XVIII EXPOSICIÓN LATINOAMERICANA DEL PETRÓLEO
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
PRESENTADO POR:
Ing. Jesús A. Torres
Maracaibo, Junio 2007
CONTENIDO
INTRODUCCIÓN
OBJETIVO
BASES TÉCNICAS
ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS
CONCLUSIONES
RECOMENDACIONES
INTRODUCCIÓN
Es situación común que al transcurrir la vida productiva de un
En Venezuela los programas de explotación masivos han
pozo, se presenten problemas que afectan directamente la tasa
ocasionado una disminución de las presiones de yacimiento en los
de producción de éste; estando asociados a los problemas, la
diferentes campos, lo que ha hecho necesario el uso intensivo de
naturaleza del yacimiento o las diferentes actividades
métodos de producción alternativos.
operacionales realizadas en el pozo.
 Bajos Niveles de Producción.
 Declinación
de la presión
de yacimiento.
¿La selección
del método
de levantamiento
artificial por
 Fallasoptimizar
en la completación
mecánica.
gas, permitirá
la producción
y a su vez obtener
Alto
consumo de gas?
gas de levantamiento.
ahorrosen
la inyección
 Inestabilidad en los lapsos de producción.
INTRODUCCIÓN
IMPORTANCIA TÉCNICA
Desde el punto de vista teórico
Desde el punto de vista práctico
Desde el punto de vista Metodológico
OBJETIVO
Determinación del Método de Levantamiento Artificial por Gas
óptimo para los pozos del Yacimiento B-6-X. 85, del área 370/453
en la Unidad de Explotación Tía Juana Lago.
PREMISAS A EVALUAR
• Determinar el índice de productividad de los pozos
seleccionados, con el fin de definir oportunidades en cada uno de
ellos en función de su tasa de producción.
• Analizar el volumen de producción adicional por concepto de
optimización que puede obtenerse de los pozos, así como la
optimización en el uso del gas de levantamiento.
• Evaluar el comportamiento de los pozos, considerando la
ocurrencia de fallas en las válvulas de gas lift, que requieren de
entradas de guaya para los cambios de las mismas.
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 yacimiento
Gas en Solución - Empuje Hidraulico (Iny. de Agua)
Ø
17 %
K
22 md
API
27º
POES
125 MMBls
ANP
120 pies
AyS
30 %
BASES TECNICAS
CONCEPTO
Métodos de Levantamiento Artificial
Consiste en la aplicación de un
sistema que permita la recuperación
del crudo cuando la presión del
yacimiento
desciende
y
la
producción del pozo baja, hasta
llegar al punto donde el pozo no
produce por si solo. Cuando esto
sucede, se hace necesario ayudar al
ascenso del petróleo mediante un
medio artificial de producción.
Recuperación de Crudo por medio de
mecanismos
de
producción,
destacando que los métodos de
levantamiento artificial son aplicables a
yacimientos donde han variado las
condiciones naturales del pozo.
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.
BASES TECNICAS
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 Intermitente
Levantamiento Artificial por Gas Continúo
BASES TECNICAS
Sistema de Levantamiento
Artificial por Gas Continuo.
Flujo Continuo Ventajas
Maximiza el uso de gas disponible en el
yacimiento.
Maneja grandes volúmenes de
producción.
Pueden manejarse fácilmente el agua y el
sedimento.
Pueden Recuperarse las válvulas usando
guaya o tubería.
BASES TECNICAS
Levantamiento Artificial por Gas Intermitente
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
Levantamiento Artificial por Gas Intermitente
Levantamiento Artificial por Gas Continúo
Criterios para la Selección del Método
Válvulas / Mandriles para el sistema LAG
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.
BASES TECNICAS
Levantamiento Artificial por Gas Intermitente
Levantamiento Artificial por Gas Continúo
Criterios para la Selección del Método
Válvulas / Mandriles para el sistema LAG
Eficiencia del sistema LAG
BASES TECNICAS
EFICIENCIA DEL SISTEMA LAG
Los barriles diarios de petróleo que se producen
por cada Mpcn diarios de gas inyectado con fines
de levantamiento.
Indicador de la eficiencia
del sistema
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.
Adecuada calibración y operación de las válvulas.
BASES TECNICAS
Levantamiento Artificial por Gas Intermitente
Levantamiento Artificial por Gas Continúo
Criterios para la Selección del Método
Válvulas / Mandriles para el sistema LAG
Eficiencia del sistema LAG
Optimización del sistema LAG
BASES TECNICAS
Optimización del sistema LAG
Recolectar información
A Nivel de Pozo, A Nivel de Sistema.
Diagnosticar el LAG para cada pozo
Profundidad de Inyección.
Consumo de gas estimado
Subinyectado, Sobre inyectado, Optimizado.
Ejecutar acciones a nivel de pozo
Diseño o Rediseño del sistema LAG.
Obtener curvas de rendimiento de cada pozo
Tasa de producción neta vs. Tasa de Inyección.
Ganancia Neta vs. Tasa de Inyección.
Optimizar la distribución del gas de levantamiento
BASES TECNICAS
Levantamiento Artificial por Gas Intermitente
Levantamiento Artificial por Gas Continúo
Criterios para la Selección del Método
Válvulas / Mandriles para el sistema LAG
Eficiencia del sistema LAG
Optimización del sistema LAG
Índice de Productividad (IP)
Índice de Productividad - IP
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.
Qo
IP 
Pe  Pwf
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
En donde:
IP = Indice de Productividad
Qo = Tasa de Produccion
Pe = Presion Estatica
Índice de Productividad - LAGI
1, 44 ( Bt )  psbh  Pa 
IP 
ln 

t ( Ga )
 psbh  Pb 
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 M edidas 15 Pies por debajo de
la Valvula operadora
Fuente: Diseño de Instalaciones de Levantamiento Artificial por gas en flujo
Intermitente.CIED, Mayo 2001, Especialista en contenido. Ing. Ali Hernández. (Intevep)
Tiempo (hh:mm:ss)
16:44:36
16:31:56
16:19:16
16:06:36
15:53:56
15:41:16
15:28:36
15:15:56
15:03:16
14:50:36
14:37:56
14:25:16
14:12:36
13:59:56
13:47:16
13:34:36
13:21:56
13:09:16
12:56:36
12:43:56
12:31:16
12:18:36
12:05:56
11:53:16
11:40:36
11:27:56
11:15:16
11:02:36
10:49:56
10:37:16
10:24:36
10:11:56
09:59:16
09:47:38
Presion (lpc)
300
Parada 5184' wl
250
80
200
Temperatura (°F)
REGISTRO DINAMICO DE PRESION Y TEMPERATURA,
REGISTRO DINÁMICO DE PRESIÓN Y TEMPERATURA
500
180
450
160
400
Cierre de Iny. Gas
140
350
120
100
Parada 4742' wl
150
60
100
40
50
20
0
0
BASES TECNICAS
Levantamiento Artificial por Gas Intermitente
Levantamiento Artificial por Gas Continúo
Criterios para la Selección del Método
Válvulas / Mandriles para el sistema LAG
Eficiencia del sistema LAG
Optimización del sistema LAG
Índice de Productividad (IP)
Criterios para determinar el método
optimo de levantamiento
Datos de Yacimiento
 Presión estática del yacimiento.
 Presión de burbujeo.
Datos de Producción
 Viscosidad del petróleo.
 Profundidad
del intervalo
abierto.
Presión
de tubería
en superficie.
 Tasa de producción
estimada.
Relación
gas petróleo.
Datos de Completación
 Temperatura del yacimiento
Porcentaje de agua y sedimentos.
 Gravedad específica del fluido
Gravedad
API. desviación del pozo.
Profundidad

Gravedad dely gas.
Manejo
indeseables
(arena,
Diseño
de en
revestidores
Construcción
de lade
Curva
IPR/IP

Volumen
de fluidos
gas
solución.
emulsiones,
gas,
H2S,
etc.)
(profundidad,
peso
y diámetro).

Declinación.
Para
predecir el comportamiento
de
Presión
de
fondo
fluyente
(por
registros
Diámetro,
profundidad
de

Reservas.
afluencia
del peso
pozo, y se
conocen dos
de
producción
o correlaciones).
tubería
de producción.
técnicas:
Tasa de producción.
1. Método del Índice de Productividad
2. Método de la IPR (Inflow Performance Relationship)
PROCEDIMIENTO DEL ESTUDIO
ETAPA I
Búsqueda de Información
ETAPA II
Simulaciones
ETAPA III
Evaluación Pozos
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
Índice de productividad de los pozos del yacimiento B-6-X.85
Pozo
Índice de
Productividad (IP)
LL-1556
LL-1978
LL-2034
LL-2166
LL-2192
LL-2744
LL-2905
LL-2910
LL-2913
LL-2915
LL-2917
LL-2918
LL-2923
LL-2929
LL-2930
0,23
0,11
0,16
0,17
0,16
0,13
0,18
0,12
0,21
0,22
0,14
0,13
0,17
0,18
0,19
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
Índice de productividad de pozos del yacimiento B-6-X.85
0,23
0,21
0,20
0,16
0,15
0,17
0,22
0,18
0,17
0,16
0,18
0,19
0,13
0,12
0,11
0,14
0,13
0,10
0.17 BLS/LPC
0,05
LL-2930
LL-2929
LL-2923
LL-2918
LL-2917
LL-2915
LL-2913
LL-2910
LL-2905
LL-2744
LL-2192
LL-2166
LL-2034
LL-1978
0,00
LL-1556
Índice de Productividad
0,25
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
Caudal de Inyección de Gas por pozo
POZO
Qiny Antes
(MPCD)
Qiny Después
(MPCD)
Ahorro Qiny
(MPCD)
LL-1556
LL-1978
LL-2034
LL-2166
LL-2192
LL-2744
LL-2905
LL-2910
LL-2913
LL-2915
LL-2917
LL-2918
LL-2923
LL-2929
LL-2930
548
159
285
250
432
350
500
489
421
316
492
375
513
411
426
348
150
200
200
282
200
400
389
300
250
300
210
350
260
280
200
9
85
50
150
150
100
100
121
66
192
165
163
151
146
TOTAL
5.967
4.119
1.848
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
Caudal de inyección de Gas por pozo
600
Qiny antes
Qiny después
Ahorro Qiny
500
400
Ahorro de Gas:
2.1 MMPCD
300
200
100
Antes del estudio: 5.9 MMPCD
Después del estudio: 3.8 MMPCD
LL-2930
LL-2929
LL-2923
LL-2918
LL-2917
LL-2915
LL-2913
LL-2910
LL-2905
LL-2744
LL-2192
LL-2166
LL-2034
LL-1978
LL-1556
0
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
Ganancial de barriles por pozo
POZO
Barriles Antes
(BBPD)
Barriles Después
(BBPD)
Ganancial
(BBPD)
LL-1556
LL-1978
LL-2034
LL-2166
LL-2192
LL-2744
LL-2905
LL-2910
LL-2913
LL-2915
LL-2917
LL-2918
LL-2923
LL-2929
LL-2930
97
43
80
84
56
64
150
55
133
109
84
54
71
74
53
120
75
110
100
70
70
180
80
180
145
100
80
90
90
85
23
32
30
16
14
6
30
25
47
36
16
26
19
16
32
TOTAL
1.207
1.575
368
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
Ganancial de barriles por pozo
200
Barriles antes
Barriles después
Ganancial
180
160
140
120
Ganancial:
0.4 MBBPD
100
80
60
40
20
Antes del estudio: 1.2 MBBPD
Después del estudio: 1.6 MBBPD
LL-2930
LL-2929
LL-2923
LL-2918
LL-2917
LL-2915
LL-2913
LL-2910
LL-2905
LL-2744
LL-2192
LL-2166
LL-2034
LL-1978
LL-1556
0
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
Número de fallas de los pozos del yacimiento B-6-X.85
10
Antes
Reducción de fallas:
30 %
7
Despues
0
2
4
6
8
10
12
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
Carta de presión del Pozo Piloto presentando inestabilidad
Antes del cambio de método
Después del cambio de método
BBPD: 64
QIny: 350
Ganancial: 6 BBPD
Ahorro QIny: 150 MPCD
BBPD: 70
QIny: 200
CONCLUSIONES
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
5. La implementación de las recomendaciones obtenidas de los
simuladores se obtuvo:
 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.
 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.
RECOMENDACIONES
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.
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.
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