CAPITULO I 1. INTRODUCCIÓN El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción, tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos, reduciendo su peso. De esta manera, la energía del yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo hasta la superficie. La finalidad del proyecto de grado es contar con una producción ideal del pozo que pueda llegar a mantenerse por mucho tiempo después d espués de que se instale el diseño del arreglo de fondo. La razón que hace importante al proyecto de grado es que se quiere maximizar la producción de líquidos y minimizar la importación de otros hidrocarburos pertenecientes a otros países. Lo que se espera del proyecto que con la aplicación de este método de recuperación de gas lift intermitente es cubrir la gran demanda de hidrocarburos que existe en el estado Boliviano. Con el proyecto se demostrara el funcionamiento del sistema de gas lift en la arena lower petaca, y el levantamiento de la fase liquida hasta la superficie. El presente proyecto va a cubrir según la ley de hidrocarburos 3058, el área de producción de hidrocarburos ya que cumple con el artículo 46 inciso a, que dice conservar o mantener las presiones de surgencia. El método de gas lift consiste en inyectar volúmenes de gas a diferentes profundidades a través del espacio anular para transportar el volumen desde la arena productora hasta el cabezal de pozo
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Nos limitaremos únicamente a proponer únicamente a proponer la recuperación de hidrocarburos líquidos mediante el sistema de gas lift intermitente con aplicación al pozo SRB-C8.
2. ANTECEDENTES 2.1. ANTECEDENTES DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE GAS LIFT El término levantamiento artificial se refiere al uso de medios artificiales para producir o incrementar el flujo de los fluidos de hidrocarburos, desde des de pozos de producción hacia la superficie y así lograr conciliar la oferta con la demanda. Al principio de siglo XVIII en Alemania, se usaba el aire comprimido para levantar el agua de los pozos. En 1846 en los Estados Unidos De Norte América, se usaba el aire comprimido para levantar pequeñas cantidades de petróleo. Debido al riesgo que implicaba extraer petróleo con co n aire comprimido y al deterioro rápido de las válvulas; a partir de la mitad del año 1920, 1 920, se inició el uso del gas aprovechando su uso por ser más ligero que el aire y menos corrosivo. Importancia del Levantamiento Artificial por Gas Lift en el mundo de la industria Del petróleo:
EXXON MÓVIL El 49% de los pozos que apera, producen, con sistema de levantamiento artificial; de los cuales un 31% producen por Gas lift.
SHELL INTERNACIONAL El 39% de los pozos que opera, producen con sistema de levantamiento artificial; de los cuales un 25% producen por Gas Lift.
PETRO-TECH PERUANA En la producción de costa a fuera (offshore), el 98% de los pozos producen con sistema de levantamiento artificial; de los cuales el 90% produce con Gas Lift flujo intermitente.
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Nos limitaremos únicamente a proponer únicamente a proponer la recuperación de hidrocarburos líquidos mediante el sistema de gas lift intermitente con aplicación al pozo SRB-C8.
2. ANTECEDENTES 2.1. ANTECEDENTES DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE GAS LIFT El término levantamiento artificial se refiere al uso de medios artificiales para producir o incrementar el flujo de los fluidos de hidrocarburos, desde des de pozos de producción hacia la superficie y así lograr conciliar la oferta con la demanda. Al principio de siglo XVIII en Alemania, se usaba el aire comprimido para levantar el agua de los pozos. En 1846 en los Estados Unidos De Norte América, se usaba el aire comprimido para levantar pequeñas cantidades de petróleo. Debido al riesgo que implicaba extraer petróleo con co n aire comprimido y al deterioro rápido de las válvulas; a partir de la mitad del año 1920, 1 920, se inició el uso del gas aprovechando su uso por ser más ligero que el aire y menos corrosivo. Importancia del Levantamiento Artificial por Gas Lift en el mundo de la industria Del petróleo:
EXXON MÓVIL El 49% de los pozos que apera, producen, con sistema de levantamiento artificial; de los cuales un 31% producen por Gas lift.
SHELL INTERNACIONAL El 39% de los pozos que opera, producen con sistema de levantamiento artificial; de los cuales un 25% producen por Gas Lift.
PETRO-TECH PERUANA En la producción de costa a fuera (offshore), el 98% de los pozos producen con sistema de levantamiento artificial; de los cuales el 90% produce con Gas Lift flujo intermitente.
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2.2. ANTECEDENTES DEL CAMPO SURUBÍ El Contrato de Operación del Área de Contrato Surubí, Campos Surubí, Surubí Bloque Bajo y Paloma, entró en efectividad el 2 de Mayo de 2007 con un plazo de vigencia de 22 años, culminando en el año 2029. La titularidad del Contrato está conformada por Repsol E&P Bolivia S.A. en un 100% siendo el Operador de la misma. Los campos Surubí, Surubí Bloque Bajo y Paloma como área de Explotación, se encuentran ubicados en la localidad de Eterasama de la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba su ubicación fisiográfica se encuentra al límite entre pie de monte y llanura Chaco-Beniana. Se encuentra distante a 176 Km al NO de la ciudad de Santa Cruz en línea recta. Figura 1: Imagen Satelital del área Mamoré con indicación de planchadas y trayectorias de pozos.
Fuente: Programa de trabajo y presupuesto 2014 Área de contrato Surubí
La principal formación productora de petróleo del área es el Lower Petaca (Terciario), compuesta de reservorios arenosos de variable continua, depositados en un ambiente de tipo continental-fluvial. La otra formación productora, Yantata, es de origen cretácico y es un importante productor de gas y condensado.
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Esta área cuenta con 58 pozos perforados en los 3 campos: 28 son productivos, 3 son inyectores de agua, 3 son sumideros y 24 pozos cerrados. Los pozos están distribuidos en 8 Planchadas.
2.2.1. AREA DE CONTRATO 2.2.1.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO La principal formación productora de petróleo del área es el Lower Petaca (Terciario), compuesta de reservorios arenosos de variable continua, depositados en un ambiente de tipo continental-fluvial. La otra formación productora, Yantata, es de origen cretácico y es un importante productor de gas y condensado.
2.2.1.1.1.ESTRATIGRAFIA DE LA FORMACIÓN En la secuencia estratigráfica están presentes las siguientes formaciones Chaco, Yecua, Upper Petaca y Lower Petaca (Terciario), la Formación Naranjillos (Cretácico Terciario) y las Formaciones Yantata e Ichoa (Cretácico). La Formación Petaca (Terciario Oligoceno superior-Mioceno inferior) es el reservorio principal en el campo SRB. Este reservorio contiene bancos de arena de origen fluvial continental depositados en un ambiente de tipo. En el pozo SRB-X1 la descripción de la Formación Petaca es como lentes de una arenisca calcárea intercalados con arcillas lateralmente discontinuo. Las arcillitas y pelitas de las formaciones Upper Petaca y Yecua, constituyen el sello regional. La Formación Yantata se subdivide en dos: hacia el tope un Yantata Duro cuya porosidad original esta casi completamente obturada por la precipitación de cemento silicio y la parte inferior denominada Yantata Reservorio. Es un reservorio arenoso continuo depositado en un ambiente de tipo continental eólico fluvial. Dadas las características de sedimentación esta Formación es masiva e hidráulicamente continua. El sello para esta estructura corresponde al cuello pelítico denominado Formación Naranjillo (Cretácico Superior-Terciario).
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Figura 2: Sección geológica con indicación de reservorios y ambientes sedimentarios.
Fuente: Programa de trabajo y presupuesto 2014 Área de contrato Surubí
2.2.2. FORMACIÓN
MAPA
ESTRUCTURAL
DE
LA
La estructura de Surubí se encuentra ubicada en el mismo lineamiento estructural que el Campo Surubí Noroeste. La dirección general de este lineamiento es NO-SE. La estructura consiste en un pliegue de propagación de falla resultante de la reactivación del corrimiento pre-Cretácico. La estructura se encuentra asociada a dos fallas principales, la falla Surubí y la falla Paloma las cuales subdividen el campo en tres diferentes campos . Figura 3: Sección Sísmica Campo Surubí .
Fuente: Programa de trabajo y presupuesto 2014 Área de contrato Surubí
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2.2.3. CORRELACIÓN ESTRATIGRAFICA DEL CAMPO Figura 4: Correlación Estratigráfica del Campo Surubí
Fuente: Programa de trabajo y presupuesto 2014 Área de contrato Surubí
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2.2.4. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SURUBÍ Figura 5: Historial de Producción del Campo Surubí
Fuente: Elaboración Propia
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En la curva se observa un incremento en la producción de petróleo a comienzos del año 1995 producto de la entrada de los pozos del campo Surubí (SRB-C2, SRB-C3, SRBC4, SRBC5, SRB-D1, SRB-D2 y SRB-D3). A su vez, el incremento del año 2005, corresponde a la entrada del pozo SRB BB-110, a la realización de tratamientos ácidos a los pozos SRB BB103, SRB BB-104 y SRB BB-105 y a la intervención sin equipo realizada en el SRB-A2. La inyección de gas se inicia en el año 1998 en los pozos PLM-A6 y PLM-X1 al reservorio Petaca. A finales de 1999 el pozo PLM-X1 deja de inyectar al reservorio Petaca y empieza a inyectar al reservorio Yantata. El 2003 se inicia la inyección de gas en el pozo PLM-A3 al reservorio Yantata. Actualmente la inyección de gas fue suspendida debido a la demanda de gas. El proyecto de Recuperación Secundaria, se realiza en la formación petrolífera de Lower Petaca. Se inició en octubre de 1999, con un plan piloto, con el pozo SRB-A3i (que fue productor), convertido a inyector de agua. Con la información recabada, se planificó el proyecto de recuperación secundaria a todo el reservorio de Lower Petaca, perforándose 5 pozos, (SRB I1, SRB I2, SRB I3, SRB I4, SRB I5), para luego dar inicio a la inyección de agua en el mes de Abril de 2003, tras la construcción de una planta de tratamiento de agua. En Mayo de 2004 se convirtió el pozo SRB D-1 de productor a inyector, para mejorar los volúmenes de Inyección que en esa fecha habían disminuido considerablemente.
2.2.5. ANTECEDENTES DEL POZO SRB - C8 El Campo SRB-C8 inicio operaciones de perforación el 1 de abril de 2004, la perforación del pozo concluyo el 2 de mayo de 2004, con una profundidad perforada de 3385 metros llegando a la arena productora de lower petaca, este tipo de pozo es sidetrack.
2.2.5.1. PRONOSTICO DE LA PRODUCCION SRB – C8
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Tabla Nº 1: Pronostico de la Producción del Pozo
Fuente: Programa de trabajo y presupuesto 2014 Área de contrato Surubí
2.2.5.2. ARREGLO ACTUAL DEL POZO SRB – C8 Figura 6: Arreglo actual del pozo SRB-C8
Fuente: Informe Repsol E&P Repsol YPF WellHead SRB-C8
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2.2.5.3. HISTORIAL DE PRODUCCION DEL POZO SRB – C8 Figura 7: Historial del pozo SRB-C8
Fuente: Elaboración Propia
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3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 3.1. IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA En el pozo SRB-C8 se detectó un alto corte de agua es por eso que existe la declinación del rendimiento de la producción de hidrocarburos líquidos del pozo.
3.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA Una vez planteado el problema, llegamos a proponer una acertada solución a esta condición, haciendo la siguiente pregunta. ¿Sera que aplicando el método artificial de recuperación de hidrocarburos mediante inyección de gas lift intermitente se lograra que el pozo llegue a su producción máxima con relación al mismo cuando producía por surgencia natural?
4. OBJETIVOS 4.1. OBJETIVO GENERAL Proponer un diseño de arreglo de fondo pozo con el método artificial de gas lift intermitente en la arena productora lower petaca, para lograr aumentar la producción del Pozo SRB-C8.
4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS •
•
•
Escoger el arreglo adecuado para el pozo. Demostrar mediante el diseño de gas lift la ubicación de las válvulas. Utilizar el simulador Gas Floy para simular el proceso del diseño del arreglo de fondo pozo.
•
Mejorar los rendimientos alcanzados con la utilización de Gas Lift.
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5. JUSTIFICACIONES DEL TEMA 5.1. JUSTIFICACION GENERAL Las Justificación del presente proyecto es la actual demanda de hidrocarburos que existe en el mercado interno del país. En el presento perfil del proyecto se propone instalar el sistema de levantamiento artificial de gas lift intermitente con lo cual el pozo producirá hidrocarburos líquidos. Con el sistema de gas lift intermitente se inyectara un volumen de gas a través del espacio anular a diferentes profundidades de manera de reducir la presión en la columna del fluido y el gas será transportado y levantado hasta la superficie.
5.2. JUSTIFICACIÓN OPERACIONAL En la actualidad de la industria petrolera los pozos producen por surgencia natural registran altos niveles de producción, se presentan con una bajo rendimiento de barrido en los yacimientos de hidrocarburos. Con los datos de presión, temperatura y propiedades físico químicas de las fase liquida se va a diseñar un arreglo de gas lift adecuado para el pozo
5.3. JUSTIFICACIÓN TÉCNICA Es un método mediante el cual se inyecta gas a alta presión en la columna de fluidos para su levantamiento desde el subsuelo hasta la superficie. El sistema de Gas Lift Intermitente cumplirá con las siguientes normas API:
API 11V1 Especificación para Gas-Lift equipamiento. API RP 11V2 Gas-Lift Válvula pruebas de rendimiento. 11V5 API RP Operación, mantenimiento, vigilancia y solución de problemas de las Instalaciones de Gas-Lift.
11V6 API RP Diseño de flujo continuo e instalaciones de gas-lift utilizando válvulas de presión que funcionan a inyección.
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11V7 API RP Reparación, prueba y ajuste de las válvulas de gas-lift. 11V8 API RP Diseño de Sistemas de Gas-Lift 19G9 API RP Diseño, operación y solución de problemas de pozo en gas-lift. 11V10 API RP Diseño, operación de inyección de gas lift intermitente. 19G11 API RP Simulación dinámica de sistema de Gas-Lift.
5.4. JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA La idea del presente proyecto económicamente es factible proponer el sistema de gas lift intermitente por la razón del incremento de producción de líquidos ya que traerá muchos beneficios económicos. Se tiene programado que para el desarrollo del presente perfil de proyecto de grado se requerirá del siguiente presupuesto estimado Tabla Nº 2: Presupuesto para la realización del proyecto
Nº Ítem
Material o Actividad
Unidad Precio (Bs)
Cantidad Precio Total (Bs)
1
Impresiones
Hoja
0.20
1000
200
2
Internet
Hora
2
250
500
3
Transporte Local
Pasajes
3
240
720
4
Viaje a Santa Cruz
Pasaje
300
2
600
5
Viáticos
Día
250
6
1500
Total
3520 Fuente: Elaboración Propia
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5.5. JUSTIFICACIÓN SOCIAL Aumentando la producción de hidrocarburos líquidos del pozo se tendrá mayores ingresos. Con el dinero percibido del IDH Impuesto directo de los Hidrocarburos, se invertirá en escuelas, parques, programas, capacitaciones, hospitales y se lograra generar muchos empleos.
5.6. JUSTIFICACIÓN AMBIENTAL En el presente proyecto se tratara de minimizar los impactos ambientales como ser la contaminación del aire, al ambiente que se encuentre cerca, el daño a la formación que provocaría al inyectar el gas a diferentes profundidades se tomara en cuenta la Ley 1333 del Medio Ambiente para prevenir todos los posibles impactos ambientales.
CAPITULO II 6. MARCO TEORICO 6.1. DEFINICIONES Y CONCEPTOS 6.1.1. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE GAS LIFT El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción. El gas inyectado tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos, reduciendo su peso. De esta manera, la energía del yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo hasta la superficie.
6.1.1.1. VENTAJAS •
Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas.
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•
•
•
•
•
Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales. Ideal para pozos de alta relación gas - líquido y con producción de arena. Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma. El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo. Bajo costo de operación
6.1.1.2. DESVENTAJAS •
•
Se requiere una fuente de gas de alta presión No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y líneas de flujo muy largas y de pequeño diámetro.
•
•
•
El gas de inyección debe ser tratado. No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso. Su diseño es laborioso.
6.1.2. TIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE GAS 6.1.2.1. LEVANTAMIENTO GAS CONTINÚO
ARTIFICIAL
POR
Descripción En este tipo de levantamiento artificial se inyecta una tasa diaria de gas en forma continua lo más profundo posible en la columna de fluido a través de una válvula en el subsuelo, con el propósito de disminuir la presión fluyente en el fondo del pozo aumentando el diferencial de presión a través del área de drenaje para que la formación productora aumente la tasa de producción que entrega al pozo.
6.1.2.2. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL GAS INTERMITENTE
POR
El Levantamiento artificial por gas intermitente consiste en inyectar cíclica e instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción con el propósito de desplazar, hasta la superficie, el tapón de líquido que aporta el
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yacimiento por encima del punto de inyección. Una vez levantado dicho tapón cesa la inyección para permitir la reducción de la presión en el fondo del pozo y con ello el aporte de un nuevo tapón de líquido para luego repetirse el ciclo de inyección. En inyección intermitente, un controlador en superficie o por intermedio de válvulas que censan la presión de entre columnas, se inyecta alternativamente una determinada cantidad de gas al tubing, que contribuye con el empuje hacia la superficie de una determinada cantidad de líquido, y con el efecto de alivianar la columna. El gas que alimentara a este método vendrá desde la planta Paloma porque la misma alimenta a los campos de Campos Surubí, Surubí Bloque Bajo, Surubí Noroeste y Paloma. En el levantamiento artificial por gas intermitente los mecanismos de levantamiento involucrados son: •
Desplazamiento ascendente de tapones de líquido por la inyección de grandes caudales instantáneos de gas por debajo del tapón de líquido.
•
Expansión del gas inyectado la cual empuja al tapón de líquido hacia el cabezal del pozo y allí a la estación de flujo. Figura 8: Ciclo del Levantamiento con gas en flujo intermitente
Fuente: Gas Lift Basico, Ricardo Maggiolo Petroleum Engineer.
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6.1.2.2.1.
SUBTIPOS DE LAG INTERMITENTE
6.1.2.2.1.1. LAG INTERMITENTE CONVENCIONAL En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio interno de la tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el gas desplaza directamente al tapón de líquido en contra de la gravedad. Normalmente se utiliza cuando la presión estática del yacimiento y/o el índice de productividad alcanza valores bajos (aproximadamente Pws menores de las 150 lpc por cada 1000 pies e índices menores de 0.3 bpd/lpc).
6.1.2.2.1.2.
LAG
INTERMINTE CON
CÁMARA DE ACUMULACIÓN En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio anular entre el revestidor de producción y la tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el gas desplaza directamente al tapón de líquido inicialmente a favor de la gravedad y posteriormente en contra de dicha fuerza. Normalmente se utiliza cuando la presión estática del yacimiento alcanza valores muy bajos, de tal magnitud (aproximadamente menores de las 100 lpc por cada 1000 pies) gas lift que con el intermitente convencional el tapón formado sería muy pequeño y por lo tanto la producción seria casi nula.
6.1.2.2.1.3.
LAG INTERMITENTE
CON
PISTÓN METÁLICO (Plunger lift) En este tipo de LAG intermitente utiliza el espacio interno de la tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el gas desplaza directamente un pistón metálico que sirve de interface sólida entre el gas inyectado y el tapón de líquido a levantar. Se utiliza para minimizar el resbalamiento de líquido durante el levantamiento del tapón
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6.1.3. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE CADA UNO DE LOS MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO POR INYECCIÓN DE GAS 6.1.3.1 FLUJO CONTINUO VENTAJAS •
•
•
•
•
Maximiza el uso del gas disponible en el reservorio. Maneja grandes volúmenes de producción fácilmente. Puede centralizarse el equipo. Pueden manejarse fácilmente el agua y el sedimento. Pueden recuperarse las válvulas usando guaya o tubería
DESVENTAJAS •
Se debe disponer de una fuente de gas.
6.1.3.2. FLUJO INTERMITENTE VENTAJAS •
Puede obtenerse menor presión de fondo que en flujo continuo y con menor relación de gas de inyección.
•
•
Puede centralizarse el equipo. Pueden recuperarse las válvulas, usando guaya o tubería.
DESVENTAJAS •
•
•
La tasa de producción máxima es limitada. Causa intermitencias en el equipo de superficie. Debe disponerse de una fuente de gas.
6.2. EXPLICACION DE LA TECNOLOGIA PROPUESTA A
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APLICAR 6.2.1. SISTEMA DE LEVANTAMIENTO CON GAS – GAS LIFT El sistema de levantamiento de gas consiste en inyectar gas a alta presión a través del anular, dentro de la tubería de producción a diferentes profundidades, con el propósito de reducir el peso de la columna de fluido y ayudar a la energía del yacimiento en el levantamiento o arrastre de su petróleo y gas hasta la superficie.
Figura 9: Esquema de Gas Lift
Fuente:http://oil-mail.blogspot.com/2011/05/sistema-de-levantamiento-con-gas- gas.html
El transporte de fluidos del yacimiento a la superficie requiere cierto trabajo, la energía necesaria para realizar este trabajo puede estar contenida en el yacimiento, sin embargo si la energía de yacimiento es insuficiente para obtener el caudal deseado, la energía de yacimiento puede ser complementada de una fuente externa, esto es el principio fundamental de todos los sistemas de levantamiento artificiales.
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Al inyectar gas la presión ejercida por la columna se reduce y el pozo es capaz de fluir debido a: •
•
•
Reducción del gradiente del fluido. Expansión del gas inyectado. Arrastre de los fluidos por la expansión del gas comprimido.
El transporte de fluidos del yacimiento a la superficie requiere cierto trabajo, la energía necesaria para realiza este trabajo puede estar contenida en el yacimiento, sin embargo si la energía de yacimiento es insuficiente para obtener el caudal deseado, la energía de yacimiento puede ser complementada de una fuente externa, esto es el principio fundamental de todos los sistemas de levantamiento artificiales. En el levantamiento de gas, el trabajo adicional requerido para aumentar la tasa de producción del pozo se realiza en la superficie por un compresor o contenedor de gas con una corriente de alta presión transportado hacia el pozo en forma de energía. Principalmente este sistema de levantamiento es implementado si la producción diaria de gas es por lo menor mayor a un 10% de la producción total. Con el fin de alcanzar la máxima reducción de cabeza hidrostática, el punto de inyección de gas debe estar ubicado a la mayor profundidad disponible. Una excepción para esta regla está en los casos en los que la presión de tubería de producción excede la presión de saturación del gas bajo condiciones de circulación. En estos casos el gas inyectado se disolvería en el líquido producido, y de esta forma, perdería su habilidad para reducir la densidad de la columna de fluido. El gas que alimentara a este método vendrá desde la Planta Paloma porque la misma alimenta a los campos de Campos Surubí, Surubí Bloque Bajo, Surubí Noroeste y Paloma.
6.2.2. INYECCIÓN DE GAS POR FLUJO INTERMITENTE El gas se inyecta a la tubería reductora en forma intermitente, con el propósito de producir la columna de fluidos en el pozo por etapas. La idea básica del flujo
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intermitente es permitir una acumulación de líquido en la tubería, al mismo tiempo de almacenar una cantidad de gas en el espacio anular y la línea de gas y periódicamente desplazar el líquido de la tubería con el gas almacenado.
CAPITULO III 7. APLICACIÓN PRÁCTICA Para poder realizar nuestros objetivos específicos, en la siguiente tabla presentamos las actividades que se pretenden efectuar.
Tabla Nº 3: Cuadro de Objetivos y actividades
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
ACTIVIDADES
Proponer el arreglo ya escogido en el pozo cuando se haya terminado el diseño. Según el diseño escogido consultar con
Escoger el arreglo adecuado para el revistas libros para ver en que otro pozo se pozo. usó uno similar. El diseño del arreglo no deberá tener ningún error de cálculo. Utilizar ecuaciones para lograr ubicar las válvulas del diseño. Demostrar mediante el diseño de gas Trabajar con los datos registrados en el lift la ubicación de las válvulas. informe del pozo. Lograr que el diseño sea los más preciso posible.
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Usar datos de pozo para poder llegar al diseño mediante el simulador. Comparar los cálculos obtenidos del Utilizar el simulador Gas Floy para diseño con los del simulador. simular el proceso del diseño del Lograr que el programa no cometa errores arreglo de fondo pozo en la simulación. Comparar producciones entre los volúmenes de producción que se espera Mejorar
los
rendimientos
obtener en comparación con los
alcanzados con la utilización de
volúmenes que se obtienen actualmente.
Gas Lift Intermitente.
Lograr que el pozo llegue a registrar altos niveles de producción. Pronosticar la producción Fuente: Elaboración Propia
8. MATRIZ DEL MARCO LOGICO RESUMEN DE
INDICADORES
OBJETIVOS Y
OBJETIVAMENTE
ACTIVIDADES
VERIFICABLES
MEDIOS DE VERIFICACION SUPUESTOS / FUENTES
META
La finalidad del proyecto de grado es contar con una producción ideal del pozo que pueda llegar a mantenerse por mucho tiempo después de que se instale el diseño del arreglo de fondo.
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PROPOSITO
Proponer un diseño de arreglo de fondo pozo con el método artificial de gas lift intermitente en la arena productora lower petaca, para lograr aumentar la producción del Pozo SRB-C8.
No acceder a la información.
Informes de la Informes del pozo, empresa que antecedentes, historial de perforo el pozo producción. en nuestro caso es Repsol YPF.
OBJETIVOS
Tener un buen Escoger el arreglo conocimiento de cuanto adecuado para el arreglos existen pozo.
Hacer un mal Revistar, fuentes cálculo y que de información varié en la de los arreglos. selección del arreglo.
Demostrar Consultar con libros, mediante el diseño internet, sobre este de gas lift la diseño ubicación de las válvulas.
Acceder a la información del pozo
Utilizar el simulador Gas Floy para Tener un buen simular el proceso del conocimiento del diseño del arreglo de simulador. fondo pozo
Llegar a acceder a los datos necesarios para ejecutar la simulación.
Que no llegue lo satisfacer lo esperado.
Que la simulación no funcione o que la computadora este mal.
Mejorar los rendimientos alcanzados con la utilización de Gas Lift Intermitente.
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ACTIVIDADES
Proponer el arreglo ya escogido en el pozo cuando se haya terminado el diseño. Según el diseño escogido consultar con revistas libros para ver en que otro pozo se usó uno similar. El diseño del arreglo no deberá tener ningún error de cálculo. Utilizar ecuaciones para lograr ubicar Consultar en Hacer correctamente el las válvulas del libros sobre el diseño si ningún error diseño. procedimiento
Cometer un error cuando se esté haciendo el cálculo.
Trabajar con los datos registrados en el informe del pozo. Lograr que el diseño sea los más preciso posible para el pozo. Usar datos de pozo para poder llegar al Obtener los resultados diseño mediante el esperados simulador.
Distracción Manejo correcto cuando se este del simulador manejando el simulador.
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Comparar los cálculos obtenidos del diseño con los del simulador. Lograr que el programa no cometa errores en la simulación. Comparar producciones entre los volúmenes de producción que se espera obtener en comparación con los volúmenes que se obtienen actualmente. Lograr que el pozo llegue a registrar altos niveles de producción. Pronosticar la producción
9. METODOLOGÍAS Y HERRAMIENTAS. 9.1. METODOLOGÍA DE INVESTIGACIÓN Deductivo, se usara el planteamiento de una idea como es la de gas lift de ahí se partirá para solucionar el problema que se presenta. No experimental, es la aplicación de variables existentes a un hecho real, como ser la de gas lift, para solucionar la producción del pozo con declinación.
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9.2. HERRAMIENTAS METODOLÓGICAS La herramienta metodológica utilizada para la identificación del problema y propuesta del proyecto, es la entrevista, ya que es de gran importancia en claridad y muestra de forma sencilla las ideas para optar por esta tecnología.
10. ALCANCE Y APORTES DEL TEMA 10.1.
ALCANCE TEMÁTICO.
El alcance del presente perfil de proyecto abarcará el área de
producción de
hidrocarburos solamente del pozo SRB-C8.
10.2.
ALCANCE GEOGRÁFICO
Localidad: Eterasama Provincia: Carrasco Departamento: Cochabamba Ubicación Fisiográfica: Límite entre Pie de Monte y llanura Chaco-Beniana. Distancia: 176 Km al NO de la ciudad de Santa Cruz en línea recta. Latitud: 17° 6'15.05"S Longitud: 64°35'55.22"O
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Figura 10: Ubicación del Pozo
Fuente: Google Earth
10.3.
ALCANCE TEMPORAL
El progreso del proyecto, o la aprobación del Proyecto de Grado, demandara hasta su aprobación, un tiempo aproximado de 12 meses.
10.4.
APORTES DEL TEMA
El aporte del proyecto es la aplicación del sistema de levantamiento artificial gas lift intermitente para incrementar la producción del pozo SRB-C8ST.
11. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES
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Tabla 4: Cronograma de Actividades
OPTIMIZACIÓN DEL DESPLAZAMIENTO DEL PETRÓLEO MEDIANTE LA APLICACIÓN DEL SISTEMA DE GAS LIFT PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE EN EL POZO SRB-C8 ACTIVIDAD GESTION I 2014 GESTION II 2014 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ELABORACIÓN DEL PERFIL APROBACION DE DEL PERFIL DESARROLLO DEL PERFIL Obtener la Información del pozo caracteristicas del mismo para saber el estado actual Ubicación del Problema Solucionar el problema utilizando el método de gas lift intermitente Realizar un estudio para que arreglo se usara en el pozo Hacer los cálculos necesarios para diseñar el arreglo que usara Usar un Simulador para diseñar las profundidades de las valvulas diseño Fuente: Elaboración Propia
12. REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Magdalena Paris de Ferrer. Informe Resol Programa de Trabajo y Presupuesto 2014, Área de Contrato Surubí – Campo Paloma, Surubi y Surubi BB. Informe Repsol E&P Repsol YPF WellHead SRB-C8. Informe Ejecutivo SRB-C8 Empresa Repsol YPF Gas Lift Basico, Ricardo Maggiolo Petroleum Engineer.
REFERENCIAS DE INTERNET http://es.arielcorp.com/applications/markets.aspx?id=562http:// educaciones.cubaeduca.cu/medias/pdf/2710.pdf http://es.scribd.com/doc/49880785/2-GAS-LIFT-1 http://oil-
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ANEXOS
