Presentaci

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PRODUCCION SIMULTANEA DE GAS PETROLEO EN
RESERVORIOS MULTICAPAS DEL YACIMIENTO CERRO
DRAGON
Autores Rodrigo Dalle Fiore, Luciana De Marzio,
Pablo Bizzotto
IAPG Congreso de Producción Mendoza 2006
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Agenda

• Introducción
• Toma de Decisiones
• Gas Lift Gas Lift
  Anular
• 
  Instalación de
  Superficie
• 
  Seguimiento y
  Optimización
• 
  Gas Lift
  Intermitente
• Plunger Lift Tipos
  de Plunger
• 
  Controladores de
  Plunger
• 
  Seguimiento del
  Sistema PL
• Bombeo Mecánico Diseño de Instalaciones y
  Variantes
• 
  Seguimiento y Modo
  de Operación
• Conclusión

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Introducción Cerro Dragón

• Fecha Adquisición 1958
• Area 3,480 Km2
• Pozos Productores Activos 2,214
• Inyectores 410
• Producción de Petróleo 14,490 m3/d
• Fluido 133 Mm3/d
• Producción Gas 7.8 MMm3/d
• Agua Inyectada 115 Mm3/d

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Producción Simultánea Gas y Oil









Producción

• Historicamente solo se punzaban las zonas
  productivas de petróleo, cementando o dejando en
  reserva las capas de gas.

Punzado superior en 1200m



oil
oil
oil
oil
oil
oil
oil
oil
wtr
wtr

• Muchos pozos contienen capas de gas, petróleo,
  agua, distribuidas aleatoriamente a lo largo de
  la profundidad del pozo.

gas
gas


oil
oil


gas
gas
gas
gas

• La política implementada en el proyecto (HGOR)
  fue la apertura de estos reservorios de gas en
  conjunto con los de oil.

oil
oil

• La capacidad de compresión disponible permitió
  producir los pozos por Gas Lift.

oil
oil
gas
gas
oil
oil
Punzado inferior en 2500 m
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Evolución del Proyecto HGOR

• 2003- Piloto de 13 pozos productores (GL)

• 2004- 20 pozos perforados HGOR (GL)

• 2005- 40 pozos perforados HGOR (GL,PL y BM)

• 2006- 40 pozos HGOR (GL,PL y BM)

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Toma de Decisiones
Inputs

• Capacidad de Compresión disponible y presión de
  inyección
• Profundidad de los pozos
• Presiones dinámicas y estáticas
• Potencial de líquido y caracteristicas del mismo
• Distribución de las capas de Gas
• Antecedentes en pozos vecinos

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Gas Lift
0.25 psi/m
0.25 psi/m
655 psi
550 psi
1300 m
1400 m
1.3 psi/m
2200 m
750 psi
1695 psi
750 psi
Menor Presión dinámica de fondo
Tubing Flow El Gas es inyectado en el Anular
Casing Flow Annular Flow El Gas es inyectado en
el Tubing
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Instalación de Superficie GLA
Válvula
Line Break en
Línea
Válvula
Line Break en
Línea
de
Inyección
de Gas
de
Inyección
de Gas
Válvula Reguladora
Válvula Reguladora
de Gas Lift
de Gas Lift
Válvula
Line Break en
Válvula
Line Break en
Línea
de
Producción
Línea
de
Producción
Línea
Línea
de Gas
de Gas
Inyectado
Inyectado
Línea
Línea
de Gas
de Gas
Inyectado
Inyectado
(3 SCH 80
(3 SCH 80
-
-
1000
1000
Psi
Psi
)
)
(3 SCH 80
(3 SCH 80
-
-
1000
1000
Psi
Psi
)
)
Gas
Gas
Inyectado
Inyectado
a
a
traves
traves
de
de
Gas
Gas
Inyectado
Inyectado
a
a
traves
traves
de
de
Producción
Producción
de Gas
de Gas
Líquido
Líquido
a
a
Producción
Producción
de Gas
de Gas
Líquido
Líquido
a
a
tubing 2 7/8 y
tubing 2 7/8 y
producción
producción
a
a
tubing 2 7/8 y
tubing 2 7/8 y
producción
producción
a
a
traves
traves
de 4 SCH40
de 4 SCH40
hacia una
hacia una
traves
traves
de 4 SCH40
de 4 SCH40
hacia una
hacia una
traves
traves
del
del
espacio anular
espacio anular
con
con
traves
traves
del
del
espacio anular
espacio anular
con
con
estación separadora
estación separadora
.
.
estación separadora
estación separadora
.
.
el casing de 5 ½
el casing de 5 ½
el casing de 5 ½
el casing de 5 ½
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Surveillance Optimización
La herramienta para la detección del punto de
inyección es el Gradiente de Presión y Temperatura
Gradiente de Temperatura
Punto de Inyección
Las paradas del Gradiente se realizan 5 metros
por arriba y 5 metros por debajo de cada Mandril
10
Surveillance Optimización
Gradiente de Presión
Gradiente de Líquido
Gradiente de Gas
El nivel de líquido sube hasta el nuevo punto de
inyección ingresando por la válvula orificio de
fondo
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Surveillance Optimización
Gradiente de Temperatura
La inyección se esta efectuando en el lugar
adecuado
Gradiente de Presión
Los gradientes muestran el punto de inyección en
el Mandríl Operativo
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Surveillance Optimización

• Se construye una curva con controles del pozo a
  diferentes valores de Caudal de Gas Inyectado.
• El caudal de gas inyectado se ajusta de modo de
  maximizar la producción de líquidos.
• Otro objetivo importante de esta curva es
  ahorrar capacidad de compresión, para disponerla
  para la venta.

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Gas Lift Intermitente

• Alto índice de productividad
• Alta presión de fondo

GAS LIFT CONTINUO
GAS LIFT

• Bajos valores de producción
• Baja presión de fondo

GAS LIFT INTERMITENTE

• Objetivo
• Reducir el consumo de gas
• Mantener la producción del Pozo

El registro de presiones es fundamental en el
seguimiento de estos pozos
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Plunger Lift
Actualmente en Cerro Dragón utilizamos tres
modelos diferentes de Plungers
Bypass Miniflex Plunger
Beaflex Plunger
Pacemaker Plunger
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PL Convencional Vs Pacemaker

• Pacemaker
• Menor tiempo de cierre (Aprox 10 seg)
• Más cantidad de viajes por día.
• Slugs de líquidos más pequeños
• Mayor velocidad de caida
• No utiliza la energia de la entrecolumna
• Menor Presión Dinámica de Fondo

El Pacemaker mantiene la presión de tubing
practicamente constante por lo que no produce
grandes variaciones en la presión de succión de
los Compresores.
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Controlador Autoajustable
AutoCycle Plus RTU5000
Mediante algoritmos de control, el Controlador
toma acciones sobre los tiempos de Shut-in
(cierre) y Afterflow (apertura). El objetivo es
mantener una velocidad de ascenso constante entre
750 y 1000 ft/min().
() Referencia
NA Gas Well Deliquification Network
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Bombeo Mecánico en Pozos HGOR

• Anclas separadoras de GAS.
• Dispositivo de antibloqueo móvil.
• Ring valve o Válvula de Antibloqueo Superior
• Dispositivo mecánicos de antibloqueo

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Caracterización y Operación de Pozos
Se estableció un critério para producir los pozos
según las caracteristicas de los mismos

• Caudal de Gas
• Caudal de Líquido
• Características de fluido
• Problemas Operativos

Los modos de operar los pozos sugún este critério
son

• Modo Timer
• 100 Marcha diaria
• Comandado con Pump Off por Carta de Fondo

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Operación de Pozos (Modo Timer)
Dina Azul 100 marcha Dina Rojo Modo Timer 30
min off y 30 min on
Fluido 11 m3pd Petróleo 6 m3pd Gas 11000 m3pd

• Características de pozo
• Baja producción de líquidos y buen caudal de
  gas.
• Produce gas por casing.
• El bombeo permanente (100 de marcha) genera
  desgaste en las empaquetaduras, provocando un
  problema operativo.
• Suelen concurrir en bloqueos por gas.
• Normalmente realiza un gran número de emboladas
  sin trabajo de bomba y luego solo algunas con
  trabajo.

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100 Marcha Diaria

• Características de pozo
• Alta producción de líquido y gas.
• Surgente por anular.
• No surge por Tubing.
• Punzados de GAS por sobre los punzados de
  líquido y bomba de profundidad.

Modo de Operación Normalmente con 90 de
llenado de bomba de modo de maximizar la
producción de líquido por el túbing y de gas por
casing. Operar al 100 de marcha nos permite
mantener el nivel de líquido ajustado sin que
interfiera en los punzados productores de gas
favoreciendo la surgencia en casing.

• Producción del Pozo
• Gas 210 Mm3pd
• Fluido 50.4 m3pd
• Petróleo 23 m3pd

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Operados por llenado de bomba
Condición actual
Pozo 1

• 83 de Marcha
• 15 Min Tiempo de Paro

Azul 100 runtime Verde Carta de parada Rojo
Carta arranque
Pozo 2

• 78 de Marcha
• 10 Min Tiempo de Paro

Verde Carta de Arranque Rojo Carta de Parada
Pozo 3

• 67 de Marcha
• 40 Min Tiempo de Paro

Azul Carta de Arranque Verde Carta de Parada
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Conclusiones
Gas Lift Anular

• Ideal para pozos de buen potencial de líquidos
• La disposición de las capas de gas no afectan
• Consume capacidad de compresión
• Problemas de emulsiones severas

Plunger Lift

• Bajos costos de Instalación
• Pozos de muy alta relación Gas Líquido
• Presiones dinámicas y estáticas elevadas
• Supervición permanente

Bombeo Mecánico

• Gran rango de aplicación
• Pocos problemas operativos
• Alto costo de instalación
• Es afectado en por la distribución de las capas
  de gas

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Base del Proceso
Nuevas Tecnologías
Continuidad al Proyecto
Meeting de Producción
Oportunidades de Mejora
Estadísticas
Cumplimientos en las Ventas de Gas
Capacitación
Manejo del Cambio
Proveedores
Experiencias y Aprendizajes
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Muchas Gracias
IAPG Congreso de Producción Mendoza 2006
Rodrigo Dalle Fiore, Luciana De Marzio, Pablo
Bizzotto