Contenido 1.
RESUMEN RESUME N ................................. ................ .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... ................................... .................... ...3
2.
ANTECEDENTES ANTECEDE NTES ................................. ................ .................................. ................................... ................................... .................................. ................................... .............................. ............ 4 INTRODUCCION ........................................................................................................................................ 4 UBICACION ............................................................................................................................................... 4 HISTORIA EXPLORATORIA ........................................................................................................................ 5 POZO SABALO - X2 (SBL-X2) ...................................................................................................................11
3.
4.
5.
OBJETIVOS OBJETIV OS ................................... .................. .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... .................................1 ...............14 4 3.1.
OBJETIVO GENERAL ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................... ..............................1 .............14 4
3.2.
OBJETIVOS OBJETIVO S ESPECIFICOS ESPECIF ICOS ................................... .................. .................................. ................................... .................................... ................................... .....................14 ....14
JUSTIFICACION JUSTIFI CACION .................................. ................. .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... ...........................14 .........14 4.1.
TECNICO ................................. ................ .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... ..............................1 ............14 4
4.2.
ECONOMICO ECONOMIC O.................................... .................. ................................... .................................. ................................... ................................... ................................... ......................14 ....14
4.3.
SOCIAL ................................. ................ .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... .................................1 ...............14 4
4.4.
AMBIENTAL AMBIENTA L .................................. ................ ................................... ................................... ................................... .................................. ................................... .........................14 .......14
MARCO TEORICO .................................. ................ ................................... ................................... ................................... .................................. ................................... .........................15 .......15 5.1.
ANALISIS NODAL ................................... .................. ................................... ................................... ................................... ................................... .................................1 ................15 5
5.1.1. Introducción.- ...........................................................................................................................15 5.1.2. Análisis del sistema de producción.- ........................................................................................17 5.1.3. Nodo .........................................................................................................................................18 5.1.4. Elementos usados en el Sistema del Análisis Nodal.................. ........................... .................. .................. .................. .................. ...........19 ..19 5.1.5. Análisis del Sistema en el Separador ........................................................................................27 5.1.6. Selección del Compresor ..........................................................................................................28 5.1.7. Análisis del Sistema para pozos con Restricciones Superficiales ................. .......................... ................... ................... .........29 29 6.
METODOLOGIA...................................................................................................................................31 6.1.
7.
Realizar Análisis Análisis Nodal Nodal verificando verificando los los puntos de funcionamiento funcionamiento del pozo pozo SBL-X2.................32 .................32
CALCULOS CALCU LOS Y RESULTADOS RESULTA DOS .................................. ................. ................................... ................................... ................................... ................................... ...........................35 ..........35 Calcular el IPR compuesto de los reservorios del Campo Sábalo .................. ........................... ................... ................... .................. ............35 ...35
8.
CONCLUSIONES CONCLU SIONES Y RESOMENDACIONES RESOMENDA CIONES .................................. ................ ................................... .................................. ................................... .........................37 .......37
CONTENIDO DE FIGURAS FIGURA. 1 UBICACION DE LOS BLOQUES DE PETROBRAS .................................................. 5 FIGURA. 2 COLUMNA ESTRATIGRAFICA GENERALIZADA ..................................................... 6 FIGURA. 3 SECCION GEOLOGICA REGIONAL .............................................................................. 7 1
FIGURA. 4 MAPA BASE DE SISMICA Y POZOS .............................................................................10 FIGURA. 5 SECUENCIA ESTRATIGRAFICA Y ARREGLO FINAL DE PRODUCCION DEL POZO ........................................................................................................................................................12 FIGURA. 6 REGISTRO ELECTRICO DEL LOS RESERVORIOS .................................................13 FIGURA. 7 PUNTOS DONDE OCURREN LAS PERDIDAS P ERDIDAS DE PRESION ...................................16 FIGURA. 8 OPTIMIZACION DEL DIAMETRO DE TUBERIA ......................................................18 FIGURA. 9 COMPONENTES DEL SISTEMA DE PRODUCCION .................................................20 FIGURA. 10 SENSIBILIDAD AL DAÑO DE LA FORMACION ......................................................23 FIGURA. 11 SENSIBILIDAD A LA PERMEABILIDAD DEL RESERVORIO ..............................2 ................. .............23 3 FIGURA. 12 AGOTAMIENTO DE RESERVORIO ...........................................................................25 FIGURA. 13 COMPONENTES DEL SEPARADOR Y LINEA DE FLUJO HORIZONTAL ........26 FIGURA. 14 COMPONENTES DEL RESERVORIO Y TUBERIA VERTICAL............................27 .................. ..........27 FIGURA. 15 EFECTO DE PRESION EN EL SEPARADOR PARA DISTINTOS CHOKES ........28 FIGURA. 16 SUCCION DE NODO EN EL CHOKE DE SUPERFICIE ...........................................30 FIGURA. 17 COMPORTAMIENTO TOTAL DEL SISTEMA INCLUYENDO OPTIMIZACION DEL CHOQUE .........................................................................................................................................31 FIGURA. 18 PRUEA DE PRODUCTIVIDAD .....................................................................................31 FIGURA. 19 CURVA IPR .......................................................................................................................33 FIGURA. 20 CURVA IPR .......................................................................................................................35
CONTENIDO DE TABLAS TABLA. 1 COOERNENADAS Y PROFUNDIDAD FINAL, CAMPO SABALO ............................... 8 TABLA. 2 TIEMPOS DE PERFORACION ........................................................................................... 8 TABLA. 3 COSTOS DE PERFORACION.............................................................................................. 8 TABLA. 4 PRUEBAS DE PRODUCTIVIDAD ....................................................................................11 TABLA. 5 COMPONENTES DEL SISTEMA DE PRODUCCION ...................................................19 TABLA. 6 DATOS DE LA FORMACION HUAMAMPAMPA .........................................................32 TABLA. 7 CALCULO DEL IPR ............................................................................................................33 TABLA. 8 DATOS DE LA FORMACION SANTA ROSA .................................................................34 TABLA. 9 CALCULO IPR DE LA FORMACION SANTA ROSA ...................................................34
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1. RESUMEN Generalmente, los reservorios de gas condensado son explotados bajo un método de agotamiento de presión o volumen de agotamiento constante. Es decir, que a medida que el reservorio produce los fluidos a través del sistema de producción, la presión de la formación disminuye. Esta disminución de presión obliga al operador, tarde o temprano, a disminuir los caudales de producción con el objeto de alcanzar la presión de llegada o de separación requerida eventualmente. Este estudio permite identificar áreas potenciales de reducción de caídas de presión, a las cuales se les pueda efectuar cambios, modificaciones y ajustes con el propósito de incrementar la presión de drawdown y por consiguiente los caudales cau dales de producción.
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2. ANTECEDENTES INTRODUCCION El 22 de abril de 1996 se rúbrica un contrato de asociación petrolífera entre YPFB (50%) y Petrobras (50%), para la exploración y producción de hidrocarburos en el denominado Bloque San Antonio, dentro del cual se ubica el Anticlinal de San Antonio y donde en 1998 se perforó el SBL-X1 que fue descubridor del Campo Sábalo. El 29 de julio de 1996 se suscribió un contrato de conversión al régimen de Riesgo Compartido. El 10 de octubre de 1996 se constituye como fecha efectiva de la migración del contrato de asociación inicialmente firmado a un contrato de riesgo compartido, modificándose la participación accionaria de la manera siguiente: Andina S.A. con el 50% de las acciones, Petrobras operador del Bloque con el 35% y Total Fina Elf con el 15 % restante. Al 2006 se tenían 5 pozos productores, uno listo para entrar en producción y uno en etapa de perforación, además de una capacidad cap acidad de planta instalada de 670 MMpcd. En base a la información obtenida en el proceso de auditoría, más algunos datos actualizados, se presenta una descripción de las características geológicas del Campo, las operaciones de perforación realizadas, la producción del de l campo y las reservas estimadas.
UBICACION El bloque San Antonio se encuentra morfológicamente en el Subandino Sur y ubicado en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija, aproximadamente a 20 Km al oeste de la ciudad de Villa Montes. Está situado en la área tradicional de exploración y explotación de petróleo y gas, tiene una extensión original de 13.78 parcelas, equivalentes a 34450 Has.
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F I GURA. 1 UBI CACI ON DE LOS LOS BLOQUES BLOQUES DE PETR OBR AS HISTORIA EXPLORATORIA El Bloque San Antonio, así como zonas vecinas, han sido estudiadas con fines petroleros por geólogos de la empresa Standard Oíl, destacándose entre ellos: W.H. Gallaher (1928), “Informes 68 y 76 de la Standard Oíl Company of Bolivia”. F.A. Sutton (1933), “Report Geología and Oil
Possibility of the San Antonio Range, Quebrada T atí to Pilcomayo River”. Posteriormente geólogos de YPFB, inician trabajos de prospección superficial sistemáticamente. H.H. Lohman (1963), concreta el “Informe sobre la geología y las posibilidades petrolífer as as del Anticlinal Valverde (San Antonio), a los dos lados del Río Pilcomayo”.
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F I GURA. GURA. 2 COLU COLUMNA MNA ESTRATIGRAF I CA GENE RALI ZADA
6
F I GURA. 3 SECCI ON GEOLOGI GEOLOGI CA RE GI ONAL El pozo SBL-X2, que alcanzó una profundidad final de 5264 m, confirmó la continuidad de la estructura y los reservorios de las Fms. Huamampampa e Icla hacia el Sur del pozo SBL-X1. Adicionalmente descubrió gas en la Fm. Santa Rosa, incorporando nuevos volúmenes de reservas. El pozo SBL-X3, ubicado en una posición intermedia entre el SBL-X1 y SBL-X2, fue fu e programado inicialmente con el fin de producir las reservas existentes en las Fms. Huamampampa, Icla y Santa Rosa. Luego de iniciada la perforación se cambió el proyecto con el cual se estableció que mediante un pozo direccional de alto ángulo se investigaría los reservorios H0, H1, H2 y H3 de la Fm. Huamampampa, así como la zona inferior H4 (SBL-X3D) mediante navegación con perforación sub horizontal y en dirección paralela p aralela al eje de la estructura. En ese sentido fueron necesarios análisis de estabilidad del pozo y densidad de lodo requerida para la perforación. Los resultados de este análisis mostraron que con un lodo de 14 lpg era posible perforar de manera segura. Se perforaron 555 m dentro del reservorio H4, alcanzando una profundidad final de 4159 m., con un ángulo án gulo vertical de 82,4°. Posteriormente y también con el objetivo de producir las reservas de hidrocarburos gaseosos de las Fms. Huamampampa, Icla y Santa Rosa se programó la perforación del pozo SBL-X4. Este sondeo está ubicado a orillas del Río Pilcomayo, a unos 4,4 Km en dirección N 12° del pozo SBLX1. Originalmente se programó un pozo de 4681 m, que debería alcanzar la Fm. Santa Rosa, sin embargo en el transcurso de la perforación el objetivo fue cambiado y solamente se investigaría los reservorios de la Fm. Huamampampa con un pozo direccional de alto ángulo. El pozo SBLX4D, se perforó a partir del pozo SBL-X4 con un KOP a los 3157 m (Fm. Los Monos) con un 7
azimut de 357.4 y finalizó a los 4260 m, habiendo atravesado de manera sub horizontal 610.8 m del reservorio H4. En la Tabla 1, se detallan las coordenadas y profundidad final de los pozos, en la Tabla 2, se muestra los tiempos de perforación y en la Tabla 3, se puede observar el costo del metro perforado de los dos pozos verticales.
TABLA. 1 CO COOE RNE NADAS Y PROFUNDI DAD F I NAL, CAMPO SABALO POZO
X
Y
Zt
Prof. final
SBL-X1
433230.5
7648567.8
826.0
4443.0
SBL-X2
430935.7
7640912.3
901.3
5264.0
SBL-X3
432643.9
7644492.0
856.6
4159.0
SBL-X4
4.4029.5
7652829.2
534.0
4252.0
SBL-5
435584.7
7657931.2
798.2
4866.0
SBL-7
430510.4
7637455.0
1082.8
SBL-8
433207.0
7650741.0
734.5
TABLA. 2 TI E MPOS MPOS DE PE RF ORACI ON TIEMPOS DE PERFORACION POZO
INICIO
CONCLUCION
DIAS DE
PERFORACION PERFORACION PERFORACION
SBL-X1
28/11/1998
30/12/1999
397
SBL-X2
10/09/2000
01/12/2001
447
SBL-X3
10/12/2001
22/04/2002
133
SBL-X3D
13/05/2002
26/08/2002
105
SBL-X4
09/03/2002
12/09/2002
187
SBL-X4D
15/09/2002
23/12/2002
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TABL A. 3 COSTO COSTOSS DE PE RF ORACI ON COSTOS DE PERFORACION
POZO
PROFUNDIDAD FINAL (mbbp)
COSTO DE PERFORACION ($us) 8
COSTO METRO DE PERFORACION $us
SBL-X1
4.443
31.407.940
7.069
SBL-X2
5.264
39.645.396
7.531
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F I GURA. 4 MAPA BASE DE SISMI CA Y POZ POZOS 10
TABLA. 4 PRUEBAS DE PRODUCT PRODUCTII VI DAD PRUEBAS DE PRODUCCION REALIZADOS EN EL POZO SBL-X2 N °
Fm.
Tramo
Choke
Petróleo
Gas
RPG
MCD
ºAPI
MmCD
MC/MC
40/64*
135
52
890
48/64*
158.46
50
1293.25
(md)
1 2
Huamampa
3967.5-
mpa
4443
Huamampa
3967.5-
mpa-Icla
4443
Presión de Surgencia
Resultados
Conclusiva 8.16
conclusiva
POZO SABALO - X2 (SBL-X2)
La propuesta geológica de perforación ubicó el mismo a 9.3 Km al Sur del SBL-X1 y marcó como objetivos principales los reservorios Devónicos de las Fms. Huamampampa e Icla descubiertos por el pozo SBL-X1 y como objetivos secundarios, secund arios, posibles reservorios reser vorios dentro de la Fm. Santa Rosa. Las operaciones se iniciaron el 10 de septiembre de 2000 y finalizaron el 19 de octubre de 2001 a una profundidad final de 5264 m. (-4248.95 mbnm), habiendo atravesado la secuencia Huamampampa-Icla-Santa Rosa e ingresado en la parte superior de la Fm. Tarabuco, conforme se visualiza en la Figura I.40. La Figura I.41, es un registro eléctrico que identifica por sus características geoeléctricas a los reservorios Huamampampa, Icla y Santa Rosa del Sistema Devónico del Pozo SBL-X2.
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FI GURA. GURA. 5 SECUENCI SECUENCI A E STRATI STRATI GRAFI CA Y ARREGLO FI NAL DE PRODU PRODUCCION CCION DE L POZO POZO
12
FI GURA. 6 RE GI STRO STRO ELE CTRICO DEL LOS RE SE RVORI RVORI OS
13
3. OBJETIVOS 3.1. OBJETIVO GENERAL Realizar la Optimización de la producción del campo Sábalo mediante Analisis Nodal en el pozo SBL-X2.
3.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS Identificar las presiones del sistema completo mediante analisis Nodal en el Pozo SBL-
X2. Calcular los potenciales de los pozos en el Campo Sábalo-Curvas IPR. Realizar Analisis Nodal verificando los puntos de funcionamiento del pozo SBL-X2. Calcular el IPR compuesto de los reservorios del campo Sábalo.
4. JUSTIFICACION 4.1. TECNICO Debido a la creciente demanda de los hidrocarburos obliga a los países de con gran producción de Gas Natural a aplicar técnicas para la optimización de producción del Gas Natural de manera que se puedan producir los reservorios en una forma eficaz, óptima y adecuada, y así cumplir con los volúmenes requeridos para la venta de gas.
4.2. ECONOMICO Mediante esta propuesta de proyecto se pretende mejorar la recuperación de gas y condensado, de esta manera alargar la vida productiva del pozo SBL-X2, y optimizar el caudal de producción de manera económica lo que generara más ingresos a la empresa.
4.3. SOCIAL Mediante esta propuesta se busca mejorar los ingresos económicos econ ómicos con la producción del gas natural, debido a que tanto el Gobierno como el departamento productor recibirán mayores ingresos por concepto de regalías e impuestos.
4.4. AMBIENTAL Con la realización de este trabajo también se busca minimizar los daños medioambientales si es que hubiera en el pozo SBL-X2.
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5. MARCO TEORICO En este punto realizamos una breve descripción de las bases teóricas necesarias para la elaboración de la ingeniería del proyecto. Además, se presentan las bases referenciales y normativas que reglamentan las actividades relacionadas a la Producción de un Campo y su optimización.
5.1.ANALISIS NODAL
5.1.1. 5.1.1. I ntrod ntroduc ucció ción.n.El Análisis Nodal se define como la segmentación de un sistema de producción en puntos o nodos, donde se producen cambios de presión. El Análisis Nodal es presentado para evaluar efectivamente un sistema completo de producción, considerando todos los compontes del sistema comenzando por la presión de reservorio P r y y terminando en el separador, incluyendo el flujo a través del medio poroso, flujo a través de las perforaciones de terminación, flujo a través de la tubería de producción con posibles restricciones de fondo, flujo por la línea horizontal pasando a través del estrangulador en superficie hacia el separador. El objetivo principal del análisis nodal, es el de diagnosticar el comportamiento de un pozo, optimizando la producción, variando los distintos componentes manejables del sistema para un mejor rendimiento económico. Para que ocurra el flujo de fluidos en un sistema de producción, es necesario que la energía en los fluidos del reservorio sea capaz de superar las pérdidas de carga en los diversos componentes del sistema. Los fluidos tienen que ir desde el reservorio hacia los separadores en superficie, pasando por las tuberías de producción, equipos superficiales en cabeza de pozo y las líneas de recolección, muestra un sistema de producción simple, con tres fases:
1) Flujo a través del medio poroso. 2) Flujo a través de la tubería vertical o direccional. 3) Flujo a través de tubería horizontal. La figura. 7 muestra todos los componentes del sistema en los cuales ocurren las pérdidas de presión, que va desde el reservorio hacia el separador.
P =Pr - P wfs = Pérdidas de presión en medios porosos.
∆ 1
P =Pwfs - P wf = Pérdidas de presión a través de la Completación.
∆ 2
15
P =PUR – P DR = Pérdidas de presión a través de las restricciones.
∆ 3
P =PUSV – P DSV DS V = Pérdidas de presión a través de la válvula de Seguridad.
∆ 4
P =Pwh – P DSC = Pérdidas de presión a través de choques Superficiales.
∆ 5
P =PDSC – P SE P = Pérdidas de presión en líneas de flujo.
∆ 6
P =P =Pwf – P wh = Pérdidas de presión total en la tubería de producción.
∆ 7
P =Pwh – P SE P = Pérdida de presión total en la línea de flujo
∆ 8
F I GURA. 7 PU PUNTO NTOSS DONDE DONDE OCURRE N LAS PERD I DAS DE PRE SION La pérdida total de presión en un sistema de producción es el punto inicial Pr menos la presión final del fluido,
El análisis de las figuras mencionadas, indican que esta presión es
la suma de las pérdidas de presión en cada componente que conforma el sistema. El diseño final de un sistema de producción debe ser analizado como una unidad, puesto que, la cantidad de gas fluyente desde el reservorio hasta superficie en un pozo depende de la caída de presión en el sistema.
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La presión en cada componente es dependiente del caudal de producción, el caudal puede ser controlado por los componentes seleccionados, siendo por lo tanto muy importante la selección y el dimensionamiento de los componentes individuales en el estudio de un pozo específico. El caudal de producción de un pozo puede muchas veces estar restringido por el comportamiento de uno de los componentes del sistema. Experiencias pasadas han mostrado que se gastó una gran cantidad de dinero en estimular la formación, cuando la capacidad de producción del pozo era restringido, r estringido, porque porq ue la tubería o línea de flujo era extremadamente pequeñas. Otro ejemplo de error en el diseño de terminación es sobredimensionar las tuberías. Esto ocurre frecuentemente en pozos que se espera un caudal de producción muy alto y cuyo resultado no es el esperado. La Inter-relación entre caudal y presión es aprovechada por el Análisis Nodal para resolver muchos problemas que se presentan con la excesiva resistencia al flujo y las variaciones en el caudal durante la vida productiva del pozo, en la etapa de Surgencia natural o en la del levantamiento artificial.
5.1.2. 5.1.2. A nálisi nálisiss del siste sistema de produc roducció ción.n.La optimización de la producción en pozos de gas y petróleo para un Sistema de Producción llamado también Análisis Nodal, tiene como objetivo el mejorar las técnicas de terminación, producción y rendimiento para muchos pozos. pozos . Este tipo de análisis an álisis fue propuesto pr opuesto por Gilbert en 1954, discutido por Nind en 1964 y Brown en 1978. El Análisis Nodal, es el procedimiento de análisis que requiere un sistema. Primero, la colocación de los nodos, que se pueden encontrar en diferentes partes del pozo. Segundo, la generación del gráfico nodal, presión en el nodo versus el caudal como una herramienta visual para determinar los parámetros dominantes del pozo. Estas curvas generadas independientemente para cada segmento, son interceptadas en un punto que indica la capacidad productiva del sistema para un caso particular de componentes. El análisis de esta figura muestra que la curva de flujo de entrada (inflow) representa las presiones (aguas arriba) del nodo y la curva de flujo de salida (outflow) representa las presiones (aguas abajo) del nodo.
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FI GURA. GURA. 8 OPT PTII MI ZACION DEL DI AMETRO DE TUBE TUBE RI A 5.1.3. 5.1.3. Nodo Nodo Un nodo es el punto donde existe un cambio en el régimen o dirección de flujo. Los cuales se pueden dividir en nodo Común y nodo Fijo.
Nodo F ijo Son los puntos terminales e inicial del sistema de producción, donde no existe una caída de Presión.
Nodo odo Co Común Este es el nombre que recibe una sección determinada de un sistema de producción donde se produce una caída de presión, las caídas de presión están expresadas por ecuaciones físicas o matemáticas que relacionan la presión y caudal. Todos los componentes aguas arriba del nodo, comprenden la sección de flujo de entrada (inflow), en cuanto a la sección de flujo de salida (outflow) agrupa todos los componentes aguas abajo. Es importante notar que para cada restricción res tricción localizada en el sistema, el cálculo de la caída de presión a través del nodo, como una función del caudal, está representado por la misma ecuación general: ∆ =
Una vez el nodo es seleccionado, se realiza un balance de presiones pr esiones que representan al nodo: Entrada (Inflow) al nodo: 18
− ∆ ( ) =
Salida (Outflow) del nodo: − ∆ ( ) ) =
Estas relaciones deben cumplir los siguientes requisitos:
El caudal que ingresa al nodo debe ser igual al de salida.
Solamente existe una presión en el nodo.
5.1.4. 5.1.4. E lem lemento ntos usad usados en el Sist Si steema del A nálisis nálisis Nod Nodal Considerando las variadas configuraciones de pozos de un sistema de producción, estos elementos, también llamados componentes, pueden ser muchos debido a que existen sistemas muy complejos de terminación. Los más comunes están representados figura 9.
5.1 5.1.4 .4.1 .1.. Ubic Ubica ación ión de los Nod Nodos componentes Observando la figura 9, podemos determinar las posiciones de los nodos componentes más comunes, siendo estos modificados de acuerdo a necesidades y requerimientos del sistema de producción o políticas de producción adoptadas.
TABLA. 5 COMPO COMPONENTE NENTE S DE L SI STE STE MA DE PRODUCC PRODUCCII ON NODO
POSICION
TIPO
10
Línea de Petróleo al Tanque
Fijo
9
Línea de venta de gas
Fijo
8
Separador
fijo
7
Línea de flujo horizontal
Común
6
Choque Superficial
Común
5
Cabeza de Pozo
4
Restricciones o choque de fondo
Común
3
Tubería Vertical o Inclinada
Común
2
Válvula de Seguridad
Común
1
Presión Fluyente de Reservorio 19
Fijo
Fijo
F I GURA. 9 COMPO COMPONENTE NENTE S DEL SISTEMA DE PRODUCC PRODUCCII ON 5.1 5.1.4 .4.2 .2.. Com Componentes queinte intervie rvien nen en el Anál Análisis Nod Nodal En función a la necesidad que se tiene de cada uno de los elementos que intervienen como componente de un sistema de producción, definiremos la funcionalidad de los más importantes.
Sep Separado rador .los campos, no existe un criterio .- En el proceso de separación de petróleo y gas en loscampos, único para establecer las condiciones más adecuadas de producción óptima de los equipos. El Análisis Nodal TM, está orientado a obtener ciertos objetivos puntuales que nos den condiciones de máxima eficiencia en el proceso de separación; obteniendo de esta manera: Alta eficiencia en el proceso de separación de gas – Petróleo Mayor incremento en los volúmenes de producción Incremento en la recuperación de líquido Disminución de costos por compresión Estabilización de gas-condensado
20
L í nea nea de F lujo luj o H or i zonta zontall .- Este componente, es el que comunica la cabeza del pozo con el separador y donde el fluido presenta un comportamiento que obedece a las condiciones adoptadas para el sistema de producción de los pozos.
L í nea nea de de F lujo Ve V er tical tical .- Este componente es el que comunica el fondo del pozo con la superficie, donde el fluido presenta un comportamiento que obedece a las condiciones de presión y temperatura, que están de acuerdo a la profundidad. En este es te componente existe la mayor pérdida de energía del sistema, que va desde el 20 al 50 % de acuerdo a la relación gas / condensado y corte de agua.
Choque Superficial.- Es el que controla la producción del pozo con el cual se puede aumentar o disminuir el caudal de producción, siendo que en este componente se produce una presión diferencial que puede ser calculada con una de las muchas ecuaciones para choques o estranguladores.
Cabeza de Pozo.- Es un punto del sistema en el que se produce el cambio de dirección, de flujo vertical a flujo horizontal, y de donde se toma el dato de la presión de Surgencia para conocer la energía de producción del pozo, siendo también un punto crítico que es tomado en cuenta para su análisis dentro del sistema.
V álvula de de Seg Seguri ur i dad ..- Este componente, es un elemento que se instala en la tubería vertical y que opera en cualquier anormalidad del flujo que puede ocurrir en el transcurso de la producción, siendo vital para la seguridad operativa ope rativa del pozo.
C hoque de de fondo.- De acuerdo a la necesidad de elevar la presión o controlar la energía en el flujo de la línea vertical, así como también, tener una presión de aporte y elevación controlada, se procede a la bajada de este tipo de restricción, por lo que se va producir una presión diferencial en la que se tendrá una caída de presión que a su vez puede ser calculada.
Presión fluyente.- Esta es muy importante para el sistema, ya que de ella depende toda la capacidad de la instalación que se desea conectar al reservorio a través del pozo y así producir todo el campo.
C omple ompleta taci ción ón o Perf Perforacione oraci oness en el el F ondo ondo.- Este nodo es muy importante en el sistema de producción debido a que comunica el reservorio reser vorio con el pozo, y de él depende mucho much o el potencial de entrega de pozo, debido a la disminución del área por donde debe pasar el fluido, la cual puede ser expresada por correlaciones. 21
5.1 5.1.4 .4.3 .3.. Pre Pressión ión Con Constante El nodo 8, ubicado en un sistema de producción en el separador, establece que existen dos presiones que no están en función del caudal de producción del reservorio. La presión p resión de separación es usualmente regulada a una presión de entrega de gas, planta o la presión de succión del compresor nodo 8. Por lo tanto, la presión del separador . (Psep) Será constante para cualquier caudal de flujo. La presión del reservorio rese rvorio (PR ), ), nombrada por el nodo 1, será también considerada constante en el momento de la prueba o análisis. El balance de presión para el nodo en el choque se puede definir d efinir como:
P SE P = P R E S - ∆P complet complet - ∆P tub tub ver ver t - ∆P choque choque - ∆P tub tub hor hor z 5.1 5.1.4 .4.4 .4.. Anális Análisis is del siste istema en el fon fondo de pozo Si colocamos el nodo solución en el fondo de pozo, esto nos permite aislar el reservorio de las tuberías tanto vertical como horizontal; dando la posibilidad de estudiar varios efectos, podemos estudiar la sensibilidad al diámetro de tubería manteniendo los parámetros pa rámetros de reservorio constante y la sensibilidad de los parámetros de reservorio como la permeabilidad, daño, conductividad. Ver Figuras 2.4 2. 4 y 2.5. La ecuación de flujo de entrada y salida respectivamente son:
PReserv. = (P Sep Sep + ∆P pe perf + ∆P tub tub ver ver t + ∆P choque choque + ∆P tub tub hor hor z Entrada =Salida
5.1 5.1.4 .4.5 .5.. Optimiz imiza ación ión de la tubería de prod roducción ión Uno de los componentes más importantes en un sistema de producción, es la sarta de producción. Debido a que cerca del 50 % de la pérdida total de presión en un pozo de gas puede ocurrir por la movilización de los fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie. Un problema común en los proyectos de Completación, es el seleccionar un tamaño de tubería de producción basados en criterios totalmente irrelevantes, como por ejemplo, el tamaño que se tiene disponible en almacén. La selección del tamaño de la tubería de producción debe ser hecha en base a datos disponibles, ya sea pruebas de formación o datos de reservorio, lo cual no es posible hacerlos en pozos exploratorios por falta de información confiable. 22
FI GURA. 10 SENSIB I LI DAD AL DAÑO DE LA F ORMACI ON
FI GURA. GURA. 11 SENSI SENSI BI LIDAD A LA PERMEABI LI DAD DEL RESERVORIO
A medida que el área de flujo vertical se incrementa, las velocidades de flujo disminuyen pudiendo llegar a generar que las condiciones de flujo sean inestables e ineficientes, esto ocasiona que se forme un escurrimiento de líquido, formándose la acumulación de líquido en el fondo del pozo, que podría ocasionar el ahogo o muerte del pozo. Una situación similar se presenta en pozos de baja productividad y diámetro excesivo de tubería, (Figura 2.6). Por el contrario, en las tuberías de producción muy pequeñas el caudal de producción es restringido a causa de la pérdida excesiva de fricción. 23
Un problema común que ocurre en la Completación de pozos de alto potencial, es el de instalar tuberías de producción con diámetros excesivos para mantener la seguridad. Esto con frecuencia es contraproducente, ya que disminuye la vida útil de los pozos, a medida que la presión del reservorio decrece, los líquidos comienzan a escurrirse por falta de velocidad del gas para arrastrar los líquidos en fondo. La respuesta de la capacidad de producción con la variación del área de flujo, es muy importante para poder definir el diámetro de tubería que se deba bajar a un pozo, poz o, ya que para dos diámetros distintos de tubería obtendremos distintos caudales. Por ejemplo, si tenemos un diámetro d2 mayor a d1, el caudal q2 aumenta un porcentaje con respecto al caudal q1; quiere decir, que estamos frente a un pozo restringido por el comportamiento de flujo de salida (outflow). La severidad de la restricción, dependerá del porcentaje del incremento del caudal con un cambio del tamaño de la sarta. Por el contrario, para un d2>d1 el caudal q2 es aproximadamente igual al caudal q1, no se justificarán el costo de una inversión para un cambio de tamaño de tubería ver
5.1 5.1.4 .4.6 .6.. E fec fecto deAgot Agotamien iento del R eservo rvorio
Al aislar los componentes de las tuberías tanto vertical como horizontal, podemos observar el efecto de Agotamiento del reservorio, con su disminución de su capacidad productiva, conforme transcurre el tiempo. Teniendo en cuenta los cambios de la relación gascondensado RGC y el corte de agua. Las intersecciones de las curvas aguas arriba y aguas abajo para las mismas condiciones de la presión de reservorio, da como resultado las capacidades de producción para esta relación. Mantener la producción en un caudal constante, implicaría una disminución de la presión de fondo fluyente a medida que la presión del reservorio declina. Existen dos formas para lograr esto:
La primera, es instalando un compresor para reducir la presión del separador.
La segunda, es instalando una línea de flujo y tuberías de mayor diámetro para disminuir la caída de presión en el sistema de tuberías. 24
FI GURA. 12 AGOTAMIE AGOTAMIE NTO DE RE SERVORI O
Nuevamente el sistema total es dividido en dos componentes, constituyendo el separador y la línea de flujo horizontal como un componente, y el reservorio más la sarta de tubería vertical como un segundo componente; ver la Figura 2.8 muestra, el primer componente. La línea de flujo empieza con la presión de separación incrementándose, la presión en la línea de acuerdo a la pérdida de presión debido a los efectos de fricción y aceleración, determinándose la presión final en cabeza de pozo para par a mover el caudal asumido. La Figura
12, muestra el segundo componente del sistema; la línea de flujo empieza con la presión de reservorio, la cual va disminuyendo de acuerdo a las restricciones encontradas, primeramente, se debe descontar la pérdida de presión obtenida en las perforaciones en el caso que el pozo esté completado, luego se descuenta la pérdida de presión por elevación, fricción y aceleración obtenida en la tubería vertical encontrando la presión en cabeza para cada caudal asumido. La presión del nodo para este caso está dada por:
Entrada (Inflow) al nodo:
P wh = P R - ∆P res res - ∆P tub tub 25
Salida (Outflow) de nodo:
Pwh = Psep + ∆PIf
Procedimiento de cálculo:
Asumir varios valores de q sc y determine el correspondiente P wf de de los métodos de inflow performance.
Determine la presión de cabeza del pozo, Pwh correspondiente para cada q sc y y P wf determinada en el paso 1.
Trazar un gráfico Pwh vs q sc
Utilizando una presión fija de separador y las ecuaciones en las tuberías de flujo, calcular P wh para varios caudales de flujo asumidos.
Trazar un gráfico Pwh vs q sc en el mismo gráfico que en el paso 3. La intersección da solamente el valor de Pwh y qsc para un diámetro de línea que ira a satisfacer ambos subsistemas.
F I GURA. 13 13 COMPO COMPONENTE NENTE S DEL SEPAR ADOR Y LI NEA DE F LUJO HORI ZONTAL
26
FI GURA. 14 COMPO COMPONENTES NENTES DE L RE SERVORI O Y TUBERI TUBERI A VER TICAL
5.1.5. 5.1.5. A nálisi nálisiss del Sist Si steema en el Sep Separado rador
Con la ubicación del nodo en el separador se puede dividir el sistema en dos componentes, para optimizar la presión de separación, con los distintos diámetros de choques en el caso de que existan. El primer componente del sistema es el separador. El segundo componente del sistema muestra el reservorio, tubería y líneas de flujo. La Figura 2.10 nos muestra el efecto de la presión de separación para los distintos choques y el máximo caudal que podríamos obtener. La solución es obtenida haciendo el gráfico P sep sep vs q sc , como P sep sep calculado para la relación:
P sep sep = P R - ∆P res res - ∆P tub - ∆P lf lf Procedimiento de cálculo:
Comenzar con la presión de reservorio para calcular la presión de fondo fluyente correspondiente para cada caudal asumido.
Determinar la presión de cabeza para cada P wf y q sc del paso 1, haciendo uso de una correlación de flujo vertical. 27
Con la presión de cabeza del paso 2, establecer la presión del separador P sep sep, respectiva y permisible para cada caudal.
Trazar un gráfico para P sep sep vs q sc y determinar qsc para varios valores de P sep sep.
El incremento o reducción de presión del separador, está ligado al comportamiento del sistema de tubería y en particular a la línea de flujo. f lujo. Al disminuir la presión del separador se logra un incremento en el caudal del pozos y para los pozos de alta productividad se ve reflejado mucho mejor. Muchas veces existe el criterio erróneo de producir un pozo bajo condiciones de flujo subcrítico, siendo mejor producir bajo condiciones críticas eliminando el efecto de contrapresión del separador al reservorio, reserv orio, dejando baches de líquido en el fondo.
FI GURA. 15 EF ECTO DE PRE SION EN E L SEPARADOR SEPARADOR PARA DI STI STI NTOS NTOS CHOKE CHOKE S
5.1.6. 5.1.6. Sele Selecc ccii ón del C ompr esor sor La selección y el dimensionamiento de un compresor para aumentar la capacidad capa cidad productiva de un sistema de pozos, requieren conocer la presión de succión y descarga requerida, además del volumen de gas para la venta y la distancia donde se debe entregar el gas, que es usualmente fijada. En base a todos estos datos requeridos, determinamos la descarga y succión del compresor que está en función al caudal de gas. La presión del separador controla la presión de succión del compresor y está directamente relacionada con la potencia del compresor (HP) estimada de la siguiente manera: 28
= () ()()
Donde: R = Relación de compresión =
Para R > 4.5 use 2 etapas Para R > 20 use 3 etapas q = MMpcsd
El siguiente procedimiento, es usado para determinar los parámetros de diseño necesarios y la potencia requerida para entregar una cantidad de gas a una presión fijada en la línea de venta:
5.1.7. 5.1.7. A nálisi nálisiss del Sist Si steema par a pozos con con R estri stricc ccii ones nes Supe Super fic fi ci ales les La Figura 1.11 muestra una descripción física del pozo con un choque de superficie instalado. Puesto que el choque de cabeza esta usualmente representado por el nodo 2 de acuerdo a la ubicación de los nodos, mostrada anteriormente, es seleccionado para resolver el problema y determinar los caudales posibles para diferentes diámetros de choque. La solución es dividida en dos partes:
1.- La primera parte, sigue exactamente el procedimiento (análisis del sistema nodo en cabeza de pozo). En este caso, el desempeño de la curva vertical del IPR representará la presión aguas arriba del nodo 5, P wh (presión de cabeza que controla el caudal) y el desempeño de la curva del segmento horizontal, la presión aguas abajo del nodo 5, PD (presión necesaria para mover el fluido al separador). Así mismo, hemos considerado que no existe caída de presión en el nodo, y que el caudal que se predice es donde la presión aguas arriba es igual a la presión aguas abajo
P wh = P D . Sin embargo, sabemos que el choque creará una caída de presión en el nodo funcional 5 para cada caudal.
29
para luego hacer un gráfico 2.- La segunda parte se aboca a encontrar esta caída de presión, ∆P para ∆P vs q elaborado sobre la base de los cálculos del desempeño del choque.
La caída de presión para diferentes choques y caudales, se obtiene de la Figura 17 y se hace un gráfico ∆P vs q.
Para diferentes diámetros de choques, calcular la presión de cabeza asumiendo varios caudales.
Tabular estos datos en una tabla, incluyendo además los valores de caída de presión entre presión de cabeza, requerida para mover el caudal asumido a través del choque y la presión downstream necesaria para mover el fluido al separador.
P tabulados son plasmados en coordenadas cartesianas, para mostrar el comportamiento
Los ∆
del choque se muestra en la Figura 17 para diferentes diámetros de choques.
FI GURA. 16 SUCCION SUCCION DE NODO NODO EN E L CHOKE DE SUPERF SUPERF I CI E
Las curvas del comportamiento del sistema nos indican el ∆P requerido para varios caudales, tomando en cuenta el sistema completo desde la salida al separador. Las curvas de desempeño del choque revelan un ∆P creado para un conjunto de caudales considerando diferentes tamaños de choques. Los puntos de intersección de las
creadas y requeridas
representan las soluciones posibles. Por ejemplo, el caudal obtenido a través de la configuración de un pozo sin restricciones, caerá en un cierto porcentaje con la instalación de un choque en cabeza de un diámetro particular. 30
F I GURA. 17 17 COMPO COMPORTAMI RTAMI E NTO TOTAL TOTAL DEL SI STEMA I NCLUYENDO OPTI OPTI MI ZACI ON DE L CHOQUE
6. METODOLOGIA La propuesta geológica de perforación ubicó el mismo a 9.3 Km al Sur del SBL-X1 y marcó como objetivos principales los reservorios Devónicos de las Fms. Huamampampa e Icla descubiertos por el pozo SBL-X2 y como objetivos secundarios, posibles reservorios dentro de la Fm. Santa Rosa.
F I GURA. 18 PRUEA DE PRODUCTI PRODUCTI VI DAD
31
6.1. Realizar Análisis Nodal verificando los puntos de funcionamiento del pozo SBL-X2 ANÁLISIS NODAL DE LA FORMACION HUAMAMPAMPA Para dicho análisis se requiere de las características del fluido (PVT), información referente al pozo. TABLA. 6 DATOS DATOS DE LA F ORMACI ON HUAMAMPAMPA HUAMAMPAMPA DATOS DE LA FORAMCION
0,25
Kro = K (md) =
30
h (Ft)espesor =
40
Tr (ºF) =
204
GEg =
0,7
Hperf = h/2 (Ft) =
30
GOR ó Rs (Pc/Bbl) =
290
Espaciamiento(Acres)=
60
Casing (Pulg) =
7 8 1/2
Bit (Pulg) =
50
ºAPI =
3250
Pr (Psi) = Cálculo de gravedades específicas. Aplicando la ecuación de la gravedad específica del petróleo.
Elaboración de la Curva IPR. Con la finalidad de evaluar la capacidad de producción del pozo se requiere de la curva IPR. Conociendo el valor del Índice de Productividad (IP), y considerando que este valor es constante construimos la gráfica con la variación del caudal, partiendo de la siguiente ecuación: ecuación:
Despejando P wf wf tenemos: 32
Se precede a calcular los valores de presión de fondo fluyente en base a los valores asumidos.
TABLA. 7 CALCULO DE L I PR
Nº Pwf (Psi)
βo
Rs
(Bbl/BF)
(Pc/Bbl)
μob (cps)
Asumida
Qo (BPD) Calculado
1
3250
0,3352144 1,1510071
290
0
2
2500
0,3186979 1,1611172
290
2359,5145
3
959
0,2847552 1,1987998
290
7813,1011
4
1000
0,2810998 1,2058498 304,69831
5
500
0,3380118 1,1273953 136,15421 11845,305
6
14,7
0,4409844 1,0711366 6,1491647 13838,745
9745,005
3500 3000 ) i s P ( n ó i s e r P
2500 2000 1500 1000 500 0 0
23.19
37.15
60.74
83.88
106.12
Caudal Qo(BPD) caudal Qo(BPD)
F I GURA. 19 19 CURVA I PR
ANÁLISIS NODAL DE LA FORMACION SANTA ROSA Para dicho análisis se requiere de las características del fluido (PVT), información referente al pozo
33
TABLA. 8 DATOS DATOS DE LA F ORMACI ON SANTA SANTA ROSA DATOS DE LA FORAMACION
rw (ft) = 1,2953368
Kro=
0,25
re = 1000ft
k=
30
md
h=
40
ft
Tºr=
220
°F
SGg =
0,7
hp =
20
ft
L = 200ft
RGP=
300
Pc/Bbl
Kh = 30
Csg = 7’’ bit = 8 ½’’ ºAPI = 30 Pr = 3000psi
TABLA. 9 CALCULO I PR DE LA F ORMACI ON SANTA ROSA ROSA
Nº
Pwf
μob (cps)
βo (Bbl/BF)
(Psi)
Rs
Qo (BPD)
(Pc/Bbl)
Asumida
Calculado
1
3000
0,79324599 1,185563802
300
0
2
2500
0,76981836
1,19294956
300
796,5692565
3
1836
0,73870647 1,205559964
300
1912,300528
4
1000
1,0074305
1,138050223
147
2550,354425
5
500
1,30451125 1,30451 125 1,104034534
66
3185,266246
6
14,7
1,78023813 1,078568588
3
3753,943695
34
3500 3000 2500 ) i s P ( s e r P
2000 1500 1000 500 0 0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Qo( BPD)
F I GURA. 20 20 CURVA I PR
7. CALCULOS Y RESULTADOS Calcular el IPR compuesto de los reservorios del Campo Sábalo Formación Santa Rosa
Nº
Pwf (Psi)
μob (cps)
βo (Bbl/BF)
Rs
Qo (BPD)
(Pc/Bbl) Asumida
Calculado
1
3000
0,79324599
1,185563802
300
0
2
2500
0,76981836
1,19294956
300
796,5692565
3
1836
0,73870647
1,205559964
300
1912,300528
4
1000
1,0074305
1,138050223
147
2550,354425
5
500
1,30451125
1,104034534
66
3185,266246
6
14,7
1,78023813
1,078568588
3
3753,943695
35
Calculo del IP de la Formación Huamampampa Pwf (Psi)
Qo* (BPD)
IP (BPD/Psi)
Asumida
Calculado
Calculado
3250
0
0,301105893
2500
225,82942
0,301105893
2000
320,719867
0,256575894
1500
390,751187
0,223286393
1000
439,270445
0,195231309
14,70
477,32506
0,147536568
Calculo del IPR Compuesto Reservorio 1
Qo (BPD)
Reservorio 2
Pwf (Psi)
IP
Qo (BPD)
Pwf (Psi)
IP (BPD/Psi)
(BPD/Psi) Calculado
Asumida
Calculado
Calculado
Asumida
Calculado
0
3000
1,59313851
0
3250
0,301105893
796,5692565
2500
1,59313851
225,8294198
2500
0,301105893
1912,300528
2003
1,91805469
320,7198669
2000
0,256575894
2550,354425
1000
1,27517721
390,7511871
1500
0,223286393
3185,266246
500
1,2741065
439,2704449
1000
0,195231309
3753,943695
14,7
1,2574762
477,3250596
14,70
0,147536568
IPR COMPUESTO Qo (BPD)
Pwf (Psi)
IP (BPD/Psi)
Compuesto
Compuesta
Compuesto
0
3125
0
1022,398676
2500
-0,408959471
2233,020395
2002,646042
-1,115034983
2941,105612
1074,50511
-2,737172288
3624,536691
566,4351342
-6,398855707
4231,268754
14,7
-287,8414118
36
Gráfica de IPR Reservorio Yantata
Reservorio Sara
IPR COMPUESTO
3500 3000 2500
) i s P ( f w P
2000 1500 1000 500 0 0
1000
2000
3000
4000
-500
Qo (BPD)
8. CONCLUSIONES Y RESOMENDACIONES Conclusiones: Los parámetros de presión y temperatura son monitoreados en tiempo real por medio de los sensores de presión y temperatura. La optimización de la producción de condensado mediante el Análisis Nodal es una herramienta para poder lograr incrementar la producción producción de condensado en el campo Sábalo. Sábalo.
Recomendaciones: Se recomienda analizar la posibilidad de poner en marcha los dos escenarios del proyecto en conjunto para lograr un mayor incremento de la producción a corto plazo. Para un Analisis Nodal más completo se recomienda un software para analizar los diámetros de las tuberías y elegir un arreglo más exacto.
37
