Diseño Pozo Ttr-7 (Plunger Lift)

PRUEBAS Y REDISEÑO DE PLUNGER LIFT

CAMPO: TATARENDA

POZO: TTR-7 Presentada a:

EMPRESA PETROLERA:

MATPETROL

DEPARTAMENTO DE INGENIERIA (Completion y Artificial Lift)

Julio de 2010 Santa Cruz de la Sierra – BOLIVIA BOLIVIA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA

RESULTADOS DEL ESTUDIO DE PLUNGER LIFT POZO TTR-7

1.- OBJETIVO: Evaluar las condiciones de producción del pozo TTR-7 y realizar el re-diseño del sistema “Plunger Lift”.

2.- ANTECEDENTES: Las condiciones iniciales para el estudio del TTR-7, bajo las cuales se planteó realizar un rediseño del sistema plunger lift fueron las siguientes:

Producción: Pc: Ck: Qg: Qo: Qw: RGP: ºAPI: Arena: Historial de Producción: P sep: Ciclaje de Producción:

80 – 90 psig. 128/64”. 54.79 MPCD. 3.16 BPD. 0 BPD. 17338.6 PC/BF = RGL. 51.4 No tiene producción de arena. No disponible. 40 psig 35C x 15A, 40C x 15A y 50C x 10A Fig.1


Diagrama Sub-superficial:

Fig.2

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA Observaciones: Indica Punta Cola, y mandril KBM sin válvula.

Gradientes Estática (GE 11-sep-2007): Pwhs: Grad. Gas: Grad. Líquido: Nivel de líq.: Profundidad sensor: Pws a prof. sensor: Tws a prof. Sensor:

240 psi 0.0081 psi/ft 0.335 psi/ft 2000 ft 3274 ft 411.4 psia 103 ºF

(08/06/2010)

Presión de restitución en EA: Tiempo de restitución:

250 psig 50 min

(08/06/2010)

(02/06/2010 SLK)

Observaciones: Los gradientes son del 2007, además se lo realiza con un tiempo muy corto de restitución y no se llegan a valores estables de presión. Los datos del 2010 se obtuvieron en un trabajo de slickline.

Fig.3


2.- PREBAS REALIZADAS 2.1.- PRUEBA Nº 1: Primero se cierra el pozo por 37.5 hrs (tiempo en restitución para alcanzar una presión prácticamente estable) y se realiza un gradiente estático, obteniendo los siguientes datos: Pwhs: P.ea: Grad. Gas: Nivel de líq. @ 37.5 hrs: Profundidad sensor: Pws a prof. sensor: Tws a prof. Sensor: Máx. Prof. bomba sacamuestra:

414 psig 424 psig 0.0112 psi/ft 3206 ft (con Grad. Líquido calculado 0.335 psi/ft) 3250 ft 475.3 psia 101.93 ºF 3269 ft

Fig.4


Segundo , se ancla una standing valve en el niple “N”, se abre el pozo por 5 min (tiempo en el que llegó líquido a superficie, se cierra el pozo por 1.5 hrs y realiza un segundo gradiente estático, determinando los siguientes resultados: Pwh: P.ea: Grad. Líquido: Nivel de líq. @ 1.5 hrs:

374 psig 435 psig 0.3171 psi/ft 2975 ft

Fig.5


Fig.6

Fig.7


Observaciones: Previo al registro se sacan los implementos del Plunger Lift del pozo (plunger, bumper spring + standing valve ). Se tiene un Bar-Collar (Cupla dentada con Pasador) en vez de un Punta cola. El nivel de líquido en 3206 ft que está por debajo del niple “N” ( 46 ft) y del mandril BKM (34ft). De todas maneras se decide ensayar el pozo bajo las mismas condiciones variando los ciclos con el consentimiento del cliente, para verificar la posibilidad de flujo cruzado entre los niveles productores. Se puede ver un enfriamiento en el gradiente de temperatura estático luego de 1.5 hrs de cierre a la altura de la arena Burua, lo cual puede indicar entrada de gas. Aumenta nuevamente a la altura de la ar ena Mariguí, cerca al niple “N” lo que puede indicar entrada de petróleo a través del mandril. En cambio el gradiente de temperatura del 2007 (luego de 21.5 hrs) se puede observar un enfriamiento a la altura de las arenas inferiores. El gradiente de presión estático del 2007 muestra una alteración en la zona del nivel, debido a que se lo hizo sin standing valve luego de 21.5 hrs de cierre, y la presión todavía no se había estabilizado. 

 





Tercero, baja un Tubing Stop hasta 3130 ft (30 ft por encima del niple “N”). Coloca Bumper spring + standing valve y plunger. 2.5 BPD 2.8 BPD

5 BPD

Fig.8


Abre pozo a prueba con ciclos de 90C x 5A hacia batería Tatarenda (P. sep: 60 psi), la recuperación de líquido es baja 2.5 BPD pero no se tiene la certeza que las medidas sean las correctas porque se utiliza un tanque de 500 bbl para la medición. Se cambia a un tanque de prueba de 40 bbl y se obtiene una medición de 2.8 BPD. Se decide sacar nuevamente la standing valve del niple “N” que posiblemente crea más restricción de flujo, dejando como estaba anteriormente. Se continúa con el mismo ciclo y se llega a 3.18 BPD. Luego se cambió la prueba a planchada (con separador y tanque de prueba y sin previo cierre largo de pozo) para ver si no se tiene algún tipo de restricción en la línea horizontal que cause mayor presión de línea contra la que esté pechando el pozo, con ciclos 90C x 8ª (P sep: 60 psi) y 90C x 6ª (P sep: 30 psi), con este último la presión en cabeza cae a 30 psi.

6.1 BPD

3.8 BPD

Fig.9

Se cierra el pozo por 36 hrs y se inicia la prueba con ciclo 120C x 6A (P sep: 60 psi). Se cierra el pozo nuevamente por 36 hrs y se inicia el ciclo 60C x 6A (Fig. 10).


2.1 BPD 4.03 BPD

Fig.10

Cerramos el pozo nuevamente para evaluar los resultados. Observaciones: El tiempo de arribo del plunger es de 2 min equivalentes a 1580 ft/min, mucho menor que antes, esto porque se tiene mayor presión de casing de operación debido al menor tiempo de apertura que se ha establecido. El ciclo de 90C x 8A es uno de los que se obtuvo mayor recuperación de líquidos (6.1 BPD) aunque se lo tuvo solamente por un día con presiones semiestabilizadas. En la Fig. 9 aunque ambos ciclos no se realizaron con tiempo suficiente para estabilizarse se puede observar que, a mayor tiempo de cierre la recuperación fue menor (ciclo 120C x 6A), en cambio cuando le dimos menos tiempo de cierre se tiene mayor recuperación (60C x 6A). Esto nos indica cuanto más tiempo de cierre le damos el gas empuja al líquido dentro de la formación causando de esta manera que se tenga mayor de fondo fluyente y menos recuperación de líquido. 






2.2.- PRUEBA Nº 2: Con pozo cerrado sacamos la instalación de fondo del plunger lift (plunger, bumper spring + standing valve), colocamos una válvula ciega en el mandril BKM y volvemos a colocar los implementos del plunger lift. Esto para Arrancamos el pozo con ciclo 60C x 6A, en el primer ciclo recuperamos 0.5 bbl/ciclo, en el segundo 0.75 bbl/ciclo (1.25 bbl que se encontraban del mandril al bar-collar), pero luego se estabiliza en 0.13 bbl/ciclo. Se quema la tarjeta del controlador “CO II”, y paramos la prueba. 4.5 BPD

Fig.11

Observaciones: En el primer y segundo arribo del plunger se recuperaron 0.5 y 0.75 bbl. Volumen prácticamente igual al volumen del interior y espacio anular entre el bar-collar y el nivel de fluido (1.15 bbl). En flujo estabilizado de ciclo se recuperan solo 0.13 bbl/ciclo de los 0.28 que teóricamente se debería tener (por diferencia de lecturas entre espacio anular y directa), que da un porcentaje de recuperación de solo el 46.71 % del total. El tiempo de arribo del plunger es de 1 min 20 seg (2370 ft/min), mucho más rápido que antes, lo cual es contraproducente. 





DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA 

 

En las pruebas se tuvo problemas con el controlador, desprogramándose dos veces y luego se quemó la tarjeta. También la válvula Fisher falló una vez y quedó semi-abierta. El plunger debería tener 1.865”x2.03” de OD y tiene 1.76”x1.96”, además se observa que los resortes tienen bastante desgaste, ceden fácilmente así como hay desgaste en los Pads.

2.3.- PRUEBA Nº 3: Se hace revisar el controlador, pero por cuestiones de tiempo se compra uno nuevo. Se Revisa el cierre y funcionamiento de la válvula Fisher (30 psi para apertura). Se desarma y cambia resortes del plunger y rellena los pads para aumentar el OD a 2” (según catálogo). Con estos cambios se arranca nuevamente el pozo con un ciclo 30C x 4A (P.sep: 40 psi). Esto con el objetivo de realizar más cantidad de ciclos al día, reducir el resbalamiento de líquido a través del plunger, mantener una presión de operación entre 200 y 300 psi y disminuir la velocidad del plunger para evitar mayor desgaste. Se tiene como dato adicional que la presión ha restituido a 485 psi en 4 días de cierre . 6.2 BPD

De 10:20 lunes 21/06/2010 a 21:05 23/06/2010

Fig.12


Continúa la prueba durante 4 días hasta alcanzar la estabilización tanto de las presiones y de la producción, obteniendo 5.7 BPD con una presión de separación de 30 psig.

De 17:40 lunes 28/06/2010 a 16:34 jueves 01/07/2010

Se decide bajar Fig.13 el tiempo de ciclo a 20C x 3A., para realizar mayor cantidad de carreras tratando de aumentar la producción.

Fig.14

De 16:54 jueves 01/07/2010 a 06:40 04/07/2010


Observaciones: 





El ciclo 30C x 4A tiene misma recuperación que el ciclo de 20C x 3A con menor cantidad de ciclos, por tanto proporciona mayor tiempo de vida útil para el plunger y del equipo en general al realizar menos carreras.

De acuerdo a los resultados obtenidos se puede observar que el aporte de líquido de la/las formación/es productora/s es mínimo una vez estabilizada la producción (0.13 bbl/ciclo*hora). El tiempo de arribo del plunger es de 2.5 min (1232 ft/min).

4.- RESUMEN DE RESULTADOS Luego de realizar la evaluación del pozo TTR -7 se llegaron a las siguientes conclusiones: 

Se determinaron datos importantes luego de 37.5 hrs de restitución tales como: Pwhs: P.ea: Grad. Gas: Nivel de líq. @ 37.5 hrs: psi/ft) Profundidad sensor: Pws a prof. sensor: Tws a prof. Sensor: Máx. Prof. bomba sacamuestra:

414 psig 424 psig 0.0112 psi/ft 3206 ft (con Grad. Líquido calculado 0.335 3250 ft 101.93 ºF 3269 ft

Grad. Líquido: Nivel de líq. @ 1.5 hrs:

0.3171 psi/ft 2975 ft

475.3 psia

Tomando en cuenta la presión registrada de 485 psig en cabeza luego de 4 días de cierre, y usando el gradiente de gas, la presión en fondo debe llegar a 485 + 0.0112 psi/ft*3250 ft + 14.7 = 536.1 psia (El tiempo largo de restitución indican de que el pozo tiene baja permeabilidad). 

Los resultados estabilizados de las pruebas realizadas son: Ciclo 40C x 15A 50C x 15A 95C x 5A 90C x 8A 90C x 6A 120C x 6A 60C x 6A

Pcsg (antes) 170 250 342 264 270 348 252

Pcsg (después) 125 180 234 132 144 180 135

Pc (antes) 155 240 325 240 240 340 235

Pc (después) 120 160 140 60 40 70 20

Psep 30 40 65 65 40 45 40

Vol. Recup. (bbl) 3.16 5 2.8 6.1 (no estab.) 3.8 2.1 4.03

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA 30C x 4A 20C x 3A 

177 140

111 102

150 120

30 20

30 20

5.7 5.8

Podemos calcular el IP actual del pozo utilizando la siguiente fórmula válida para este tipo de pozos:  =

  − 

P.csg = La presión promedio del casing antes del cierre en ciclo 30C x 4A es 147 psi. Si tenemos una columna de gas hasta la profundidad del registrador y la misma cuya gradiente de gas estática y dinámica es prácticamente la misma, tendremos que la Pwf promedio será de: 147 + 0.0112*3250 = 183.4 psia

 =

 













.  .  − . 

=  .  /

Se tiene un Bar-Collar (Cupla dentada con Pasador) en vez de un Punta cola. Se puede ver un enfriamiento en el gradiente de temperatura estático luego de 1.5 hrs de cierre a la altura de la arena Burua, lo cual puede indicar entrada de gas. Aumenta nuevamente a la altura de la ar ena Mariguí, cerca al niple “N” lo que puede indicar entrada de petróleo a través del mandril. En cambio el gradiente de temperatura del 2007 (luego de 21.5 hrs) se puede observar un enfriamiento a la altura de las arenas inferiores. El gradiente de presión estático del 2007 muestra una alteración en la zona del nivel, debido a que se lo hizo sin standing valve luego de 21.5 hrs de cierre, y la presión todavía no se había estabilizado. En la Fig. 9 aunque ambos ciclos no se realizaron con tiempo suficiente para estabilizarse se puede observar que, a mayor tiempo de cierre la recuperación fue menor (ciclo 120C x 6A), en cambio cuando le dimos menos tiempo de cierre se tiene mayor recuperación (60C x 6A). En el primer y segundo arribo del plunger se recuperaron 0.5 y 0.75 bbl. Volumen prácticamente igual al volumen del interior y espacio anular entre el bar-collar y el nivel de fluido (1.15 bbl). El pozo se encuentra con un nuevo controlado CO II, el viejo controlador está en reparación. Se ha realizado mantenimiento respectivo a la válvula Fisher sacando suciedad del viaje del pistón, verificando que el asiento está en buen estado. El plunger tenía un OD de 1.76”x1.96” , fue reparado para alcanzar 1.865”x2.03” según catalogo.

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA 





El ciclo 30C x 4A tiene misma recuperación que el ciclo de 20C x 3A con menor cantidad de ciclos (5.75 BPD), por tanto proporciona mayor tiempo de vida útil para el plunger y del equipo en general al realizar menos carreras. De acuerdo a los resultados obtenidos se puede observar que el aporte de líquido promedio de la/las formación/es productora/s es mínimo una vez estabilizada la producción (0.13 bbl/ciclo*hora). El tiempo de arribo actual del plunger es de 2.5 min (1232 ft/min).

5.- CONCLUSIONES 









La propuesta de rediseño del sistema plunger lift no pudo alcanzarse debido a que en la primera prueba se verificó que el nivel no era de 2000 ft sino 3206 ft, anulando el rediseño presentado anteriormente. Se puede aumentar la producción del pozo desde 3.16 BPD a 5.8 BPD con una presión de línea de 30 psi y un ciclo de 30C x 4A, que sería la producción máxima de este pozo de acuerdo a su presión de fondo, baja permeabilidad e índice de productividad (0.0164 BPD/psi). Tenemos arenas que gasíferas con mayor presión que las de petróleo, las cuales al tener un tiempo mayor de cierre baja el nivel y obligan al petróleo a entrar en la formación. Por tanto ocurre un efecto inverso, que a mayor tiempo de cierre recuperamos menor cantidad de líquido. Para poder recuperar la mayor cantidad de líquido debemos bajar la presión de fondo fluyente reduciendo la presión en espacio anular utilizando tiempos cierre más cortos, cuidando que la presión sea lo suficiente para empujar el bache de líquido a superficie. El mandril sin válvula estuvo ciclando el gas a través de ésta, debido a que al abrir el pozo el gas del espacio anular tomaría el camino de menor contrapresión para salir del pozo. Con la válvula ciega en su lugar, aumentamos un volumen de líquido adicional a recuperar desde el bar-collar hasta el mandril.

6.- RECOMENDACIONES 



Se recomienda monitorear los volúmenes de recuperación y las presiones de casing y de tubería utilizando barógrafos y cartas. Tomar en cuenta el ciclo 20C x 3A en caso de que haya caída de producción pero con mismas presiones.


7.- ANEXOS 7.1.- Separador esférico de planta Tatarenda.

7.2.- Equipo de Testing en superficie.


7.3.- Muestra de suciedad en la válvula neumática Fisher.

Diseño Pozo Ttr-7 (Plunger Lift)

Recommend Documents