produccion gas petroleo pae

8/4/2019 Produccion Gas Petroleo Pae

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PRODUCCION SIMULTANEA DE GAS & PETROLEO EN RESERVORIOSMULTICAPAS DEL YACIMIENTO CERRO DRAGON

Autores: Pablo Bizzotto (Ingeniera de Gas - UGGSJ)Rodrigo Dalle Fiore (Ingeniera de Gas UGGSJ)Luciana De Marzio (Ingeniera de Gas UGGSJ)

Empresa: Pan American Energy

Unidad de Gestin Golfo San JorgeYacimiento Cerro DragnSINOPSIS

La produccin de Gas del yacimiento Cerro Dragn ha tenido un gran crecimiento en losltimos aos, en parte debido a una agresiva campaa de perforacin de pozos de alta relacin gaspetrleo (HGOR) y a una fuerte inversin en instalaciones de superficie. Nuevas plantascompresoras y bateras permiten captar la produccin asociada de los proyectos denominadosHGOR

El crecimiento de la capacidad de produccin y venta de gas de los ltimos aos se sustenten una nueva poltica de explotacin y una adaptacin de los diseos de produccin. Dicha polticaconsiste en producir reservorios lenticulares multicapa de gas y de petrleo de manera simultanea.

A partir del ao 2001 se comenz a producir de manera simultnea los reservorios de Gas &Petrleo, para cumplir con los crecientes compromisos de ventas de gas y con el petrleo asociadohacer econmicamente ms atractivos a este tipo de proyectos.

Antiguamente la explotacin del campo consista en producir capas de petrleo, aislando ocementando las capas de gas punzadas, principalmente debido a que el sistema de extraccinpredominante fue y es el Bombeo Mecnico. Agregado a ello, las instalaciones de superficie noeran las adecuadas para producir grandes volmenes de gas.

La capacitacin y la adaptacin al cambio de las personas involucradas a este nuevo sistemade explotacin fueron y son sin duda el pilar del proyecto.

Actualmente son 3 los sistemas de extraccin utilizados para producir pozos HGOR: Gas Lift Anular Continuo e Intermitente Plunger Lift Bombeo Mecnico

Cada sistema en particular, variantes operativas y criterios de seleccin, sern compartidas en estetrabajo tcnico.


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INTRODUCCIN:

A partir del ao 2001 Pan American Energy tom la decisin de producir de manerasimultnea los reservorios de Gas y Petrleo del yacimiento Cerro Dragn perteneciente a laCuenca del Golfo San Jorge.

Histricamente en el Yacimiento Cerro Dragn perteneciente a la Cuenca del Golfo SanJorge, solo se punzaban las zonas productivas de petrleo, cementando o dejando en reserva lascapas de gas.

Esto ltimo se deba a que el sistema de extraccin utilizado normalmente en el rea fue y esel Bombeo Mecnico (80% de los 2214 pozos)

A lo largo de los aos siempre se ha pensado que este sistema artificial de extraccin notiene la capacidad de manejar de manera eficiente grandes cantidades de gas, mxime si no existeun sistema de captacin de baja presin que colecte el gas producido por la entrecolumna.

Los reservorios de la cuenca del Golfo San Jorge, a la cul pertenece el yacimiento CerroDragn, son del tipo lenticular con cerca de 20 delgadas capas de arenas productoras de Gas, Oil yagua. Las mismas estn distribuidas aleatoriamente desde 1000 hasta 2500 mts de profundidad,variando en cantidad de capas y profundidades desde un yacimiento a otro dentro del rea.

Dentro de todos los sistemas artificiales de extraccin que se evaluaron, el Gas Lift Anularfue el que ms se ajust a las necesidades para poder llevar adelante el proyecto piloto.

Como es sabido el Gas Lift Anular es un sistema de extraccin no convencional dentro detodas las variantes del Gas Lift, por lo tanto se deban enfrentar algunas incertidumbres yparadigmas, como ser, la determinacin del punto de inyeccin de gas, tipos de equipamiento,conversin desde Gas Lift Continuo a Intermitente, etc.

El proyecto piloto consisti de 13 pozos denominados HGOR, en dnde se abrieron todoslos reservorios simultneamente, inicialmente estos pozos surgieron de manera natural luego de unpistoneo final cuando el equipo de workover terminaba la completacin. Cuando el caudal de gasdeclinaba a valores en donde la fluencia comenzaba a ser inestable, se lo asista con gas lift.

En el segundo ao y luego de resultados de produccin exitosos, se realizaron 24 pozos,tambin produciendo por el mismo mtodo de extraccin.

En el ao 2005 se perforaron alrededor de 40 pozos, pero fue ah cuando se introdujeron

algunos cambios respecto a los sistemas de extraccin, principalmente porque ya no se podainstalar Gas Lift en todos los pozos HGOR debido a una capacidad de compresin limitada. Msall que la capacidad de compresin del yacimiento Cerro Dragn se ha incrementado notablementeen los ltimos aos, ahora esa capacidad es necesaria para comprimir gas de venta y no delevantamiento como lo es en el GL.

Por lo expuesto anteriormente y para continuar con la perforacin de este tipo de pozos, seanalizaron otros sistemas que pudiesen producir pozos de Alta Relacin Gas Petrleo de maneraeficiente, sin comprometer la capacidad de compresin. Las primeras experiencias con sistemasalternativos al Gas Lift se hicieron con Plunger Lift y luego con Bombeo Mecnico.

Dentro del Plunger lift se prob una amplia variedad de pistones, agregado al nuevoconcepto de PL denominado Pacemaker. Con respecto al Bombeo Mecnico, se logr producir

considerables cantidades de gas con este sistema, utilizando diferentes tipos de dispositivos anti-bloqueo y Controlador electrnico Pump Off. Con el controlador se opera al pozo haciendo parospor bajo llenado de bomba o en modo intermitente, para mejorar la performance del sistema.


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DESARROLLO:Actualmente, todos los pozos de HGOR del yacimiento Cerro Dragn producen por los

siguientes sistemas de extraccin: Gas Lift Anular (GL), Plunger Lift (PL) y bombeo Mecnico(BM)

Cada uno de estos sistemas de extraccin ha sido adaptado y modificado para lograr unamejor performance en nuestro yacimiento e instalaciones.Debido a las importantes diferencias entre los sistemas artificiales de extraccin utilizados, sedesarrollar cada uno de ellos en detalle.

1. Gas Lift:Cuando el flujo de produccin es del tipo multifsico, el mtodo de extraccin denominado

Gas Lift resulta uno de los sistemas ms adecuados para la explotacin de un pozo, ya que elmismo simula una surgencia natural, al menos es lo ms parecido a un pozo surgente dentro de lossistemas artificiales.

Es por ello que inicialmente se centr la atencin en esta metodologa, evaluando laposibilidad de aplicarlo en el Yacimiento Cerro Dragn y de esa manera poder llevar adelante elproyecto que inclua la produccin en conjunto de petrleo y gas, que luego se denomin ProyectoHGOR (Alto G.O.R.)

El sistema GL posee muchas variantes y la ms utilizada a nivel mundial es la denominada

Gas Lift Continuo Convencional o Tubing Flow, en donde el gas de alta presin es inyectadoen forma continua desde el espacio anular hacia la tubera de produccin a travs de un punto quedebe estar ubicado a la mayor profundidad posible.

El objetivo de la inyeccin de gas es reducir la densidad de la columna de fluidos presentesen el tubing, y de esa manera disminuir la contrapresin a la formacin productiva, haciendoposible que sta produzca de manera ms eficiente.

La configuracin de instalacin de fondo ms difundida es la conocida como Semi-cerrada, que tiene como caracterstica principal que se fija un packer por encima del primerpunzado para que el gas de inyeccin no contrapresione la formacin. El gas es transferido desde lacaera de inyeccin a la de produccin a travs de una vlvula de GL, en donde la energa depresin del gas se convierte en velocidad.

Ms tarde, cuando el pozo aporta a bajos valores de caudal y presin dinmica de fondo, esconveniente convertido a GL Intermitente bajando una vlvula de pie o Standing Valve en elniple de fondo, convirtindose en una instalacin Cerrada.

La otra variante del GL es la de Flujo Anular (GLA), esta configuracin es la ms apropiadabajo los siguientes escenarios:

Elevados caudales de produccin, ya que en flujo vertical anular la prdida de carga porfriccin es menor debido a un dimetro equivalente mayor al ID del tubing. En nuestro casoel espacio equivalente entre un tubing de 2 7/8 y un casing de 5.5 es de aproximadamente4.5, bastante mayor al ID del tubing de 2.449

Cuando existe una separacin importante entre el punzado superior e inferior, ya que si seinstala un GL Convencional o Tubing Flow es necesario fijar un packer por encima delpunzado superior provocando que el punto operativo de inyeccin de gas quede muydistanciado de los punzados inferiores. De esta manera el gas de inyeccin solo aliviana ladensidad del fluido de produccin en una parte de la tubera. Aplicar un GL Convencionalen este caso, resultara en un pozo sub-explotado debido a una elevada Presin dinmica defondo.

Como se detall en el prrafo anterior, los reservorios del yacimiento Cerro Dragn son deltipo multicapa con una importante separacin entre el punzado superior e inferior, por lo tanto elsegundo escenario de aplicacin del GLA representa muy bien el caso de Carro Dragn.


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Otro tipo de subdivisin del GL es en el tipo de Flujo, Continuo e Intermitente, ms all si elmismo es producido va el tubing o el espacio anular.

a. Gas Lift Continuo:

Como se mencion anteriormente, el propsito del GL Continuo es disminuir la densidaddel fluido de produccin mediante la inyeccin de gas de alta presin, resultando en una menorPresin Dinmica de Fondo (FBHP)

Alcanzando una menor FBHP, la contribucin de fluido desde la formacin es msimportante, debido a un Drawdown mayor (Abatimiento= Pws Pwf)

Este mtodo es utilizado en pozos con elevado ndice de Productividad (IP) y FBHP, elrango de produccin es muy importante y puede variar desde los 30 m3/d hasta los 3000 m3/dproduciendo por tubing, esta capacidad puede incrementarse produciendo a travs del espacioanular.

Para hacer que el pozo produzca, primero se lo debe descargar (unloading process)inyectndose gas de alta presin, desplazando el fluido de ahogue desde la caera de inyeccinhacia la de produccin. En el caso de un GL de Flujo por Anular, durante el arranque se desplaza elfluido de ahogue desde el Tubing a la entrecolumna, bajando el nivel de lquido en el tubing y elpunto de inyeccin de gas.

Cabe destacar que cuando se finaliza la completacin de este tipo de pozo, el equipo deWorkover lo deja ahogado hasta el nivel de boca de pozo con un fluido de densidad que le permiti

operar sin riesgos.Para alcanzar el mandril Operativo M1 (Mandril ms profundo) con la presin de inyeccindisponible, se requieren varias vlvulas de gas lift intermedias, denominadas vlvulas de descarga(unloading valves) que solo deberan funcionar durante esta etapa inicial de la vida productiva delpozo. Otras situaciones en donde deberan funcionar las vlvulas de descarga son por ejemplo,luego de un paro del compresor que alimenta el gas de inyeccin, luego de una pesca y reparacinde vlvulas con equipo de Slickline o un cierre de la vlvula Line Break de produccin.

El proceso en donde el punto de inyeccin de gas desciende de mandril en mandril esconocido como Well Unloading. Cabe aclarar que si se disearan instalaciones de GL con unasola vlvula en el fondo del pozo, sera necesario una presin de inyeccin de gas totalmenteexcesiva para poder levantar toda la columna hidrosttica de fluido y transportarla hasta la

superficie. Esto se agravara en pozos profundos y con fluidos densos y/o viscosos.Cuando se dispone de vlvulas de descarga y una vez que el fluido que se encuentre por

encima de la vlvula es desplazado por el gas inyectado, el peso de la columna se reducesignificativamente; requiriendo una menor presin de inyeccin de gas. De esta manera queda a lavista cul es el propsito de las vlvulas de descarga, reducir la presin de inyeccin de gasrequerida para descargar el pozo y quedar con el punto de inyeccin en el fondo de la instalacin (1)

Las vlvulas de descarga estn ubicadas a distintas profundidades y tienen diferentescalibraciones para permitir que el punto de inyeccin baje gradualmente. En la mayora de losdiseos y a un mismo dimetro de orificio, las calibraciones de las vlvulas deberan bajar a medidaque se desciende en profundidad. Esto es as para permitir que las vlvulas superiores cierren amedida que el punto de inyeccin baja hasta alcanzar el mandril operativo, tambin ayuda a evitar

una inyeccin de gas multipunto.Frecuentemente, el mandril ms profundo tiene una vlvula orificio y es denominada

Vlvula Operativa debido a que es por dnde debe quedar inyectando de manera definitiva elgas. Su funcin es proveer una correcta inyeccin dispersando el gas inyectado y de esa maneraminimizar la formacin de slugs o baches de lquido. Actualmente existen vlvulas orificios conformas de tobera o Venturi que ayudan eliminar cualquier tipo de intermitencia. Las vlvulasVenturi, tienen la posibilidad de alcanzar la velocidad del sonido en la garganta de la tobera conmayor facilidad, llegando al caudal crtico de gas. Cuando sucede esto, se dice que el orificio estbloqueado, ya que no puede pasar ms caudal que el crtico, pero principalmente tiene la ventaja deque el orificio se independiza de las variaciones corriente abajo. Esta independencia resulta en uncaudal de inyeccin de gas constante a pesar de las variaciones de la presin de produccin, con lo


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cul esto ayuda a eliminar las intermitencias o slugs de produccin (2)Las vlvulas orificio, no son exactamente lo que conocemos como una vlvula, ya que no abren

ni cierran y son generalmente utilizadas para GL Continuo (3)Todas las vlvulas de GL poseen retenciones que evitan que retorne lquido de la tubera de

produccin hacia la de inyeccin de gas, por ejemplo durante un paro de compresores. Cabedestacar que las vlvulas orificios tambin cuentan con este mecanismo de retencin.

Las vlvulas de GL generalmente son clasificadas como IPO (Injection Pressure Operated), sonsensibles a la presin de inyeccin o PPO (Production Pressure Operated), sensibles a la presin deproduccin. A pesar de existir otros tipos de vlvulas, estos dos grandes grupos representan muybien la gran mayora de las vlvulas utilizadas en los yacimientos.

b. Gas Lift Intermitente:Esta variante del GL puede ser ejecutada mediante dos formas diferentes:

Un controlador y una vlvula neumtica gobiernan la inyeccin de gas al pozo, porlo tanto este fenmeno se denomina GL Intermitente de superficie.

Se instala una vlvula Piloto en el mandril ms profundo, esta tiene una calibracinque abre a una cierta presin o altura de lquido en la tubera de produccin, permitiendo el paso delgas inyectado, provocando que el slug de lquido ascienda hacia la superficie. Debido a que eldispositivo que gobierna la intermitencia es una vlvula de GL, se dice que es una Intermitencia de

Fondo. Existe dos diferencias importantes con respecto al GL Continuo:1. En este caso ya no se utiliza la vlvula orificio sino que se coloca una vlvula calibrada,que evita una transferencia continua de gas desde la tubera de inyeccin hacia la de produccin.Tambin mantiene presurizada la tubera de inyeccin hasta el prximo ciclo, generando un ahorrode caudal de gas inyectado.2. En el niple de fondo se aloja una Standing Valve que tiene la finalidad de evitar latransmisin de la presin de inyeccin a la formacin, evitando as una contrapresin adicional odisminucin del Drawdown. Durante los periodos de inyeccin, la bola hace sello contra el asiento,generando que al gas le quede como nico camino el ascenso, levantando el lquido acumulado.Durante la mayor parte del periodo de cierre de la inyeccin, las vlvulas de GL evitan que exista

una transferencia de gas inyectado hacia la tubera de produccin y la Standing Valve permite elingreso de lquido, principalmente debido a que este dispositivo hace sello o retencin solamentedesde la parte superior hacia la inferior, no as en sentido opuesto. Por lo tanto en un GLI el niple yla vlvula de pie convierten la instalacin semi-cerrada que se utiliz cuando el pozo produca porGL Continuo a Cerrada para produccin por GLI.

La aplicacin de este mtodo cclico se limita a las siguientes condiciones:a) Elevado ndice de Productividad (IP) y baja Presin dinmica de fondo (FBHP)

b) Bajo ndice de Productividad (IP) y baja Presin dinmica de fondo (FBHP)

En esta metodologa se permite que un slug de lquido sea acumulado en la caera de

produccin hasta un cierto valor de presin de fondo o altura de slug. Luego comienza un periodode tiempo en el cul se inyecta gas al pozo presurizndose la caera de inyeccin, cuando sealcanza la presin de apertura de la vlvula ms profunda se produce el inicio de la transferencia degas. Una vez que el gas comienza a ingresar a la tubera de produccin el slug empieza su carreraascendente hasta llegar a la superficie.

Bajo condiciones ideales, el lquido debera viajar en forma de slug hacia la superficie,debido a la energa de expansin y al flujo de gas que viaja debajo del bache de lquido. Dado queel gas tiene una velocidad aparente mayor que la del lquido, se produce una penetracin parcial delgas a travs del slug lquido. Este fenmeno causa que parte del lquido perteneciente al slugoriginal, pase a la fase gaseosa como pequeas gotas de lquido y/o en forma de un delgado film alo largo de la pared de la tubera.


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Cuando el slug alcanza la superficie, la presin en la tubera de produccin a la profundidadde la vlvula disminuye, incrementndose el pasaje de gas a travs de la misma. Cuando la presinen la tubera de inyeccin cae a la presin de cierre de la vlvula, el proceso de transferencia de gasconcluye.

Una vez que el bache macizo de lquido (acumulado durante el periodo de cierre de lainyeccin de gas) llega a la superficie, se produce una despresurizacin del gas de levantamiento yuna porcin de lquido es producido en forma de niebla, mientras que otra resbala hacia el fondo enforma de film sobre la caera (fallback) Luego cuando ya no existe flujo de gas de empuje, el slugse alimenta de dos fuentes, el resbalamiento de lquido perteneciente al bache anterior, que no pudoalcanzar la superficie y el aporte propiamente dicho desde la formacin productiva.

El fallback puede representar un porcentaje importante del slug original, por ello, el control deesta variable con seguridad determina cul eficiente o exitoso es una instalacin de GL Intermitenteen un pozo.La eficiencia de recuperacin de cada slug depende de varios factores:

Tamao del slug. Longitud o profundidad del tubing en el cul debe viajar el slug. Friccin entre la pared del tubing y el slug a lo largo de todo el recorrido del bache de

lquido, esto crea una especie de arrastre en todo el permetro del slug, provocando que esteadopte un perfil balstico con el gas debajo del mismo, intentando penetrarlo.

La mojabilidad de la pared del tubing. La contrapresin contra la que tiene que viajar el slug hasta llegar a la superficie. La presin de inyeccin de gas.

Como bien lo indica la bibliografa, en un GL Intermitente el Fallback representa entre un 5 y un7% del slug de lquido por cada 300 mts de profundidad (4)Por lo tanto, para un pozo de 2500 m de profundidad se tiene desde un 35% a un 49% de fallback,esto nos est indicando que por cada ciclo que realiza el pozo se deja ese porcentaje del bacheinicial en el fondo, si este volumen lo afectamos por la cantidad de ciclos que se realizan por da, seve que la prdida de produccin o la oportunidad de mejora es realmente importante.

En Pan American Energy se han realizado experiencias exitosas de Plunger Lift eninstalaciones de GLI, en donde se obtuvieron mejoras de produccin importantes instalando unPlunger para mandriles entre el gas de levantamiento y el bache de lquido acumulado. Con lainstalacin de una interfase slida, se hace mucho ms eficiente el sistema de GLI, ya que seeliminan las prdidas por fallback, se mantiene a la caera libre de depsitos y se reduce elconsumo de gas inyectado.

Resumiendo y para comenzar con la aplicacin especfica de Cerro Dragn, el propsito deun GL Intermitente es el mismo que el de un GL Continuo, crear la presin dinmica de fondo o elDrawdown necesario para producir el caudal deseado, uno mediante un flujo continuo y otro deuna manera cclica.

Cabe destacar que la caracterstica ms importante del sistema de extraccin Gas Lift es suflexibilidad, normalmente los datos de produccin (Caudal de lquido, RGL, % h20, etc) de un pozonuevo no son conocidos y si se tiene capacidad de compresin disponible, mediante este sistema sepuede producir una amplia variedad de tipos de pozos. Una instalacin de GL que est biendiseada, puede producir a caudales elevados durante la etapa inicial del pozo y luego cuando elaporte de la formacin ya no es tan importante lo puede hacer mediante GL Intermitente conpequeas modificaciones en las facilities de superficie y en la instalacin de fondo.

En nuestro yacimiento tenemos casos de pozos que han producido ms de 300 m3/d delquido y actualmente estn produciendo menos de 10 m3/d con la misma instalacin de fondo.Cualquier otro sistema de extraccin requerira diferentes tipos y tamaos de equipos para pasar decaudales elevados a valores bajos de produccin y en el GL esto es muy simple de llevar a cabo.


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Caso Cerro Dragn: Luego de algunos conceptos fundamentales de GL se detallarn losaspectos ms importantes en la aplicacin de este sistema en nuestro Yacimiento.Como se detall anteriormente, el GLA se aplica bajo un escenario de elevados caudales deproduccin o cuando la diferencia entre punzado superior e inferior es importante, el caso de CerroDragn est representado por la segunda condicin. En la Figura N1 se muestra un ejemplo deaplicacin de GL en un reservorio multicapa, como podemos ver la ventaja de aplicar Flujo Anularradica en que se puede alivianar la columna de fluido de produccin desde el fondo del pozo,mientras que en un convencional solo hasta el punzado superior. El resultado es que con el GLA sepueden obtener valores muchsimos ms bajos de presin dinmica de fondo.

1300 m

1400 m

2200 m

0.25 psi/m

1.3 psi/m

655 psi

1695 psi750 psi

0.25 psi/m

550 psi

750 psi

Tubing Flow

El Gas es inyectado en el Anular

Casing Flow Annular Flow

El Gas es inyectado en el tubing

Menor Presin dinmica de fondo

1300 m

1400 m

2200 m

0.25 psi/m

1.3 psi/m

655 psi

1695 psi750 psi

0.25 psi/m

550 psi

750 psi

Tubing Flow

El Gas es inyectado en el Anular

Casing Flow Annular Flow

El Gas es inyectado en el tubing

Menor Presin dinmica de fondo

Figura N 1

Equipamiento de Fondo (4):El Gas Lift Anular se debe llevar a cabo mediante una instalacin Cerrada, con algn

dispositivo en el fondo de la columna de tubing que no permita que el gas inyectado de alta presincontrapresione las formaciones productivas y que de esa manera el nico camino disponible para elgas sea la vlvula de GL instalada en los mandriles.

Niple de Fondo (Figura N2): Se decidi utilizar un Niple NB de 2 7/8 EU con capacidad de

encastrar una Vlvula de Pie (Standing Valve) o un Tapn, el mismo posee un Bottom NO-GO de2.185 y un Seal Bore de 2.25

Vlvula de Pie - Standing Valve (Figura N3): Se decidi instalar una Vlvula de Pie en el NipleNB cuando el equipo de Workover baja la instalacin final de produccin. La Standing Valve tienelas siguientes ventajas:

Permite hacer la prueba de hermeticidad final de la caera, ya que hace de retencin desdearriba hacia abajo (soporta 5000 Psi de presin diferencial), sin tener que utilizar otrodispositivo del equipo de WO que luego tenga que ser pescado.

Si se llega a tener una surgencia de pozo debiendo circularlo con un fluido de ahogue msdenso, este elemento permite que el equipo de workover circule desde el anular hacia el


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tubing normalizando la situacin. Se puede poner en produccin el pozo sin que tener que instalar otro elemento como por

ejemplo un tapn, ya que la retencin al ser desde arriba hacia abajo, no deja que el gasinyectado tenga efecto alguno sobre los reservorios.

Tapn PNB (Figura N3): El tapn recuperable PNB de 2 de dimetro nominal es apto parasoportar presiones diferenciales de 6000 Psi en ambos sentidos.

Para el encastre del Tapn en el Niple NB se necesita una sola carrera con un bajante TipoJ, la pesca se realiza en dos carreras, la primera sirve para ecualizar las presiones y la segundapara realizar la pesca en s. En la operacin de Ecualizacin, se pesca el Vstago Ecualizador conun Pescador JDC 1 , luego hay que esperar un cierto tiempo para que las presiones ecualicen atravs de los orificios del Porta Empaquetaduras. Una vez ecualizadas las presiones, se baja unPescador tipo JDC 2 para efectuar la pesca del Tapn.

Como la Vlvula de Pie tiene un asiento y una bola que pueden erosionarse o desgastarseperdiendo eficiencia de sello, se decidi instalarla de manera provisora y cuando el pozo queda enproduccin se realiza el cambio por el tapn recuperable PNB con equipo de Slickline.


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Con respecto a los Mandriles y Vlvulas de Gas Lift, dentro del Proyecto HGOR seutilizaron dos tipos diferentes de configuraciones para realizar GLA:

Mandril de salida inferior o preparado para Flujo Anular y vlvula IPO 1 (InjectionPressure Operated)

Mandril de salida Lateral y vlvula de Flujo Reversa sin retencin. La vlvula de flujoreversa es una vlvula del tipo PPO (Production Pressure Opetarating) pero operada enFlujo Anular funciona como una IPO.

Respecto al conjunto Mandril Vlvula, lo ms importante para destacar es que encualquiera de los dos casos, por la configuracin de los elementos y el sentido del gas inyectado, lasvlvulas funcionan como IPO (Operada por Presin de Inyeccin) Como el balance de fuerzas enuna vlvula de GL est dado por las presiones actuantes y las reas expuestas, cuando se dice queuna vlvula es sensible a la Presin de Inyeccin, significa que el rea ms grande est expuesta a laInyeccin del Gas.

Las dos opciones de combinacin Mandril Vlvula tienen sus ventajas y desventajas,actualmente se estn utilizando los mandriles de salida lateral y vlvula de flujo reversa.

Quizs, esta opcin tiene la ventaja de que el mandril utilizado tiene gran aplicacin en losGL Convencionales (Inyeccin por Anular) y en pozos de Waterflooding. Por lo tanto ladisponibilidad y tiempos de entrega son mucho ms cortos que los mandriles de Salida Inferior o de

Flujo Anular, que generalmente solo tienen esta aplicacin.


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Figura N 4: Mandril de Salida Inferior o de Flujo Anular y vlvula IPO(Injection Pressure Operated)

F2

F3

F1

Empaquetadura V

Empaquetadura V

Conj. Vstago

F2

F3

F1

Empaquetadura VEmpaquetadura V


Conj. Vstago

F3

F2

F1

Empaquetadura V

Empaquetadura V

Conj. Vstago

F3

F2

F1



Conj. Vstago

Figura N 5: Mandril de Salida Lateral y Vlvula de Flujo Reversa sinretencin (PPO)


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Dnde:F1: Fuerza De CierreF2 y F3: Fuerzas de AperturaPg: Presin de Inyeccin de GasPp: Presin de ProduccinAb: Area del FuelleAv: Area del orificio

F1= Pb . Ab Fuerza del Fuelle de N2

F2= Pp . Av Fuerza de ProduccinF = P A A Fuerza de In eccin

Si se observa con detenimiento como actan las fuerzas sobre las diferentes reas de lasvlvulas, se puede ver que ms all de que las dos configuraciones de GLA difieren, siempre lapresin de inyeccin del gas est afectando al rea ms grande. Esto quiere decir, que a pesar de queestemos utilizando dos tipos de vlvulas diferentes, ambas se comportan como sensibles a la presinde inyeccin del gas. En nuestro caso, con el Mandril de salida lateral, se utiliza una vlvula PPO,pero al invertir el sentido del flujo de gas, sta se convierte en Vlvula de Flujo Reversa sensible ala Presin de Inyeccin. Para poder invertir el flujo de gas dentro de esta vlvula es necesario quitar

la retencin de la misma, de otra manera la vlvula no funcionar ya que no permitir el paso delgas.Instalacin de Superficie:

Las instalaciones de superficie se muestran en la Figura N 6 , en donde se detallan loscomponentes:

Armadura de Surgencia para 5000 Psi. Vlvulas de Seguridad Line Break en lnea de produccin e Inyeccin, con pilotos de Alta y

Baja Presin. Vlvula Choke reguladora de Gas Lift, graduada en 1/64 para poder calcular el gas

inyectado en forma permanente. Lnea de Inyeccin de Gas de 3 SCH 80. Lnea de Produccin de 4 o 6 SCH 40, el dimetro depende de la distancia a la estacin de

produccin.

Fi ura N 6


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Deteccin del Punto de Inyeccin de Gas:

Histricamente la deteccin del punto de inyeccin de gas se ha realizado mediantegradientes dinmicos de presin y temperatura, haciendo paradas 5 mts por encima y 5 mts pordebajo de cada mandril. Si existe una prdida en alguna de las vlvulas, en el gradiente deTemperatura se observa un enfriamiento entre las paradas de un mismo mandril, principalmentedebido a la expansin del gas. Agregado a esto, en el gradiente de presin se puede ver un cambioimportante en la pendiente de la curva, esto se debe a la diferencia de densidad del fluido, porencima del punto en donde se detecta la prdida se observa la densidad de un fluido gasificado y pordebajo la del fluido de reservorio sin asistir.

Cuando se comenz con el proyecto HGOR produciendo todos los pozos por GLA, ladeteccin del punto de inyeccin de gas representaba una de las incertidumbres ms importante delproyecto. Esto se debe bsicamente a que se pensaba que la expansin y enfriamiento del gas que seve con tanta claridad en un GL convencional en donde se inyecta el gas por el espacio anular, nopodra ser detectado en un GLA en donde la expansin se produce en la entrecolumna.

Luego de sucesivas pruebas en diferentes pozos, se concluy que el enfriamiento queproduce la expansin del gas en un GLA puede verse con muchsima claridad mediante ungradiente dinmico de P y T. A pesar de que la medicin se est llevando a cabo dentro del tubing yel fenmeno de expansin est ocurriendo en la entrecolumna (Figura N 7), el gradiente dinmicoresult ser una herramienta fundamental en el seguimiento y optimizacin.

Otra medida adicional y acertada que se tom, fue la de utilizar la vlvula orificio de fondosin retencin, la finalidad de este cambio fue la de detectar fallas o perdidas en vlvulas por mediodel gradiente de presin. En aquel momento se pens que si una de las vlvulas superiores tenaalguna prdida, trasladando de esta manera el punto de inyeccin, al no tener la vlvula orificio defondo con retencin, el nivel de lquido podra subir hasta el nuevo punto de inyeccin. De estamanera se podra ver el cambio de densidad en el gradiente de presin, en unfluido gasificado porel gas de inyeccin y debajo de la vlvula con prdida un fluido de formacin (Figura N 8)

Gradiente Dinmico de Temperatura

0

20

40

60

80

100

120

140

0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250 2500 2750

Profundidad ( mts)

T(C)

Deteccin delPunto de Inyeccin

Gradiente Dinmico de Temperatura

0

20

40

60

80

100

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0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250 2500 2750

Profundidad ( mts)

T(C)

Deteccin delPunto de Inyeccin

Figura N 7


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Gradiente Dinmico de Presin

0

20

40

60

80

100

120

0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250 2500 2750

Profundidad ( mts)

Presin(kg/cm

2)

El nivel de lquido sube hasta el nuevopunto de inyeccin ingresando por la

vlvula orificio de fondo

Gradiente de Gas

Gradiente deLquido

Gradiente Dinmico de Presin

0

20

40

60

80

100

120

0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250 2500 2750

Profundidad ( mts)

Presin(kg/cm

2)

El nivel de lquido sube hasta el nuevopunto de inyeccin ingresando por la

vlvula orificio de fondo

Gradiente de Gas

Gradiente deLquido

Figura N 8

Aplicacin del GLA Intermitente:

Generalmente los pozos con producciones inferiores a los 20 m3/d son candidatos aconvertirlos desde GL Continuo a GL Intermitente, esto se debe bsicamente a que ya tienenpresiones dinmicas de fondo muy bajas y la inyeccin continua de gas contrapresiona lasformaciones productivas. Agregado a ello, siempre se obtiene un ahorro del gas inyectado,particularmente esto es importante para la operacin de Cerro Dragn, ya que liberara capacidad decompresin para la venta de gas.

Como se detall anteriormente en la introduccin de este sistema de extraccin, para

convertir un pozo desde GL Continuo a Intermitente hay que realizar muy pocos cambios. Ennuestro caso la intermitencia se gobierna desde superficie, con la instalacin de una vlvulaneumtica y un controlador electrnico del tipo Timer que maneja el cierre y la apertura de lavlvula. En el mandril operativo de GL (M1: Mandril Inferior) se cambia la vlvula orificioutilizada en GL Continuo y se coloca una vlvula calibrada, idntica a las de descarga, para evitar latransferencia continua de gas desde el tubing al anular.

Cuando se convierte un pozo a este tipo de sistema cclico, se generan dos incgnitas, eltiempo de cierre y de inyeccin ptimo. Durante el cierre de la inyeccin el pozo acumular un slugde lquido en el fondo, produciendo a un Drawdown mximo. Durante la apertura de la vlvulaneumtica de inyeccin, el bache de lquido viaja desde el fondo hacia la superficie.

Para determinar el tiempo de cierre ptimo, se sigue la siguiente metodologa:

1. Con el pozo en inyeccin continua, se baja un Memory de Presin y temperatura alfondo, como es un pozo de GLA se puede operar en condiciones dinmicas conSlickline. Distinto es el caso de un GL Convencional en donde el flujo por tubing esascendente y complica las maniobras con el pozo en produccin.

2. Se registra la presin dinmica de fondo por un lapso de 20 minutos.3. Se corta la inyeccin de gas desde la superficie y se registra la presin de fondo

durante 4 a 6 hs.4. Como la vlvula orificio de fondo se la utiliza sin retencin el nivel de lquido que

se acumula en el anular ingresa al tubing y es registrado por el Memory.


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5. Como todo build up de presin, inicialmente muestra una pendiente importante en elcrecimiento de la presin o nivel de lquido para luego hacerse ms estable oasinttica.

6. El punto en donde se produce el cambio de pendiente en el Build Up registrado,marca el tiempo ptimo de cierre, en donde ya no conviene tener cerrado el pozo,sino que es mejor hacer otro ciclo de inyeccin de gas y comenzar una nueva rampade acumulacin de lquido.

Para determinar cul es el tiempo ptimo de inyeccin de gas, lo que se registra es lavelocidad del slug de lquido, a modo de simplificacin, se asume que la vlvula de gas lift delmandril inferior se abre cuando comienza la inyeccin de gas, en la prctica no es exactamente as.Cuando se inicia el ciclo de inyeccin de gas, primero se presuriza la caera de inyeccin, en estecaso el tubing, hasta alcanzar la presin de apertura de la vlvula de gas lift. Es ah cuando recincomienza la transferencia de gas desde el tubing al espacio anular.

Pero a modo prctico, se considera que la carrera ascendente del slug comienza con laapertura de la vlvula neumtica, luego se registra la llegada del bache de lquido en superficie,debido a un incremento en la presin de produccin.

La velocidad ptima o recomendada del slug es de 300 mts/min, con esto se asegura unfallback mnimo.

Durante los periodos de cierre, la caera de inyeccin (tubing) queda presurizada a la

presin de cierre de la vlvula de gas lift inferior, de aqu que el registro de presiones sea crtico eneste tipo de sistema. Si alguna de las vlvulas superiores tiene un inconveniente de manera quetraslada el punto de inyeccin, durante los cierres se detectarn presiones de estabilizacin mayores,ya que las presiones de cierre de las vlvulas superiores son ms elevadas.

Generalmente para que este efecto sea ms evidente, en el mandril inferior se baja unavlvula con una calibracin bastante menor (Flag Valve), por ejemplo en nuestro caso la vlvulaN1 de los pozos de GLI tienen una calibracin de 500 Psi de presin de apertura y un orificio de5/16 (6) Las vlvulas superiores tienen un orificio de 3/16, el mayor dimetro de orificio en lavlvula N1 en GLI tiene la finalidad de permitir una expansin y pasaje brusco de gas que impulseinmediatamente el bache de lquido. La calibracin de la vlvula N2, inmediatamente superior a laN1, generalmente supera los 700 Psi, por lo tanto cualquier cambio desde la vlvula N1 (500 Psi)

a una superior es muy evidente durante las estabilizaciones en los periodos de cierre de lainyeccin. En La Figura N9 se muestra el registro de presin de un pozo en GLI, como puede

PZ-XXX Gas Lift Intermitente

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1 301 601 901 1201 1501 1801 2101 2401 2701 3001 3301

Datos c/ 20 seg

Presin

de

Iny

eccin

Psi

150

155

160

165

170

175

180

185

190

195

200

Presin

de

Produccin

Psi

Presin de Inyeccin, Psi Presin de Produccin Psi

La presin de inyeccin estabiliza en un valor

que representa la presin de cierre de la vlvula

por la que se est inyectando el gas

El segundo pico de presin representa la

llegada de l slug de lquido

Tiempo de Inyeccin

Figura N 9


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observarse la presin de estabilizacin en la inyeccin de gas es de alrededor de 450 Psi, lo que nosmuestra que el pozo est operando por el mandril N1. Como se mencion anteriormente la presinde apertura calibrada en estas vlvulas es de 500 Psi y como son del tipo desbalanceadas, con unSpread entre la presin de Apertura y Cierre, estabilizan en 450 Psi aproximadamente, querepresenta la presin de cierre.

Problemas de Emulsiones:

La presencia de emulsiones llamadas oil in water es uno de los mltiples problemasencontrados en la produccin petrolera, la emulsin oil in water o conocida comnmente comoEmulsin Directa, es una mezcla estabilizada de agua en petrleo.

Esta se forma cuando el agua de formacin entra en contacto con el crudo, y a causa de lafuerte turbulencia del fluido, se rompe en muy pequeas gotas dispersas en el petrleo.

La presencia de molculas complejas (htero-cclicas) en el petrleo y sus diferentessolubilidades, permiten crear una pelcula que engloba la gota de agua y estabiliza la mezcla.Para simplificar, la formacin de emulsiones debe responder a 3 criterios bsicos:

Presencia de una fuente de energa mecnica, bastante importante para romper la tensinsuperficial del agua (en general de alta salinidad)

Presencia de agentes tenso-activos, emulsificantes que presenten diferentes

solubilidades en cada una de las dos fases. Diferencia de solubilidad entre la fase continua (petrleo) y la fase discontinua

emulsionada (agua)Una vez que la emulsin se forma, la viscosidad tiende a incrementarse hasta presentar un

aspecto slido, que muchas veces a temperatura ambiente no llega a fluir. En base a la experienciade campo, para que estas emulsiones lleguen a presentar viscosidades de este tipo, es necesario queentren en juego los siguientes factores:

Presencia de agua salada de formacin de entre el 20 - 25 % hasta el 80%. Menor al 20%la emulsin es dispersa en el crudo y no puede crear una telaraa continua. Mayor al80%, se crea una emulsin inversa, es decir, gotas de petrleo en agua, con presencia demucha agua libre. En ste ltimo caso, la fase continua y la viscosidad son las del agua.

El grado API del crudo sea inferior a 25-28. Presencia de alta cantidades de parafinas con polmeros mayores de C45-50 Presencia de asfaltenos o naftenos.

La alta viscosidad de la emulsin crea varios problemas de produccin, por ejemplo enbombas, elementos de medicin y como en nuestro caso en la zona de Tres Picos dentro delYacimiento Cerro Dragn, problemas para bajar el punto de inyeccin en los pozos de Gas Lift..

Debido a los elevadsimos valores de viscosidad encontrados en estas emulsiones, senecesita una excesiva presin de inyeccin para pasar de un mandril a otro inferior con el gasinyectado, principalmente debido a la prdida de carga. Esto nos provocaba que el gas no

descendiera y quedase inyectndose por los mandriles ms someros, a pesar de inducir arranquesmanuales con intervenciones con equipo de Slickline. Durante estas intervenciones se pescabantodas las vlvulas de Gas Lift y se colocaban gradualmente haciendo bajar el punto de inyeccin degas de forma manual, de esta manera se le daba mayor pasaje de gas a travs del mandril libre,eliminando la prdida de carga a travs de la vlvula.

Para solucionar el problema de la formacin de emulsiones que presentan alta viscosidad, esnecesario romper, o mejor, prevenir la formacin de mezclas estabilizadas. Esto se hace mediante lainyeccin de productos qumicos que actan al revs de las molculas heterocclicas del crudo,rompiendo la pelcula de estabilizacin de la emulsin y permitiendo a las gotas de agua juntarsehasta un tamao donde la tensin superficial de los fluidos no permite ms su estabilizacin.


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La velocidad de reaccin de los productos qumicos, es el parmetro ms importante en labsqueda de una solucin a la formacin de emulsiones causadas por la agitacin de los fluidos enel punto de entrada del gas y al enfriamiento causado por la expansin del mismo cuando pasa atravs del orificio de la vlvula. Agregado a ello, otro factor crtico es que el producto qumico debeser inyectado va el sistema de inyeccin de gas.

La inyeccin de productos qumicos va el gas de inyeccin en el sistema de extraccin GasLift, requiere una formulacin especial para resistir a la temperatura de fondo y la evaporacin delos solventes en un gas seco. En efecto, los solventes comunes, agua, aromticos u otroscomnmente utilizados, tienden a equilibrar su presin parcial en el gas y a evaporar en parte,causando el desequilibrio de las materias activas en solucin. Cuando esto sucede el productopierde la capacidad de resolver el problema de las emulsiones, se forman gomas y depsitos quepueden obturar los orificios de las vlvulas.

Por otro lado, el encontrar un producto capaz de ser dosificado via el gas lift, tena la ventajade poder tratar el fluido de produccin desde el fondo del pozo. Apoyndonos en la importanteexperiencia de nuestro proveedor de productos qumicos para pozos que producen por GL, seformul el DGP 140 PTP, con solventes especiales que no causan degradacin en su estabilidad.

En nuestro caso, en la mayora de los pozos que producen por medio de GL la temperaturade fondo es de alrededor de 110 a 115C y en superficie cae a 10-15C. Es evidente que la bajatemperatura no solo favorece al incremento de viscosidad del crudo mismo, sino que tambin al

endurecimiento de la emulsin.La elevada viscosidad que se tiene a lo largo del pozo, no permita bajar el punto deinyeccin de gas, provocando que la asistencia del sistema GL solo llegue a una parte del pozo,obteniendo valores bajos de produccin debido a un gradiente de presin de produccin elevado.

De acuerdo a los ensayos de laboratorio, el incremento de viscosidad es un resultado directode la formacin de emulsiones muy fuertes en presencia de asfaltenos floculados, que incrementanla estabilidad de la emulsin creando una pelcula de alta densidad alrededor de la gotita de agua.

Para formular el producto y evaluar su eficiencia en laboratorio, se realizaron ensayosBottle Test y el parmetro ms importante que se tuvo en cuenta fue la rapidez de resolucin de laemulsin y de separacin del agua. Esto permite una disminucin inmediata de la viscosidad delcrudo mismo, ms all de que quede un cierto % de emulsin presente en el fluido.

Resumiendo, los parmetros que se tuvieron en cuenta para formular el producto fueron:

Disminucin inmediata de la viscosidad Rapidez para romper la emulsin Temperatura de tratamiento mximo 90C (temperatura del punto de inyeccin del gas) y

mnimo 25C.

Los resultados de Campo fueron coherentes a los de laboratorio, en los pozos quepresentaban problemas de emulsiones severas, en donde no se poda bajar el punto de inyeccin, seles realizaron bacheos iniciales y luego quedaron con dosificacin continua va el gas de inyeccin.

La mayora de los pozos reaccionaron favorablemente y de manera inmediata al productoqumico, cambiando notablemente las caractersticas de los fluidos producidos, que no solo no nospermita bajar el punto de inyeccin de gas sino que tambin nos generaba elevadas presionesdinmica de boca por una gran prdida de carga en la lnea de conduccin.

Se pudo comprobar la existencia de un solvente para productos qumicos capaz de serdosificado va el gas de inyeccin , esto es de suma importancia para este sistema de extraccin,dado que con este solvente se puede inyectar cualquier tipo de producto qumico.


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2- Bombeo Mecnico:El uso del sistema Bombeo Mecnico (BM) para la produccin de pozos HGOR ha

evolucionado rpidamente, desde el paradigma de su no-utilizacin en presencia de gas a laactualidad en donde ya se lo utiliza en pozos de elevados caudales de gas. La nueva poltica deexplotacin adoptada por la compaa plantea un gran desafo en cuanto a la optimizacin yproduccin de este tipo de pozos. El inicio de aplicacin del BM en pozos de HGOR comenz conel conocimiento de algunas experiencias de utilizacin de este sistema en pozos de gas queproducen por debajo del caudal crtico de ahogue, en donde se lo usa de manera intermitente concontrolador Pump Off. El controlador opera por llenado de bomba, cuando el pozo se est ahogandopor acumulacin de nivel de lquido, el BM arranca y opera hasta descargar el pozo completamente,parando nuevamente por bajo llenado de bomba y dejando acumular lquido con el pozo surgiendo.Este tipo de experiencia es comn encontrarlas en Texas EEUU, en donde se producenyacimientos de gas de baja permeabilidad y el BM es una de las tantas soluciones a los problemasde Load Up o acumulacin de lquidos.

Al tener un intercambio continuo de informacin con British Petroleum, principal accionistade PAE, se pudo comprobar que estas experiencias son exitosas en USA, por ello iniciamos estanueva etapa en los pozos de HGOR con mayor confianza en poder aplicar este sistema de maneraeficiente.

Instalaciones de superficiePara producir pozos HGOR con bombeo mecnico es necesario utilizar una armadura acordea las presiones que se manifiestan. La prctica recomendada es utilizar una armadura que no poseaninguna parte de la caera, ya sea casing o tubing, expuesta al exterior. Se utiliza una vlvulamaestra de cierre total por debajo de la BOP (Vlvula Ratigan) Esta vlvula es esencial para cerrarel pozo ante una pesca de vstago. En los casos en que no se cuenta con la vlvula maestra, secolocan grampas de seguridad en el vstago pulido para que en caso de producirse una pesca de pinsuperior del mismo, no caiga por debajo de la BOP vlvula ratigan y de esa manera controlar elpozo.

Para los pozos que posean una presin esttica elevada, se utilizan vlvulas Line break en laconexin con la lnea de produccin, la misma posee dos pilotos seteados de manera que se

produzca el cierre ante un evento de incremento o cada de presin en la lnea de produccin. Coneste dispositivo evitamos la transmisin de presin a la lnea de conduccin, manifold, y estacionesen casos de cierres no programados. Los pozos cuentan con dos elementos de seguridad de paro delAIB en casos de alta presin de lnea, un presostato (Murphy) y un lmite superior de presin fiajdoen el controlador de Pump Off.

Las unidades de bombeo ms usadas son unidades Mark II con 168 de carrera mxima. Elrgimen recomendado es mxima carrera y mnimos golpes, de modo de favorecer la eficiencia debombeo.

Diseos de Instalaciones de fondo

Para operar y producir los pozos de HGOR con bombeo mecnico es fundamental unadecuado diseo de fondo, los diseos varan segn las caractersticas de cada pozo. La

profundidad, la distribucin de los punzados, las caractersticas de los fluidos, caudales de lquido ygas, etc, son todos factores importantes para determinar la mejor opcin de diseo.

Los diseos estndares constan de un Bar Collar seguido de un tubing y el tubing corto conniples MHD-BHD para alojar la bomba de profundidad. La totalidad de los diseos incluyen ancla yla profundidad de la misma varia segn la disposicin de los punzados y las fracturas realizadas.Normalmente se aloja por sobre la mayor cantidad de capas fracturadas posibles para disminuir lasposibilidades de depositacin de arena sobre el ancla que un futuro dificulte su desclave. Ubicar elancla por sobre alguna capa surgente es un recurso muy utilizado para mantener la misma libre dearena, ya que la produccin anular ayuda a evitar la depositacin de slidos sobre la misma.


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La no utilizacin de filtro del tipo Parissi se debe a que no existen antecedentes deproblemas de arena como para incorporarlos en los diseos, agregado a ello presenta inconvenientesde taponamiento que generalmente conducen a una intervencin del pozo con equipo de Pulling.

Todo lo que signifique evitar intervenciones en este tipo de pozos es crtico, ya que losmismos deben ser ahogados y normalmente luego no recuperan la produccin de gas previa.

Existen diseos particulares para casos en que las disposiciones de las capas as lo exijan,como por ejemplo cuando se tienen capas productoras de gas por debajo de la succin de la bomba,diseando la caera con un ancla separadora de gas. El dispositivo ayuda a producir y operar pozosen forma convencional, evitando bloqueos e interferencias graves por gas.

Las bombas de profundidad juegan un papel muy importante y una correcta seleccin evitaun gran nmero de trastornos en la operacin y produccin del pozo. La totalidad de las bombasutilizadas tienen distintos dispositivos para evitar bloqueos de gas y mejorar la eficiencia mediantela disminucin del efecto del gas dentro de la bomba.

Los dispositivos incorporados a las bombas son los enumerados a continuacin:

Ring valve: Acta en el momento que comienza la carrera descendente disminuyendo lapresin sobre la vlvula viajera de modo que favorezca la apertura inmediata de la misma.Ayuda a disminuir los efectos de compresin de gas en la bomba.

Dispositivo Mecnico: Este dispositivo fuerza a la vlvula viajera a abrir en la finalizacinde la carrera descendente. Evita los bloqueos por gas, siempre que la bomba esta bienespaciada.

Dispositivo Mvil de antibloqueo: Ayuda a abrir la vlvula viajera en el momento del iniciode la carrera descendente, disminuyendo los efectos de compresin de gas y mejorando laeficiencia del bombeo.

Es comn combinar dispositivos con el fin de minimizar los efectos del gas en elfuncionamiento de la bomba. La combinacin ms usada es Ring Valve y dispositivo mecnico.

Estn prximas a su aplicacin bombas con novedosos diseos que

tiene como objetivo minimizar los efectos del gas en el bombeomecnico. El objetivo es producir pozos con gran interferencia degas y repetidos bloqueos. El principio de funcionamiento es elmismo que el de una bomba convencional solo que tiene un barrilcon dimetro interior variable, el barril aumenta su dimetro internoen la parte superior del mismo. Cuando el pistn llega a la partesuperior de la carrera aumenta notablemente el escurrimiento delquido a travs de este ensanchamiento del barril. El propsito delescurrimiento del lquido es ecualizar las presiones por arriba yabajo del pistn por lo cual en el comienzo de la carreradescendente la vlvula viajera abrir fcilmente cuando un aumento

de presin en el barril se haya logrado (Figura N 10)

Figura N 10

Los diseos de varillas no difieren en nada de los convencionales. Los dimetros utilizadosson 1, 7/8, 3/4 y barras de peso (1 5/8). En este tipo de pozo las varillas son el elementos menossolicitado ya que al tener generalmente columnas de fluidos muy gasificadas, bajos cortes de aguaque densifiquen las columnas de fluidos las exigencias son relativamente bajas.

Los vstagos pulidos en este tipo de pozos son de 1.5 pulg y 26 ft. Los vstagos requierenmayor longitud que los convencionales (22 ft) debido a que las armaduras en boca de pozo poseenmayor altura que las convencionales y de esta manera podemos operar con carrera de 168 pulg o


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ms sin ningn problema. En los casos en que pozos que requieren una carrera menor a 168 pulgpodemos utilizar vstagos convencionales de 22 ft.

Operacin de los POZOS

Cada pozo productor es caracterstico, es decir, cada uno tiene diferente configuracin decapas y diferentes caudales de gas, lquido y agua. Por lo cual es muy difcil establecer parmetrosoperativos para englobar la totalidad de los pozos de HGOR.

Como una de las medidas adoptadas para ayudar a la operacin y correcta explotacin deestos pozos se implementaron controladores de pozos Pump Off para cada uno de los pozos conbombeo mecnico este sistema de extraccin.

Se definieron 3 grupos de pozos, que de alguna manera tienen diferentes caractersticas encuanto a comportamiento, caudales y distribucin de las capas. As mismo existen pozos que noestn dentro ninguno de estos grupos preestablecidos y son operados en forma excepcional debido asu comportamiento distintivo.

A continuacin se detalla cada uno de los grupos y las caractersticas sobresalientes de suoperacin:

Grupo de POZOS 1:

Pozos con escasa produccin de lquidos y abundante caudal de gas. La principalcaracterstica es que producen con surgencia o semisurgenciapor casing y tubing.

Una de las formas de reconocer este tipo decomportamiento es mediante la carta dinamomtricacaracterstica de este tipo de pozos (Figura N 11) y por laimposibilidad de la toma de muestra lquida en boca de pozo,ya que solo produce gas con lquido en forma de niebla.La carta dinamomtrica no muestra un trabajo de bombaefectivo sino que solo produce un efecto de agitacin en elfondo. Esto se debe a que el pozo tiene energa suficiente

como para mantener las vlvulas de la bomba abierta. Amedida que el pozo pierde energa se comienza a acumularlquido en el fondo dado que el caudal de gas no es suficientecomo para elevar la totalidad del lquido a la superficie.

Figura N 11

Este efecto genera un trabajo de bomba intermitente, es decir, solo durante algunas pocasemboladas se aprecia trabajo efectivo de bomba.

Operativamente el comportamiento de este tipo de pozos genera numerosos inconvenientes.Al no disponer de un caudal de lquido que colabore con la lubricacin del vstago pulido, sonfrecuentes las roturas de empaquetaduras generando derrames y trastornos operativos. Para laoperacin de este tipo de pozo se implement el uso del modo TIMER en el controlador, que nos

permite accionar el AIB despus de un tiempo suficiente de paro como para que el pozo hayaacumulado un cierto nivel de lquido en el fondo. De esta manera en el momento del arranque delbombeo, la bomba tiene nivel de lquido sobre ella que le permite realizar un trabajo de bomba(Figura N 12). El bombeo de lquido hacia la superficie produce que el vstago pulido se mantengalubricado, eliminando por completo los problemas de desgaste de empaquetaduras. Para determinarlos tiempos de paro y marcha adecuados que nos permitan solucionar los problemas operativos ymaximizar la produccin, es necesario realizar algunas pruebas a distintos tiempos de paro ya quecada pozo tiene un tiempo de paro y marcha ptimo. Las pruebas tienen como objetivo establecerun tiempo de paro tal que nos permita tener un arranque de bombeo con un llenado de bomba entreel 80 y 100%, y un tiempo de marcha suficiente como para restablecer la condicin de surgencia.


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En muchas ocasiones lograr un 100% de llenado de bomba en el momento del arranquerequiere de un tiempo de paro muy prolongado, y una columna de lquido tal, que puede generarinterferencia en los punzados productores de gas, trayendo como consecuencia perdida deproduccin. Debido a las diferentes caractersticas de los pozos, es imposible establecer un tiempode marcha y paro estndar que pueda llegar a ser aplicado en todos los casos. Cada pozo tiene sustiempos ptimos de operacin.

En la Figura N 12 se puede observar eldinammetro azul es la carta de paro y el rojo esla de arranque.

Para operar bajo estas condiciones es importante contar con unidades de bombeo que nosean balanceadas a aire (Air Balanced), esto es debido a que al tener tiempos de paro normalmenteprolongados generan en muchas ocasiones la despresurizacin del cilindro, derivando en unarranque fallido de la unidad. En caso de tener que acudir a este tipo de unidades, es aconsejableutilizar uno que se encuentre en perfecto estado de modo de evitar la despresurizacin del cilindroen los momentos del paro.

Grupo de POZOS 2:

Clasificamos dentro de este grupo a los pozos que han perdido potencial de gas y se

comportan prcticamente como un pozo convencional de produccin primaria. Es decir caudalesmedios de gas (1000-7000 m3/d de gas) y caudales de lquido medios (5 y 30 m3pd) Son pozos quetienen un comportamiento estable y de detenerse la accin mecnica del bombeo no produce por eltubing por si solo, ya que no cuenta con la energa para hacerlo, solo produce pequeas cantidadesde gas por casing. Las cartas dinamomtricas de estos pozos son fciles de identificar, ya quepresentan en la mayora de los casos una marcada compresin de gas. Son propensos a los bloqueospor gas y es muy difcil lograr buenas eficiencias de bombeo. Para estos pozos como para lamayora de los pozos HGOR, es recomendable el uso de unidades de bombeo con carreras largas ybaja velocidad de bombeo, de manera de beneficiar la accin de la bomba en el fondo del pozo.

El uso de controladores Pump Off nos permite operar los pozos de modo de evitar losbloqueos por gas, el parmetro de control utilizado para este tipo de pozos es el llenado de bomba

de la carta dinamomtrica de fondo. Es introducido un valor de referencia de llenado de modo deque el pozo detenga el estado de marcha cuando el llenado de la bomba sea inferior al este valor.Los valores de porcentaje de marcha diario son muy variables segn cada pozo y no es ni ms nimenos que el resultado de los parmetros que se le establecen al controlador para que este comandeel funcionamiento del pozo y el rgimen de produccin (carrera y frecuencia de bombeo)


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En la figura N 13 se puede observar un pozoque opera normalmente con un 70% de marchadiaria. Los ciclos de bombeo sonaproximadamente de 10 minutos de paro y 25minutos de marcha. La carta dinamomtricaverde corresponde al momento del arranque y laroja al momento del paro.

Fi ura N 13

En la figura N 14 se observa un pozooperando al 62% de marcha diaria. El ciclo normalde bombeo para este caso es 40 minutos de paro y 30

minutos de marcha. La carta dinamomtrica azulcorresponde a la carta de arranque, la carta rojacorresponde a un tiempo intermedio de marcha antesde efectuar la carta verde que corresponde a la deparo.Para establecer el modo de operacin optimo deproduccin, hay que evaluar las cartasdinamomtrica que el pozo manifiesta en elmomento de paro, arranque y marcha como astambin los tiempos vinculados a tales eventos.

Figura N 14

En la figura N 15 se puede observar la cartadinamomtrica de paro (verde) y la carta de arranque(roja). Las condiciones de operacin y rgimen sonlas siguientes:

Carrera: 168Frecuencia: 5 gpm

Tiempo de paro: 10 minutosPorcentaje de marcha: 40%

Figura N 15

El tiempo transcurrido entre la carta de arranque y la carta de paro es solo de 6 minutos, este es uncaso tpico de pozos que van declinando su produccin y el rgimen de produccin del pozo esexcesivo para el caudal que el reservorio est aportando. Por lo cual una medida a tomar en estecaso es reducir la carrera a una de menor longitud de modo de prolongar el periodo de marcha de launidad de bombeo y reducir el nmero de ciclos de marcha y paro. El hecho de que los ciclos seannumerosos, como es este caso, produce que el motor arranque y pare numerosas veces por hora con

lo cual acelera el deterioro del mismo.


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Otro caso se puede apreciar en la siguiente figura N 16 donde la carta dinamomtrica rojacorresponde al momento del arranque y la carta verde al momento del evento de paro. Aqu elporcentaje de marcha diario es adecuado (85%). Pero si se observa la carta de arranque, es evidenteel llenado incompleto que esta mostrando por lo cual para optimizar este pozo se tendra queprolongar el periodo de paro. No siempre se logra iniciar el bombeo con un llenado de bombacompleto, existen muchos casos en que las caractersticas del fluido o bien una bomba deprofundidad no adecuada producen que nunca se opere con un llenado total de bomba, por ms queel tiempo de paro sea prolongado. En estos casos es muy importante contrastar las modificacionesrealizadas en los tiempos de paros, marcha, sets de llenado de bomba etc. con ensayos deproduccin y comprobar que los cambios realizados no perjudican bajo ningn punto de vista losvalores de produccin.

Figura N 16

Grupo de POZOS 3:

La principal caracterstica de estos pozos es que la distribucin de las capas productoraspermite producir gas y lquido bajo surgencia por el casing y maximizar la produccin de lquido atravs del tubing impulsados por la bomba de profundidad. Las capas productoras de gas sedisponen sobre capas importantes de lquidos.

Generalmente en la puesta en marcha de estos pozos presentan una alta produccin delquidos y muy buena produccin de gas. Cuando esto ocurre la puesta en bombeo de estos pozosgenera algunos problemas operativos debido a las altas presiones que se generan en la lnea deproduccin, ocasionada por la produccin de un fluido de tipo multifsico (gas, petrleo y agua). A

medida que el dimetro de la lneas de produccin es aumenta, este problema se minimiza.La manera en que antiguamente se operaba este tipo de pozos era producir por casing ,

dejando la unidad de bombeo parada hasta que el pozo pierda presin. Una vez ocurrido ladespresurizacin se pona en funcionamiento la unidad de bombeo y as se comenzaba a producirlos lquidos desde el fondo del pozo.

Hoy con el fin de priorizar la produccin de los lquidos, la manera empleada es comenzardesde el primer momento con la unidad de bombeo en marcha produciendo lquidos con la bombade profundidad a travs del tubing. El casing se va a ir abriendo a medida que la presin de la lneade produccin no supere la presin establecida de cierre de la vlvula de seguridad (Line break).

Normalmente en produccin esos pozos no generan mayores problemas, pero si requieren deun buen seguimiento. La razn de este seguimiento es porque es muy importante mantener la


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surgencia por casing el mayor tiempo posible. Para esto se debe mantener el nivel de lquidoajustado por debajo de los punzados productores de gas y lo ms cercano a la bomba posible. Laverificacin de estas condiciones debe realizarse con frecuencia ya que no mantener la surgenciapor casing, el pozo pierde produccin de lquido y gas en forma abrupta. Ante la imposibilidad depoder realizarle un sonolog por casing para determinar el nivel de fluido del pozo, la herramienta deseguimiento es la carta de dinamomtrica de fondo.

El modo en que se producen este tipo de pozos es al 100% de marcha diaria, y tratando quela carta de fondo trabaje con un incipiente golpe de fluido. La carta dinamomtrica, figura N 17, noaparenta ser de un pozo con produccin de gas sin embargoeste pozo produce ms de 200 Mm3gpd.

Generalmente a medida que la produccin de gas vadisminuyendo, la cantidad de lquido que se producen bajosurgencia en el casing disminuye. Esto provoca incrementode nivel de lquido en el fondo del pozo, lo cual tieneacarreado una perdida de produccin. Si el nivel de lquidointerfiere en los punzados productores de gas puedeconducir al ahogue de los mismos y producir una perdidairrecuperable en la produccin de gas y lquido.La manera de evitar este efecto prematuramente es

incrementar el rgimen de extraccin a medida que estosfenmenos se vayan manifestando o bien anticipadamente. Figura N 17

3.Plunger LiftEl sistema de extraccin Plunger Lift es un sistema ampliamente utilizado en la extraccin

de lquidos acumulados en pozos productores de gas y condensado que producen por debajo de sucaudal critico. Esta condicin se alcanza cuando la velocidad del gas en el tubing no essuficientemente elevada para arrastrar las partculas lquidas que consecuentemente terminanacumulndose en el fondo del pozo (proceso denominado Load up) Si esta situacin no se corrige atiempo, inevitablemente se alcanzar el ahogue definitivo del pozo.

En el Yacimiento Cerro Dragn, la aplicacin del Plunger Lift tiene otro objetivo,

optimizar la produccin de petrleo utilizando el gas como fuente de energa, de esta maneralogramos producir un flujo multifsico con un sistema de extraccin extremadamente econmico.

Como hechos destacables, podemos mencionar que hemos utilizado una importante variedadde tipos de pistones, incluyendo el nuevo concepto de Plunger denominado Pacemaker ycontroladores autoajustables con opcin a telemetra y automatizacin, permitiendo una operacin adistancia. Es de destacar que estos controladores autoajustables o inteligentes, tienen la capacidadde hacer cambios en los parmetros operativos, buscando la mejor performance del pozo yresguardndolo de un posible ahogue. En el trabajo APLICACIN DE LOS DIFERENTESTIPOS DE PLUNGER LIFT EN EL YACIMIENTO CERRO DRAGN presentado para estemismo evento, resume nuestra experiencia en la aplicacin del sistema PL para producir petrleomediante la energa de los reservorios de gas.

CONCLUSIONES

Se logr producir Gas & Oil de manera simultnea, en un yacimiento netamente petrolero. Se logr cumplir e incrementar los compromisos de venta de gas de la compaa. Se aplic una versin no-convencional de Gas Lift produciendo a travs del espacio anular. Se diversificaron los sistemas de extraccin aplicados a los pozos de HGOR. Se aplic el Plunger Lift en pozos de petrleo, cuando es un sistema de extraccin de

pequeas cantidades de lquido en pozos de gas. Se instal telemetra & automatizacin en todos los sistemas de extraccin.


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Gracias a las nuevas tecnologas de seguimiento de pozos, dispositivos, bombas, diseos, ycambio en la cultura de la gente, se estn produciendo reservorios que antiguamente sehubieran aislado.

Notable disminucin de los casos de bloqueos por gas, a pesar de que cada vez se estutilizando el Bombeo Mecnico para caudales de gas mayores.

El Pump Off es una herramienta fundamental en la operacin y produccin de pozos HGORcon Bombeo Mecnico.

REFERENCIAS1. Nodal Analysis Dale Beggs.2. Gas Lift Manual, Gbor Takcs.3. Gas Well Deliquification, Solutions to Gas Wwell Liquid Loading Problems James

Lea, Henry Nickens, Michael Wells.4. The Technology of Artificial Lift Methods Volumen 2A Kermit E. Brown.5. Manual de Herramientas de CAF Slickline Services.6. API 11V6 Prctica recomendada para el diseo de instalaciones de gas lift de flujo

continuo usando vlvulas accionadas por presin de inyeccin.


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CV resumido de los Autores:

Ingeniero Pablo Bizzotto: Ingeniero en Petrleo, egresado de la Universidad del Comahue. Ingeniero de Produccin para la Cuenca Neuquina en la empresa Tecpetrol. Ingeniero de Produccin en el Yacimiento Lindero Atravesado de Pan American Energy. Ingeniero de Produccin del Distrito Gas del Yacimiento Cerro Dragn de Pan American

Energy. En la actualidad: Lder de Ingeniera del Distrito Gas del Yacimiento Cerro Dragn y

referente interno de Pan American Energy en temas relacionados con Produccin de Gas,Gas Lift y Plunger Lift. Miembro de la Red Interna de la empresa British Petroleum GASWELL DELIQUIFICATION NETWORK.

Trabajos presentados en las Jornadas de Produccin 2005 del IAPG en ComodoroRivadavia: 1) Gas Lift Anular en yacimiento Cerro Dragn distinguida como una de las 3mejores presentaciones. 2) Produccin de yacimientos maduros de Gas. 3) Aplicacindel Plunger Lift Asistido en instalaciones de Gas Lift.

Ingeniera Luciana De Marzio: Ingeniera Qumica egresada de la Instituto Tecnolgico de Buenos Aires

Postgrado en Explotacin de Yacimientos-Rama Ingeniera de Reservorios - UBA Ingeniera de Produccin del Distrito Gas del Yacimiento Cerro Dragn de Pan American

Energy.

Ingeniero Rodrigo Dalle Fiore : Ingeniero Qumico, egresado en la Universidad Nacional de Crdoba. Postgrado en Tecnologas para la Explotacin de Hidrocarburos - ITBA. Ingeniero de produccin de petrleo Yacimiento Cerro Dragn Actualmente ingeniero de produccin del Distrito Gas del Yacimiento Cerro Dragn. SPE N 95046, Application of intelligent well management system to optimize field

performance in Golfo San Jorge Basin.

produccion gas petroleo pae

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