Congreso de Producción Mendoza 2006

Presentación del tema: "Congreso de Producción Mendoza 2006"— Transcripción de la presentación:

1 Congreso de Producción Mendoza 2006
PRODUCCION SIMULTANEA DE GAS & PETROLEO EN RESERVORIOS MULTICAPAS DEL YACIMIENTO CERRO DRAGON Autores: Rodrigo Dalle Fiore, Luciana De Marzio, Pablo Bizzotto IAPG Congreso de Producción Mendoza 2006

2 Agenda Introducción Toma de Decisiones Gas Lift Gas Lift Anular
Instalación de Superficie Seguimiento y Optimización Gas Lift Intermitente Plunger Lift Tipos de Plunger Controladores de Plunger Seguimiento del Sistema PL Bombeo Mecánico Diseño de Instalaciones y Variantes Seguimiento y Modo de Operación Conclusión

3 Introducción Cerro Dragón
Fecha Adquisición: 1958 Area: 3,480 Km2 Pozos Productores Activos: 2,214 Inyectores: 410 Producción de Petróleo: 14,490 m3/d Fluido: 133 Mm3/d Producción Gas: 7.8 MMm3/d Agua Inyectada: 115 Mm3/d

4 Producción Simultánea Gas y Oil
Punzado superior en 1200m Historicamente solo se punzaban las zonas productivas de petróleo, cementando o dejando en reserva las capas de gas. oil oil oil oil oil oil oil oil wtr wtr Muchos pozos contienen capas de gas, petróleo, agua, distribuidas aleatoriamente a lo largo de la profundidad del pozo. gas gas oil oil gas gas gas gas La política implementada en el proyecto (HGOR) fue la apertura de estos reservorios de gas en conjunto con los de oil. oil oil oil oil La capacidad de compresión disponible permitió producir los pozos por Gas Lift. gas gas oil oil Punzado inferior en 2500 m

5 Evolución del Proyecto HGOR
2003- Piloto de 13 pozos productores (GL) pozos perforados HGOR (GL) pozos perforados HGOR (GL,PL y BM) pozos HGOR (GL,PL y BM)

6 Toma de Decisiones Inputs: Bombeo Mecánico Gas Lift Plunger 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 Bombeo Mecánico Gas Lift Plunger Lift

7 Gas Lift Tubing Flow Casing Flow – Annular Flow
0.25 psi/m 0.25 psi/m 1300 m 655 psi 550 psi 1400 m 1.3 psi/m 2200 m 750 psi 750 psi 1695 psi Menor Presión dinámica de fondo Tubing Flow El Gas es inyectado en el Anular Casing Flow – Annular Flow El Gas es inyectado en el Tubing

8 Instalación de Superficie GLA
Válvula Válvula Line Break en Line Break en Línea Línea de de Inyección Inyección de Gas de Gas Válvula Reguladora Válvula Reguladora de Gas Lift de Gas Lift Válvula Válvula Line Break en Line Break en Línea Línea de de Producción Producción Línea Línea Línea Línea de Gas de Gas de Gas de Gas Inyectado Inyectado Inyectado Inyectado (3” SCH 80 (3” SCH 80 (3” SCH 80 (3” SCH 80 - - - - 1000 1000 1000 1000 Psi Psi Psi Psi ) ) ) ) Producción Producción Producción Producción de Gas + de Gas + de Gas + de Gas + Líquido Líquido Líquido Líquido a a a a Gas Gas Gas Gas Inyectado Inyectado Inyectado Inyectado a a a a traves traves traves traves de de de de traves traves traves traves de 4” SCH40 de 4” SCH40 de 4” SCH40 de 4” SCH40 hacia una hacia una hacia una hacia una tubing 2 7/8” y tubing 2 7/8” y tubing 2 7/8” y tubing 2 7/8” y producción producción producción producción a a a a estación separadora estación separadora estación separadora estación separadora . . . . traves traves traves traves del del del del espacio anular espacio anular espacio anular espacio anular con con con con el casing de 5 ½” el casing de 5 ½” el casing de 5 ½” el casing de 5 ½”

9 Gradiente de Temperatura
Surveillance & Optimización La herramienta para la detección del punto de inyección es el Gradiente de Presión y Temperatura Gradiente de Temperatura Punto de Inyección Las paradas del Gradiente se realizan 5 metros por arriba y 5 metros por debajo de cada Mandril

10 Surveillance & Optimización
Gradiente de Presión Gradiente de Líquido Gradiente de Gas El nivel de líquido sube hasta el nuevo punto de inyección ingresando por la válvula orificio de fondo

11 Surveillance & Optimización
Gradiente de Temperatura La inyección se esta efectuando en el lugar adecuado Gradiente de Presión Los gradientes muestran el punto de inyección en el Mandríl Operativo

12 Surveillance & Optimización
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. Gas Inyectado Gas Teórico Inyectado Gas Inyectado Optimo Flujo Inestable Liquido producido

13 Gas Lift Intermitente Objetivo:
Alto índice de productividad Alta presión de fondo GAS LIFT GAS LIFT CONTINUO Bajos valores de producción Baja presión de fondo GAS LIFT INTERMITENTE Objetivo: Reducir el consumo de gas Mantener la producción del Pozo El gas Lift Intermitente es un método artificial de extracción por ciclos, donde en una primer instancia se deja acumular líquidos en el fondo del pozo mientras la inyección de gas permanece cerrada. Este líquido tiene básicamente 2 fuentes: fall back y aporte propio de la formación. Luego de pasado un tiempo determinado, se inicia un período de inyección de gas a alta presión en la entrecolumna. Cuando en el anular se alcanza la presión de apertura de la válvula de gas lift del mandril inferior, comienza a haber pasaje de gas desde el espacio anular hacia el tubing. por debajo del líquido acumulado. Este gas se expande y en su carrera ascendente, empuja al líquido acumulado. Debido a que el gas tiene una velocidad aparente mayor que la del líquido, se produce un pasaje permanente de gotas de líquido al gas de empuje, y por otro lado, parte del líquido va quedando adherido a las paredes del tubing en forma de film. Estos fenómenos en conjunto son conocidos como Fall Back, y puede representar una porción importante del slug inicial que nunca llega a la superficie. En la literatura se indica que se pierde entre un 5 y 7% del slug cada 1,000ft de profundidad. El periodo de inyección de gas, debe ser suficiente para permitir que el “slug” de líquido llegue a superficie a una velocidad aproximada de 1,000 ft/min. Luego de este intervalo predeterminado de tiempo, se interrumpe la inyección de gas, a pesar de que todavía existe pasaje de gas desde la entrecolumna al tubing. Cuando el slug llega a la superficie y es volcado a la línea de conducción, se produce un descenso en el gradiente de presión del tbg, esta disminución produce un incremento en el caudal de inyección, con una consecuente caida en la presión de la entrecolumna. Cuando esta presión llega a la presión de cierre de la válvula operativa de gas lift, ésta cierra e interrumpe el pasaje de gas desde la entrecolumna hacia al tubing. Sigue a este período uno de estabilización, donde se permite al fall back acumularse en el fondo y a la formación que aporte líquidos, conformando así al slug de líquidos del ciclo siguiente. El registro de presiones es fundamental en el seguimiento de estos pozos

14 Plunger Lift Actualmente en Cerro Dragón utilizamos tres modelos diferentes de Plungers Bypass Miniflex Plunger Beaflex Plunger Pacemaker Plunger

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

16 NA Gas Well Deliquification Network
Controlador Autoajustable AutoCycle Plus RTU5000 Mediante algoritmos de control, el Controlador toma acciones sobre los tiempos de Shut-in (cierre) y Afterflow (apertura). El objetivo es mantener una velocidad de ascenso constante entre 750 y 1000 ft/min(*). (*) Referencia: NA Gas Well Deliquification Network

17 Bombeo Mecánico en Pozos HGOR
Capacitación Interacción con Proveedores Controladores Inteligentes Diseños Especiales Anclas separadoras de GAS. Dispositivo de antibloqueo móvil. Ring valve o Válvula de Antibloqueo Superior Dispositivo mecánicos de antibloqueo

18 Los modos de operar los pozos sugún este critério son:
Caracterización y Operación de Pozos Se estableció un critério para producir los pozos según 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: Modo Timer 100 % Marcha diaria Comandado con Pump Off por Carta de Fondo

19 Operación de Pozos (Modo Timer)
Dina Azul: 100% marcha Dina Rojo: Modo Timer 30 min off y 30 min on Fluido: 11 m3pd Petróleo: 6 m3pd Gas: m3pd 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.

20 Producción del Pozo: 100% Marcha Diaria Gas: 210 Mm3pd
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 Pozo: Gas: 210 Mm3pd Fluido: 50.4 m3pd Petróleo: 23 m3pd

21 Condición actual: Operados por llenado de bomba Pozo 1 Pozo 2 Pozo 3
83% de Marcha 15 Min Tiempo de Paro Azul: 100% runtime Verde: Carta de parada Rojo: Carta arranque Pozo 2 78% de Marcha 10 Min Tiempo de Paro Verde: Carta de Arranque Rojo: Carta de Parada Pozo 3 67% de Marcha 40 Min Tiempo de Paro Azul: Carta de Arranque Verde: Carta de Parada

22 Conclusiones Gas Lift Anular Plunger Lift Bombeo Mecánico
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 Plunger Lift Bajos costos de Instalación Pozos de muy alta relación Gas Líquido Presiones dinámicas y estáticas elevadas Supervición permanente Bombeo Mecánico Gran rango de aplicación Pocos problemas operativos Alto costo de instalación Es afectado en por la distribución de las capas de gas

23 Base del Proceso Usuarios Proveedores Nuevas Tecnologías Meeting de
Continuidad al Proyecto Meeting de Producción Estadísticas Oportunidades de Mejora Usuarios Cumplimientos en las Ventas de Gas Capacitación Manejo del Cambio Proveedores Experiencias y Aprendizajes

24 Muchas Gracias IAPG Congreso de Producción Mendoza 2006
Rodrigo Dalle Fiore, Luciana De Marzio, Pablo Bizzotto