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POZOS
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El yacimiento Lindero Atravesado (LA) es un campo maduro productor de gas y petróleo ubicado en la Cuenca Neuquina, a 77 Km. de la ciudad del Neuquén. Uno de los últimos proyectos que se han desarrollado en LA fue el reservorio petrolífero de la llamada Capa Cero, perteneciente a la Fm. Quintuco en el área Occidental. El descubrimiento de Capa Cero como reservorio petrolífero comercial data de 1997/98, con la reparación de 3 pozos a Quintuco. El delineamiento y desarrollo se llevó a cabo en los años 2000 y 2001, con la perforación de 14 pozos. La roca reservorio pertenece a los sedimentos del Cretácico Superior de la Fm. Quintuco y se trata de una caliza parcialmente dolomitizada, con desarrollo permeable de hasta 6m. Los pozos requieren de tratamiento ácido para aportar caudales de interés, y su perfil de producción exhibe en general una fuerte declinación inicial, típica de estas calizas estimuladas, a la que contribuye además un importante período de flujo monofásico inicial. Luego de esta declinación, la producción se estabiliza en valores bajos. Capa Cero es un reservorio que tiene como mecanismo de drenaje el “Gas Disuelto”, sus caudales iniciales son elevados pero en un corto periodo de tiempo declinan fuertemente. Este trabajo tuvo como objetivo implementar una metodología para aumentar la eficiencia del sistema de extracción de Levantamiento Artificial por Gas (Bombeo Neumático) Oportunidades de mejora detectadas: Reducir la pérdida por resbalamiento (“Fallback”) en pozos con sistema de Levantamiento Artificial por Gas (Bombeo Neumático)
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•
Reducir el consumo de gas de inyección
•
Mantener la tubería libre de deposiciones de cristales de sal y parafina
R
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DE
POZOS
+"+$,-.+ ',.%$"/")".0,+ ', 1%&'())"*# "#2&0()%.'&+
!"#$%" '%(#)*+," Es un método que utiliza gas a presión como medio de levantamiento, a través de un proceso mecánico o un orificio en la tubería de producción. Consiste en inyectar gas para levantar el líquido que se encuentra en el pozo, puede ser de manera continua o intermitente, reduciendo la densidad de la columna hidrostática dentro de la tubería de producción. Tipos de Levantamiento artificial por gas: •
Inyección Continua de Gas o Flujo Continuo (alto
índice de productividad y alta presión de fondo). •
valores de producción, alto I.P. + baja presión de fondo, bajo I.P. + baja presión de fondo). Flujo
Intermitente
de
Gas (bajos
Al inyectar gas la presión ejercida por la columna se reduce y el pozo es capaz de fluir debido a: •
Reducción del gradiente del fluido (La presión de
fondo fluyente disminuye). Expansión del gas inyectado. Arrastre de los fluidos por la expansión del gas comprimido.
• •
El transporte de fluidos del yacimiento a la superficie requiere cierto trabajo, la energía necesaria para realiza este trabajo puede estar contenida en el yacimiento, sin embargo si la energía de yacimiento es insuficiente para obtener el caudal deseado, la energía de yacimiento puede ser complementada de una fuente externa. Métodos de control de inyección del gas:
S
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PRODUCTIVIDAD
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a) El de controlador, el cual consiste en una válvula motriz accionada por un Temporizador. Inyecta el gas en el espacio anular en intervalos periódicos selectivos. Se regulan los ciclos de inyección en función de la acumulación de los fluidos en el pozo con el fin de proporcionar el régimen de producción más eficaz. b) En el otro método, la válvula del BN misma controla la inyección y la instalación de superficie incluye un estrangulador o la combinación de estrangular y regulador.
!"#$%%&'" %)"*&"+, -$ .,/ ) 0123) %)"*&"2)4 Se considera como una extensión del método de producción por flujo natural y consiste en la inyección continua de gas en la columna de fluido del pozo, con el propósito de aligerarla para disminuir la presión fluyente en el fondo y generar el diferencial de presión requerido para que la arena productora aporte la tasa de producción deseada. El gas se inyecta continuamente a alta presión por la TR para gasificar la columna del fluido y aligerarla. Esto disminuye la presión de la columna hidrostática para que la baja presión hidrostática en la zona productora, permita que el pozo fluya con el régimen deseado.
5123) -$ 6,/ !"*$78&*$"*$ 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 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. Hay que inyectar un volumen de gas bajo una presión suficiente para elevar el fluido a la superficie con la pérdida mínima. La válvula deberá inyectar sólo el volumen de gas requerido para elevar el fluido eficazmente. 9&%1) -$1 5123) -$ 6,/ !"*$78&*$"*$
Controlador de superficie y válvula motora
Slug" de líquido
Válvula Cerrada
Válvula Cerrada
Válvula Cerrada
Válvula Cerrada
Válvula Cerrada
Válvula Cerrada
Válvula Cerrada
Válvula Cerrada
Válvula Cerrada
Válvula Cerrada
Válvula Cerrada
Válvula Cerrada
Válvula Cerrada
Válvula Cerrada
Válvula Cerrada Válvula de Pie
Válvula Abierta Válvula de Pie Cerrada
T
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?7)@1$8,/ , A&"&8&B,7 •
•
•
Fallback o Resbalamiento: cada slug de líquido pierde entre un 5 y 7% por cada 1,000ft de Prof. Formación de Anillos de sal, por evaporación del agua de formación. Depósitos de parafinas y asfáltenos
U
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-.!/0/ 123456/ Éste sistema es una forma de levantamiento artificial basado en un método de cierre y apertura del pozo en superficie con el fin de utilizar la energía del yacimiento para producir los líquidos acumulados en el pozo mediante un plunger o pistón que actúa como una interface solida entre el nivel de líquido y gas de levantamiento. El pistón es una restricción que permite el paso de gas alrededor de este por efecto del slip alcanzando velocidades superiores a la velocidad crítica del líquido con el fin de minimizar el líquido que se regresa alrededor del plunger.
C$"*,3,/: Económico. Reduce costos de levantamiento. Ofrece una gran variedad de diseños. Gran cantidad y variedad de controladores en superficie.S Mayor eficiencia en la descarga de pozos productores. Conserva la presión de gas en formación. Incrementa la Producción. Produce desde una presión baja en TR. Disminución del promedio de PF, lo que causa un incremento en la producción. Maximizar la caida de presión y mantener la curva de declinación normal. Aplicable a diferentes condiciones de pozo. Mantiene tubería de producción limpia de hidratos y parafinas. No necesita energía adicional o externa para funcionar. Bueno en pozos desviados.
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D$/E$"*,3,/: • • •
El sistema utiliza RGL específicas. Produce a 400 BPD. No es adecuado para pozos con migración de sólidos.
Tradicionalmente, fue usado en pozos de petróleo pero recientemente se ha vuelto más común en pozos de gas por propósitos de deshidratación, ya que pozos de V
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gas con alta presión producen gas cargado con agua líquida y/o condensado en forma de niebla o vapor. Pero además este método de levantamiento artificial se le utiliza cuando la producción de pozo de gas disminuye a medida que la velocidad de flujo del gas en el pozo decae como resultado de la depletación de la presión del reservorio que se constituía como la fuente de energía inicial para la producción del pozo.
9&%1) -$1 F8@)1) C&,3$7) G?12".$7 H&0*I
;$/21*,-)/ # J>)7*2"&-,-$/ -$ 8$3)7, Se incrementó la producción de algunos pozos hasta en un 25% (LA-95)
•
•
Se eliminaron las intervenciones para limpieza de anillos de sal.
•
Se eliminaron las intervenciones para desparafinación de la tubería.
•
En la actualidad hay 5 equipos instalados.
W
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L/M2$8, D$ N)%, D$1 ?)B) O P$%2$"%&, D$1 52"%&)",8&$"*) REGISTRO D Y Arribo del slug de líquido y Pistón
Transcurre Válvula Motora de Producción Tiempo de Venta Abre Cerrada Cierra Válvula
___ Presión de Tubing
___ Presión de Inyección
GAS DE INYECCION Válvula Válvul a Motora motora Abre Cerrada cierra
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