XVIII EXPOSICIÓN LATINOAMERICANA DEL PETRÓLEO

1. XVIII EXPOSICIÓN LATINOAMERICANA DEL PETRÓLEO

3. DETERMINACIÓN DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS ÓPTIMO EN EL YACIMIENTOB-6-X.85, DEL AREA 370/453, EN LA UNIDAD DE EXPLOTACIÓN TÍA JUANA LAGO PRESENTADO POR: Ing. Jesús A. Torres Maracaibo, Junio 2007

4. CONTENIDO • INTRODUCCIÓN • OBJETIVO • BASES TÉCNICAS • ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS • CONCLUSIONES • RECOMENDACIONES

5. INTRODUCCIÓN Es situación común que al transcurrir la vida productiva de un pozo, se presenten problemas que afectan directamente la tasa de producción de éste; estando asociados a los problemas, la naturaleza del yacimiento o las diferentes actividades operacionales realizadas en el pozo. En Venezuela los programas de explotación masivos han ocasionado una disminución de las presiones de yacimiento en los diferentes campos, lo que ha hecho necesario el uso intensivo de métodos de producción alternativos. • Bajos Niveles de Producción. • Declinación de la presión de yacimiento. • Fallas en la completación mecánica. • Alto consumo de gas de levantamiento. • Inestabilidad en los lapsos de producción. ¿La selección del método de levantamiento artificial por gas, permitirá optimizar la producción y a su vez obtener ahorros en la inyección de gas?

6. INTRODUCCIÓN IMPORTANCIA TÉCNICA Desde elpunto de vista teórico Desde el punto de vista práctico Desde el punto de vista Metodológico

7. OBJETIVO Determinación del Método de Levantamiento Artificial por Gas óptimo para los pozos del Yacimiento B-6-X. 85, del área 370/453 en la Unidad de Explotación Tía Juana Lago. PREMISAS A EVALUAR • Determinar el índice de productividad de los pozos seleccionados, con el fin de definir oportunidades en cada uno de ellos en función de su tasa de producción. • Analizar el volumen de producción adicional por concepto de optimización que puede obtenerse de los pozos, así como la optimización en el uso del gas de levantamiento. • Evaluar el comportamiento de los pozos, considerando la ocurrencia de fallas en las válvulas de gas lift, que requieren de entradas de guaya para los cambios de las mismas.

8. Ubicación Geográfica La Investigación se enmarcó en el Yacimiento B-6-X. 85 del área 370/453 de la Unidad de Explotación Tía Juana Lago.

9. Ø 17 % K 22 md API 27º POES 125 MMBls ANP 120 pies AyS 30 % Características del yacimiento Gas en Solución - Empuje Hidraulico (Iny. de Agua)

10. BASESTECNICAS CONCEPTO Métodos de Levantamiento Artificial Recuperación de Crudo por medio de mecanismos de producción, destacando que los métodos de levantamiento artificial son aplicables a yacimientos donde han variado las condiciones naturales del pozo. Consiste en la aplicación de un sistema que permita la recuperación del crudo cuando la presión del yacimiento desciende y la producción del pozo baja, hasta llegar al punto donde elpozo no produce por si solo. Cuando esto sucede, se hace necesario ayudar al ascenso del petróleo mediante un medio artificial de producción.

11. BASESTECNICAS EL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS (LAG) ES UN MÉTODO PRIMARIO DE PRODUCCIÓN DE FLUIDOS DE UN POZO MEDIANTE LA INYECCIÓN CONTINUA DE GAS A ALTA PRESIÓN, PARA ALIGERAR LA COLUMNA HIDROSTÁTICA EN LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN.

12. Levantamiento Artificial por Gas Intermitente BASESTECNICAS

13. BASESTECNICAS Flujo Intermitente Ventajas • Puede obtenerse menor presión de fondo que en el flujo continuo y con menor relación de gas de inyección. • La tasa de producción máxima es limitada pero constante. • Pueden Recuperarse las válvulas usando guaya o tubería. • Los puntos de fallas se reducen.

14. Levantamiento Artificial por Gas Intermitente Levantamiento Artificial por Gas Continúo BASESTECNICAS

15. Sistema de Levantamiento Artificial por Gas Continuo. BASESTECNICAS Flujo Continuo Ventajas • Maximiza el uso de gas disponible en el yacimiento. • Maneja grandes volúmenes de producción. • Pueden manejarse fácilmente el agua y el sedimento. • Pueden Recuperarse las válvulas usando guaya o tubería.

16. Levantamiento Artificial por Gas Intermitente Levantamiento Artificial por Gas Continúo Criterios para la Selección del Método BASESTECNICAS

17. BASESTECNICAS Tanto el método intermitente como el continuo tienen sus ventajas, y depende del comportamiento de cada pozo el uso de un método u otro. Las condiciones que favorecen el flujo continuo son los siguientes: • Alta tasa de producción • Alta relación gas-fluido del yacimiento • Diámetros pequeños de tubería • Densidad baja del petróleo En adición a las condiciones expuestas, una restricción en la cantidad de gas disponible para levantamiento favorece el flujo intermitente. Este se recomienda para pozos de baja producción, con el objeto de disminuir la Relación Gas Inyectado – Liquido Producido.

18. Levantamiento Artificial por Gas Intermitente Levantamiento Artificial por Gas Continúo Criterios para la Selección del Método Válvulas / Mandriles para el sistema LAG BASESTECNICAS

19. La función principal de una válvula de levantamiento artificial por gas (LAG) es regular el paso de gas, generalmente la entrada es desde el anular hacia el eductor. Los mandriles para levantamiento artificial por gas, forman parte de la tubería de producción y se utilizan para instalar las válvulas de LAG, a la profundidad deseada y admitir el gas en la tubería. BASESTECNICAS

20. Levantamiento Artificial por Gas Intermitente Levantamiento Artificial por Gas Continúo Criterios para la Selección del Método Válvulas / Mandriles para el sistema LAG Eficiencia del sistema LAG BASESTECNICAS

21. BASESTECNICAS EFICIENCIA DEL SISTEMA LAG Los barriles diarios de petróleo que se producen por cada Mpcn diarios de gas inyectado con fines de levantamiento. Indicador de la eficiencia del sistema Contabilizando los Mpcn de gas de levantamiento utilizados para levantar un barril de petróleo A nivel de pozo la máxima eficiencia de levantamiento se alcanza cuando se inyecta a la máxima profundidad posible el volumen adecuado de gas de levantamiento. • Optimo espaciamiento de mandriles. • Adecuada calibración y operación de las válvulas.

22. Levantamiento Artificial por Gas Intermitente Levantamiento Artificial por Gas Continúo Criterios para la Selección del Método Válvulas / Mandriles para el sistema LAG Eficiencia del sistema LAG Optimización del sistema LAG BASESTECNICAS

23. BASESTECNICAS Optimización del sistema LAG • Recolectar información A Nivel de Pozo, A Nivel de Sistema. • Diagnosticar el LAG para cada pozo Profundidad de Inyección. • Consumo de gas estimado Subinyectado, Sobre inyectado, Optimizado. • Ejecutar acciones a nivel de pozo Diseño o Rediseño del sistema LAG. • Obtener curvas de rendimiento de cada pozo Tasa de producción neta vs. Tasa de Inyección. Ganancia Neta vs. Tasa de Inyección. • Optimizar la distribución del gas de levantamiento

24. Levantamiento Artificial por Gas Intermitente Levantamiento Artificial por Gas Continúo Criterios para la Selección del Método Válvulas / Mandriles para el sistema LAG Eficiencia del sistema LAG Optimización del sistema LAG Índice de Productividad (IP) BASESTECNICAS

25. Conocer el IP de un pozo es importante ya que permite tomar decisiones en cuanto al desarrollo de áreas nuevas, pronósticos de tasas de producción Índice de Productividad - IP Índice de Productividad es la relación que existe entre la tasa de producción y la caída de presión entre la presión estática del yacimiento y la presión de flujo del pozo frente a la formación productora.

26. Índice de Productividad - LAGI Fuente:Diseño de Instalaciones de Levantamiento Artificial por gas en flujo Intermitente.CIED, Mayo 2001, Especialista en contenido. Ing. Ali Hernández. (Intevep)

27. REGISTRO DINÁMICO DE PRESIÓN Y TEMPERATURA

28. Levantamiento Artificial por Gas Intermitente Levantamiento Artificial por Gas Continúo Criterios para la Selección del Método Válvulas / Mandriles para el sistema LAG Eficiencia del sistema LAG Optimización del sistema LAG Índice de Productividad (IP) Criterios para determinar el método optimo de levantamiento BASESTECNICAS

29. Datos de Yacimiento • Presión estática del yacimiento. • Presión de burbujeo. • Viscosidad del petróleo. • Profundidad del intervalo abierto. • Tasa de producción estimada. • Temperatura del yacimiento • Gravedad específica del fluido • Gravedad del gas. • Volumen de gas en solución. • Declinación. • Reservas. • Datos de Producción • Presión de tubería en superficie. • Relación gas petróleo. • Porcentaje de agua y sedimentos. • Gravedad API. • Manejo de fluidos indeseables (arena, emulsiones, gas, H2S, etc.) • Presión de fondo fluyente (por registros de producción o correlaciones). • Tasa de producción. • Datos de Completación • Profundidad y desviación del pozo. • Diseño de revestidores (profundidad, peso y diámetro). • Diámetro, peso y profundidad de tubería de producción. • Construcción de la Curva IPR/IP Para predecir el comportamiento de afluencia del pozo, se conocen dos técnicas: 1. Método del Índice de Productividad 2. Método de la IPR (Inflow Performance Relationship)

30. PROCEDIMIENTO DEL ESTUDIO ETAPA II ETAPA I ETAPA III Simulaciones Evaluación Pozos Búsqueda de Información

31. ANALISIS DE LOS RESULTADOS

32. ANALISIS DE LOS RESULTADOS Índice de productividad de los pozos del yacimiento B-6-X.85

33. Índice de Productividad ANALISIS DE LOS RESULTADOS Índice de productividad de pozos del yacimiento B-6-X.85 0.17 BLS/LPC

34. ANALISIS DE LOS RESULTADOS Caudal de Inyección de Gas por pozo

35. ANALISIS DE LOS RESULTADOS Caudal de inyección de Gas por pozo Ahorro de Gas: 2.1 MMPCD Antes del estudio: 5.9 MMPCD Después del estudio: 3.8 MMPCD

36. ANALISIS DE LOS RESULTADOS Ganancial de barriles por pozo

37. ANALISIS DE LOS RESULTADOS Ganancial de barriles por pozo Ganancial: 0.4 MBBPD Antes del estudio: 1.2 MBBPD Después del estudio: 1.6 MBBPD

38. 10 7 ANALISIS DE LOS RESULTADOS Número de fallas de los pozos del yacimiento B-6-X.85 Reducción de fallas: 30 %

39. BBPD: 64 QIny: 350 BBPD: 70 QIny: 200 ANALISIS DE LOS RESULTADOS Carta de presión del Pozo Piloto presentando inestabilidad Antes del cambio de método Después del cambio de método Ganancial: 6 BBPD Ahorro QIny: 150 MPCD

40. CONCLUSIONES • Mediante el modelaje de los pozos se obtuvo el índice de productividad de cada uno de los pozos evaluados pertenecientes al yacimiento B-6-X.85. • El índice de productividad obtenido de los simuladores para los pozos evaluados oscila entre 0.11Bls/Lpc – 0.27 Bls/Lpc, lo que indica que estos pozos presentan bajo aporte de producción. • El yacimiento B-6-X.85 es de bajo aporte, puesto que el índice de productividad promedio es de 0.17 Bls/Lpc. • Adicionalmente con la toma de registros de presión y temperatura se evidencio que las presiones de fondo de los pozos son bajas, y no se corresponden con la información presente en las carpetas de los pozos.

41. CONCLUSIONES • La implementación de las recomendaciones obtenidas de los simuladores se obtuvo: • Ahorro en el caudal de inyección para los pozos del yacimiento B-6-X.85, de 1,9 MMPCD equivalente a una disminución del 50% en el caudal de inyección. • Considerando el aporte de los pozos que conforman el yacimiento B-6-x.85, se observó un incremento de producción desde 1,2 MBBPD hasta 1,6 MBBPD, obteniéndose un ganancial de barriles en el orden de los 400 BBPD. • Para los pozos evaluados (15), en un período de un mes se observó una disminución de las fallas en un orden de 45%, puesto que se redujo la ocurrencia de las mismas de 10 fallas a 7 fallas, motivo por el cual se minimizó la utilización de servicios de guaya para la corrección de fallas en las válvulas de gas lift.

42. RECOMENDACIONES • Garantizar la aplicación y el seguimiento de los resultados recomendados por los simuladores a fin de obtener los beneficios esperados, en cuanto al ahorro de gas de inyección y el ganancial de barriles. • Desarrollar análisis técnico de fallas en las válvulas de gas lift, a fin de determinar la causa – raíz de las mismas, para poder definir e implementar acciones correctivas que disminuyan su ocurrencia • Ampliar la evaluación hacia los yacimientos que componen el área 370/453, de la Unidad de Explotación Tía Juana Lago, a fin de identificar oportunidades que generen valor agregado a la organización.

43. RECOMENDACIONES • Desarrollar trabajos de investigación en el área de yacimiento – producción, a fin de sincerar el potencial de producción de los pozos para conocer el aporte real del pozo. • Implementar rehabilitación de los pozos en cuya condición se encuentren comunicados para establecer un perfil que permita identificar potencial de producción en el pozo.

44. GRACIAS..... Este trabajo fue realizado por elIng. Jesús Torres, tutoreado por el Ing. Euro Araujo, Ing. Carmen Rafael Pérez y la Ing, Elsy Valero y fue presentado como tesis de grado para optar por el título de Ingeniero de Petróleo en el Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño.