de Compresión disponible y presión de inyección

Profundidad de los pozos

Presiones dinámicas y estáticas

Potencial de líquido y caracteristicas del mismo

Distribución de las capas de Gas

Antecedentes en pozos vecinos

Inputs:Inputs:

Toma de Decisiones Toma de Decisiones

Gas Lift Gas Lift

1300 m

1400 m

2200 m

0.25 psi/m

1.3 psi/m

655 psi

1695 psi750 psi

0.25 psi/m

550 psi

750 psi

Tubing FlowTubing FlowEl Gas es inyectado en el

Anular

Casing Flow – Annular FlowCasing Flow – Annular FlowEl Gas es inyectado en el

Tubing

Menor Presión dinámica de Menor Presión dinámica de fondofondo

Instalación de Superficie GLA Instalación de Superficie GLA

LíneaLínea de Gas de Gas Inyectado Inyectado (3” SCH 80 (3” SCH 80 -- 1000 1000 PsiPsi))

Válvula Reguladorade Gas Lift

Gas Gas InyectadoInyectado a a travestraves de de tubing 2 7/8” y tubing 2 7/8” y producciónproducción a a travestraves del del espacio anularespacio anular con con el casing de 5 ½”el casing de 5 ½”

ProducciónProducción de Gas + de Gas + LíquidoLíquido a a travestraves de 4” SCH40 de 4” SCH40 hacia una hacia una estación separadoraestación separadora..

Válvula Line Break en Línea de Producción

Válvula Line Break en Líneade Inyección de Gas

LíneaLínea de Gas de Gas Inyectado Inyectado (3” SCH 80 (3” SCH 80 -- 1000 1000 PsiPsi))

Válvula Reguladorade Gas Lift

Gas Gas InyectadoInyectado a a travestraves de de tubing 2 7/8” y tubing 2 7/8” y producciónproducción a a travestraves del del espacio anularespacio anular con con el casing de 5 ½”el casing de 5 ½”

ProducciónProducción de Gas + de Gas + LíquidoLíquido a a travestraves de 4” SCH40 de 4” SCH40 hacia una hacia una estación separadoraestación separadora..

Válvula Line Break en Línea de Producción

Válvula Line Break en Líneade Inyección de Gas

Surveillance & Optimización Surveillance & Optimización

La herramienta para la detección del punto de inyección La herramienta para la detección del punto de inyección es el Gradiente de Presión y Temperaturaes el Gradiente de Presión y Temperatura

0

20

40

60

80

100

120

140

0 500 1000 1500 2000 2500

Profundidad ( mts)

Tem

per

atu

ra (

ºC)

0

20

40

60

80

100

120

140

0 500 1000 1500 2000 2500

Profundidad ( mts)

Tem

per

atu

ra (

ºC)

Punto de Inyección

Las paradas del Las paradas del Gradiente se realizan Gradiente se realizan 5 metros por arriba y 5 metros por arriba y 5 metros por debajo 5 metros por debajo

de cada Mandrilde cada Mandril

Las paradas del Las paradas del Gradiente se realizan Gradiente se realizan 5 metros por arriba y 5 metros por arriba y 5 metros por debajo 5 metros por debajo

de cada Mandrilde cada Mandril

Gradiente de TemperaturaGradiente de Temperatura

Surveillance & Optimización Surveillance & Optimización

Gradiente de Presión Gradiente de Presión

Gradiente Dinámico de Presión

0

20

40

60

80

100

120

0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250 2500 2750

Profundidad ( mts)

Pre

sió

n (

kg/c

m2)

El nivel de líquido sube hasta el nuevo punto de inyección ingresando

por la válvula orificio de fondo

Gradiente de Gas

Gradiente de Líquido

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 500 1000 1500 2000 2500

Profundidad ( mts)

Tem

per

atu

ra (

ºC)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 500 1000 1500 2000 2500

Profundidad ( mts)

Tem

per

atu

ra (

ºC)

63

64

65

66

67

68

69

70

71

72

73

0 500 1000 1500 2000 2500

Profundidad ( mts)

Pre

sió

n (

kg

/cm

2)

63

64

65

66

67

68

69

70

71

72

73

0 500 1000 1500 2000 2500

Profundidad ( mts)

Pre

sió

n (

kg

/cm

2)

Gradiente de Gradiente de Presión Presión

Gradiente de Gradiente de Temperatura Temperatura

Los gradientes Los gradientes muestran el punto de muestran el punto de

inyección en el Mandríl inyección en el Mandríl OperativoOperativo

Surveillance & Optimización Surveillance & Optimización

La inyección se esta La inyección se esta efectuando en el efectuando en el lugar adecuadolugar adecuado

Gas Inyectado

Gas Teórico Inyectado

Gas Inyectado Optimo

Flujo Inestable

Liq

uid

o p

rod

uci

do

Se construye una curva con controles del pozo a diferentes valores de Caudal de Gas Inyectado.

El caudal de gas inyectado se ajusta de modo de maximizar la producción de líquidos.

Otro objetivo importante de esta curva es ahorrar capacidad de compresión, para disponerla para la venta.

Surveillance & Optimización Surveillance & Optimización

Gas Lift Intermitente Gas Lift Intermitente

•Bajos valores de producción•Baja presión de fondo

GAS LIFT GAS LIFT CONTINUO

GAS LIFT INTERMITENTEGAS LIFT INTERMITENTE

•Alto índice de productividad

•Alta presión de fondo

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1 301 601 901 1201 1501 1801 2101 2401 2701 3001 3301

Datos c/ 20 seg

Pre

sió

n d

e In

ye

cc

ión

Ps

i

150

155

160

165

170

175

180

185

190

195

200

Pre

sió

n d

e P

rod

uc

ció

n P

si

Presión de Inyección, Psi Presión de Producción Psi

La presión de inyección estabiliza en un valor que representa la presión de cierre de la válvula por la que se está inyectando el gas

El segundo pico de presión representa la llegada del slug de líquido

Tiempo de Inyección

El registro de presiones es El registro de presiones es fundamental en el fundamental en el

seguimiento de estos pozosseguimiento de estos pozos

Objetivo:Objetivo:

Reducir el consumo de gasReducir el consumo de gas

Mantener la producción delMantener la producción del PozoPozo

Beaflex Plunger

Bypass Miniflex Plunger

Pacemaker Plunger

Actualmente en Cerro Dragón Actualmente en Cerro Dragón utilizamos tres modelos diferentes de utilizamos tres modelos diferentes de

PlungersPlungers

Plunger Lift Plunger Lift

PL Convencional Vs Pacemaker PL Convencional Vs Pacemaker

100

200

300

400

500

600

700

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

PSI

1,2 hour

Apertura de Válvula

Pacemaker

Bypass plunger

Arrivo

del

Plu

nger

Shut

-in

Afterflow Time

PVH-1048

25 Ciclos/día

PVH-950

100 Ciclos/día

1,2 Horas

100

200

300

400

500

600

700

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

PSI

1,2 hour

Apertura de Válvula

Pacemaker

Bypass plunger

Arrivo

del

Plu

nger

Shut

-in

Afterflow Time

PVH-1048

25 Ciclos/día

PVH-950

100 Ciclos/día

1,2 Horas

Apertura de Válvula

Pacemaker

Bypass plunger

Arrivo

del

Plu

nger

Shut

-in

Afterflow Time

PVH-1048

25 Ciclos/día

PVH-950

100 Ciclos/día

1,2 Horas

50

150

250

350

450

550

650

750

00:0

0:0

1

05:0

0:0

1

PSI

10 Horas

Bypass plunger

Pacemaker50

150

250

350

450

550

650

750

00:0

0:0

1

05:0

0:0

1

PSI

10 Horas

Bypass plunger

Pacemaker

El Pacemaker mantiene la presión de El Pacemaker mantiene la presión de tubing practicamente constante por lo tubing practicamente constante por lo que no produce grandes variaciones en que no produce grandes variaciones en la presión de succión de los la presión de succión de los Compresores. Compresores.

Pacemaker:Pacemaker:

Menor tiempo de cierre (Aprox 10 seg)

Más cantidad de viajes por día.

Slugs de líquidos más pequeños

Mayor velocidad de caida

No utiliza la energia de la entrecolumna

Menor Presión Dinámica de Fondo

Mediante algoritmos de control, el Mediante algoritmos de control, el Controlador toma acciones sobre los Controlador toma acciones sobre los

tiempos de Shut-in (cierre) y tiempos de Shut-in (cierre) y Afterflow (apertura). El objetivo es Afterflow (apertura). El objetivo es mantener una velocidad de ascenso mantener una velocidad de ascenso

constante entre 750 y 1000 constante entre 750 y 1000 ft/min(*). ft/min(*).

AutoCycle Plus RTU5000

Controlador Autoajustable Controlador Autoajustable

200

400

600

800

Pre

sió

n d

e T

ub

ing

Ps

i

Líquido en forma de

Slug

Arrivo del Pistón

Shut-in Time (Tiempo de Cierre)

Aft

erf

low

Tim

e

Apertura de Válvula

200

400

600

800

Pre

sió

n d

e T

ub

ing

Ps

i

Líquido en forma de

Slug

Arrivo del Pistón

Shut-in Time (Tiempo de Cierre)

Aft

erf

low

Tim

e

Apertura de Válvula

(*) Referencia:(*) Referencia: NA Gas Well Deliquification Network

Bombeo Mecánico en Pozos HGOR Bombeo Mecánico en Pozos HGOR

CapacitaciónCapacitación

Diseños Diseños EspecialeEspeciale

ss

ControladoreControladores Inteligentess Inteligentes

Interacción Interacción con con

ProveedoresProveedores

SPE 95046 - Application of IWMS to Optimize Field Performance SPE LACPEC 2005, Rio de J aneiro, 20-23 J une

SPE 95046 - Application of IWMS to Optimize Field Performance SPE LACPEC 2005, Rio de J aneiro, 20-23 J une

Anclas separadoras de GAS.

Dispositivo de antibloqueo móvil.

Ring valve o Válvula de Antibloqueo Superior

Dispositivo mecánicos de antibloqueo

Caracterización y Operación de PozosCaracterización y Operación de Pozos

Se estableció un critério para producir los pozos Se estableció un critério para producir los pozos según las caracteristicas de los mismossegún las caracteristicas de los mismos::

Caudal de Gas

Caudal de Líquido

Características de fluido

Problemas Operativos

Los modos de operar los pozos sugún este critério son:Los modos de operar los pozos sugún este critério son:

Modo Timer

100 % Marcha diaria

Comandado con Pump Off por Carta de Fondo

Dina Azul: 100% marcha

Dina Rojo: Modo Timer 30 min off y 30 min on

Características de pozo:Características de pozo:• Baja producción de líquidos y buen caudal de gas.

• Produce gas por casing.

• El bombeo permanente (100% de marcha) genera desgaste en las empaquetaduras, provocando un problema operativo.

• Suelen concurrir en bloqueos por gas.

• Normalmente realiza un gran número de emboladas sin trabajo de bomba y luego solo algunas con trabajo.

Fluido: 11 m3pd

Petróleo: 6 m3pd

Gas: 11000 m3pd

Operación de Pozos (Modo Timer)Operación de Pozos (Modo Timer)

Características de pozo:• Alta producción de líquido y gas.

• Surgente por anular.

• No surge por Tubing.

• Punzados de GAS por sobre los punzados de líquido y bomba de profundidad.

Modo de Operación:Normalmente con 90% de llenado de bomba de modo de maximizar la producción de líquido por el túbing y de gas por casing.

Operar al 100% de marcha nos permite mantener el nivel de líquido ajustado sin que interfiera en los punzados productores de gas favoreciendo la surgencia en casing.

Producción del PozoProducción del Pozo::

• Gas: 210 Mm3pd• Fluido: 50.4 m3pd

• Petróleo: 23 m3pd

100% Marcha Diaria100% Marcha Diaria

Pozo 2

Pozo 3

Pozo 1

Azul: 100% runtime

Verde: Carta de parada

Rojo: Carta arranque

Verde: Carta de Arranque

Rojo: Carta de Parada

Azul: Carta de Arranque

Verde: Carta de Parada

Condición actual:Condición actual:

• 83% de Marcha

• 15 Min Tiempo de Paro

• 78% de Marcha

• 10 Min Tiempo de Paro

• 67% de Marcha

• 40 Min Tiempo de Paro

Operados por llenado de bomba Operados por llenado de bomba

ConclusionesConclusiones

Bajos costos de Instalación

Pozos de muy alta relación Gas Líquido

Presiones dinámicas y estáticas elevadas

Supervición permanente

Plunger LiftPlunger Lift

Ideal para pozos de buen potencial de líquidos

La disposición de las capas de gas no afectan

Consume capacidad de compresión

Problemas de emulsiones severas

Gas Lift AnularGas Lift Anular

Gran rango de aplicación

Pocos problemas operativos

Alto costo de instalación

Es afectado en por la distribución de las capas de gas

Bombeo MecánicoBombeo Mecánico

EstadísticasEstadísticas

CapacitaciónCapacitación

UsuariosUsuarios

ProveedoresProveedores

Oportunidades de MejoraOportunidades de Mejora

Continuidad al ProyectoContinuidad al Proyecto

Cumplimientos en las Ventas de Gas

Cumplimientos en las Ventas de Gas

Manejo del CambioManejo del Cambio

Meeting Meeting de de

ProducciónProducción

Base del ProcesoBase del Proceso

NuevasNuevasTecnologíasTecnologías

Experiencias y AprendizajesExperiencias y Aprendizajes

Muchas GraciasMuchas Gracias IAPG

Congreso de Producción

Mendoza 2006

Rodrigo Dalle Fiore, Luciana De Marzio, Pablo Bizzotto