Levant Artificial Por Gas en El Yac B6 X 85 POR JES
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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 Intermitente
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 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 Continúo
Criterios para la Selección del Método
Válvulas / Mandriles para el sistema LAG
Levantamiento Artificial por Gas Intermitente
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.
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
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.
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
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)
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
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
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
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
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
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
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
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
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
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
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
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
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
0 2 4 6 8 10 12
Despues
Antes
77
1010
Número de fallas de los pozos del yacimiento B-6-X.85
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
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
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
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.