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XVIII EXPOSICIÓN LATINOAMERICANA DEL PETRÓLEO. PRESENTADO POR: Ing. Jesús A. Torres Maracaibo, Junio 2007 DETERMINACIÓN DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO.

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1 XVIII EXPOSICIÓN LATINOAMERICANA DEL PETRÓLEO

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3 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

4 CONTENIDO INTRODUCCIÓN OBJETIVO BASES TÉCNICAS ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS CONCLUSIONES RECOMENDACIONES

5 ¿La selección del método de levantamiento artificial por gas, permitirá optimizar la producción y a su vez obtener 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. INTRODUCCIÓN 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.

6 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 INTRODUCCIÓN

7 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. 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. 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. 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. 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. PREMISAS A EVALUAR

8 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.

9 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 %

10 CONCEPTOCONCEPTO Métodos de Levantamiento Artificial 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. 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. BASES TECNICAS

11 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.

12 Levantamiento Artificial por Gas Intermitente BASES TECNICAS

13 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

14 Levantamiento Artificial por Gas Intermitente Levantamiento Artificial por Gas Continúo BASES TECNICAS

15 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

16 Levantamiento Artificial por Gas Intermitente Levantamiento Artificial por Gas Continúo Criterios para la Selección del Método BASES TECNICAS

17 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

18 Levantamiento Artificial por Gas Continúo Criterios para la Selección del Método Válvulas / Mandriles para el sistema LAG Levantamiento Artificial por Gas Intermitente BASES TECNICAS

19 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.

20 Levantamiento Artificial por Gas Continúo Criterios para la Selección del Método Válvulas / Mandriles para el sistema LAG Eficiencia del sistema LAG Levantamiento Artificial por Gas Intermitente BASES TECNICAS

21 EFICIENCIA 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.

22 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 Levantamiento Artificial por Gas Intermitente BASES TECNICAS

23 Recolectar información Recolectar información Diagnosticar el LAG para cada pozo Diagnosticar el LAG para cada pozo Consumo de gas estimado Consumo de gas estimado Ejecutar acciones a nivel de pozo Ejecutar acciones a nivel de pozo Obtener curvas de rendimiento de cada pozo Obtener curvas de rendimiento de cada pozo Optimizar la distribución del gas de levantamiento Optimizar la distribución del gas de levantamiento Optimización 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.

24 Índice de Productividad (IP) 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

25 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. 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

26 Índice de Productividad - LAGI Fuente: Diseño de Instalaciones de Levantamiento Artificial por gas en flujo Intermitente.CIED, Mayo 2001, Especialista en contenido. Ing. Ali Hernández. (Intevep)

27 REGISTRO DINÁMICO DE PRESIÓN Y TEMPERATURA

28 Criterios para determinar el método optimo de levantamiento 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) BASES TECNICAS

29 Datos de Yacimiento Datos de Yacimiento Datos de Producción Datos de Producción Datos de Completación Datos 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, H 2 S, 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/IP Para predecir el comportamiento de afluencia del pozo, se conocen dos técnicas: 1. Método del Índice de Productividad 2. Método de la IPR (Inflow Performance Relationship)

30 PROCEDIMIENTO DEL ESTUDIO ETAPA I ETAPA III ETAPA II Búsqueda de Información Evaluación Pozos Simulaciones

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32 Índice de productividad de los pozos del yacimiento B-6-X.85 ANALISIS DE LOS RESULTADOS

33 Índice de Productividad Índice de productividad de pozos del yacimiento B-6-X BLS/LPC ANALISIS DE LOS RESULTADOS

34 Caudal de Inyección de Gas por pozo ANALISIS DE LOS RESULTADOS

35 Caudal de inyección de Gas por pozo Antes del estudio: 5.9 MMPCD Después del estudio: 3.8 MMPCD Ahorro de Gas: 2.1 MMPCD ANALISIS DE LOS RESULTADOS

36 Ganancial de barriles por pozo ANALISIS DE LOS RESULTADOS

37 Ganancial de barriles por pozo Antes del estudio: 1.2 MBBPD Después del estudio: 1.6 MBBPD Ganancial: 0.4 MBBPD ANALISIS DE LOS RESULTADOS

38 7 10 Número de fallas de los pozos del yacimiento B-6-X.85 ANALISIS DE LOS RESULTADOS Reducción de fallas: 30 %

39 Antes del cambio de método Después del cambio de método Carta de presión del Pozo Piloto presentando inestabilidad BBPD: 64 QIny: 350 BBPD: 64 QIny: 350 BBPD: 70 QIny: 200 BBPD: 70 QIny: 200 Ganancial: 6 BBPD Ahorro QIny: 150 MPCD Ganancial: 6 BBPD Ahorro QIny: 150 MPCD ANALISIS DE LOS RESULTADOS

40 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 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

41 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

42 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

43 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

44 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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