ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA

INCREMENTO DE LA PRODUCCION DEL POZO BBL-10 MEDIANTE ESTIMULACION POR FRACTURAMIENTO ACIDO

1. INTRODUCCION

En la actualidad y en nuestro país los Hidrocarburos son una fuente muy importante de ingresos debido a las exportaciones realizadas a países como Brasil y Argentina. Lamentablemente por las condiciones económicas, ya no se realiza la perforación de nuevos pozos petroleros en el país y es imposible recuperar todo el hidrocarburo encontrado en un yacimiento.

Generalmente al comienzo de la vida de un pozo que produce de manera natural sin ningún tipo de esfuerzo externo es la adecuada a principios de su explotación, pero después de un tiempo esta producción se reduce debido a que las presiones del pozo ya no son lo suficiente para obtener la oferta requerida del mismo, haciendo que el tiempo de vida de un pozo decline y eventualmente sea abandonado por completo.

Por estos motivos es necesario aprovechar al máximo los pozos que actualmente tenemos en producción ya sea mediante levantamiento artificial, recuperación secundaria o mediante una estimulación del pozo. Lo que pretende este proyecto es demostrar que mediante la estimulación por fracturamiento ácido se logrará el incremento de producción de hidrocarburos en el pozo Bulo-Bulo 10 (BBL-10) del campo Bulo Bulo ubicado al en el departamento de Cochabamba en el municipio Pojo.

La acidificación se refiere a la estimulación de un reservorio de crudo o gas natural con una solución que contiene ácido reactivo para mejorar la producción de un pozo.  En formaciones arenosas, los ácidos ayudan a ampliar o restaurar los poros, mientras que en formaciones de carbonato, los ácidos disuelven la matriz entera.  La acidificación puede dividirse en dos categorías:

Acidificación de Matriz – utilizado en formaciones de arenisca; los ácidos son bombeados a un pozo a bajas presiones, disolviendo sedimentos y sólidos de lodo, aumentando la permeabilidad de la roca cercana a pozo, el tamaño de los poros naturales y estimulando el flujo de crudo y gas natural.

Acidificación de Fractura – utilizado en formaciones de carbonato, ácidos son bombeados a un pozo a presiones más altas, pero más bajas que

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presiones utilizadas durante el fracturamiento hidráulico.  Los ácidos fracturan la roca, permitiendo el flujo de petróleo y gas.

2. ANTECEDENTES

2.1. ANTECEDENTES GENERALES

La estimulación de pozos es una de las actividades más importantes en el mantenimiento de la producción de los pozos petrolíferos y gasíferos ya que consiste en la inyección de fluidos de tratamiento a caudales y presiones por debajo de la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la formación durante las etapas de perforación y terminación de pozos, o por otros factores durante la vida productiva del pozo.

 Es un proceso mediante el cual se restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento que sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo. Es una actividad fundamental para el mantenimiento o incremento de la producción de petróleo crudo y gas natural, además puede favorecer en la recuperación de las reservas.

 La utilización de ácidos para mejorar el desempeño de los pozos, fue práctica común durante mucho tiempo, podría decirse desde que existe la industria petrolera. En el año 1895 Ohio Oil Company utilizó ácido clorhídrico (HCl) para tratar pozos perforados en una formación de caliza, la producción de estos pozos se incrementó sustancialmente, pero desafortunadamente también lo hizo la corrosión de la tubería de revestimiento.

En el año 1931 se descubrió que el arsénico inhibía la acción corrosiva del HCl en las tuberías del pozo, pero los tratamientos ácidos para las areniscas requerían un enfoque diferente. El HCl no reacciona fácilmente con los minerales que reducen la permeabilidad de las areniscas pero el ácido fluorhídrico (HF) si lo hace. Los primeros intentos de utilización de HF en areniscas fallaron debido al taponamiento producido durante las reacciones secundarias, este problema fue superado en 1940 con un tratamiento combinado de HF-HCl. El HF de la combinación de ácidos disuelve los depósitos de minerales presentes en las areniscas que obstruyen la producción, mientras que el HCl controla los precipitados. Estas técnicas de acidificación evolucionaron en los años subsiguientes pero el objetivo no cambió: crear o restituir trayectorias de flujo cerca del pozo en un pozo nuevo o existente.

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Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) encargó trabajos de exploración en el área del Chapare cochabambino, con el propósito de evaluar el potencial hidrocarburífero de la zona. Es así que en 1961 Humberto Suarez con trabajos de geología de superficie definió la existencia de un anticlinal, denominado después como Bulo-Bulo.

En 1963 se decidió realizar la perforación del pozo Bulo-Bulo X1 (BBL-X1), pozo que alcanzó una profundidad final de 2599,3 m logrando descubrir reservas de gas en sedimentos de la formación Cajones (Cretácico Superior). Posteriormente se perforaron otros 4 pozos más en la estructura (BBL-X2, BBL-4, BBL-5, BBL-7), el pozo BBL-X2 confirmó la presencia de gas mientras que los otros 3 pozos resultaron secos, finalizando la primera etapa de exploración.

Como resultado de la interpretación de la información sísmica 2D obtenida a principios de la década de los 80, se llegó a perforar el pozo BBL-X3 con objetivo final la formación Roboré, logrando descubrir importantes reservas de gas condensado en esta formación. Con la perforación del segundo pozo profundo BBL-X8 se finalizó la segunda etapa de exploración.

En 1998 Chaco S.A. inicia una tercera etapa de exploración de igual manera con la sísmica 2D sobre el área de Bulo-Bulo y aledaños, realizando la perforación del pozo Bulo-Bulo 9D (BBL-9D) cuya meta fue alcanzar y evaluar arenisca Sara de la formación El Carmen (Silúrico Superior), este pozo alcanzó una profundidad final de 5638 m cuyo resultado fue negativo para esta formación.

El campo Bulo Bulo es productor de gas y condensado proveniente de reservorios de las Formaciones: Roboré, Cajones y Yantata, sin embargo, los reservorios que conforman a la Formación Roboré, por el tamaño y calidad de hidrocarburo, son los más importantes.

En el año 2000 Chaco S.A. perforó el pozo Bulo-Bulo 11 (BBL-11) con una profundidad de 4380 m con éxito y en el segundo semestre del 2010 se perforó el pozo BBL-10 llegando a una profundidad final de 4300 m que actualmente se encuentra en producción.

En el segundo semestre del 2011, se programó la perforación del pozo BBL-15 con el objetivo de producir gas de la Formación Yantata y de la Formación Cajones y con una profundidad final proyectada de 1660 m. El pozo a la fecha se encuentra cerrado en reserva.

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2.1.1. Descripción de Pozos

Tabla 1.1 Descripción de los pozos del campo Bulo-Bulo

FUNCION CANTIDAD POZO

PERFORADOS 13

BBL-X1 BBL-X2 BBL-X3 BBL-4 BBL-5 BBL-7

BBL-X8 BBL-9D BBL-10 BBL-11 BBL-13 BBL-14

BBL-15

PRODUCTORES8 BBL-X2 BBL-X3 BBL-X8

BBL-10 BBL-11 BBL-13 BBL-14 BBL-15

ABANDONADOS 3 BBL-4 BBL-5 BBL-7

CERRADOS 2 BBL-X1 BBL-9D

Fuente: YPFB Chaco S.A., Campo Bulo Bulo, 2012

2.1.2. Consideraciones estratigráficas campo Bulo Bulo

La secuencia estratigráfica está compuesta por las formaciones Chaco, Yecua y Petaca del Sistema Terciario, continuando las unidades litológicas Cajones, Yantata e Ichoa del Sistema Cretácico y las formaciones Limoncito, Yapacani y Robore del Sistema Devónico.

En esta zona se encuentra ausente el Sistema Carbonífero, debido al efecto erosivo de la discordancia de edad Triásica.

Las areniscas que conforman a la Formación Roboré, tienen su origen en una plataforma marina somera, se disponen en para secuencias estrato crecientes. Estas son de grano fino, bien seleccionadas, predominantemente cuarzosas, de baja porosidad, la misma que fluctúa entre 6 y 7% y están afectadas por fracturamiento matricial. En esta formación se han identificado tres cuerpos de areniscas, las cuales han sido designadas, de base a techo, con los términos de Areniscas Roboré-III, II y I, éstas han sido probadas como reservorios de hidrocarburos. La Arenisca Roboré-I es el reservorio gasífero más importante del campo.

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Tabla 1.2 Estratigrafía del Campo Bulo Bulo

ERAEDAD

FORMACIÓNSistema Grupo

CENOZOICO Terciario Chaco

GuandacayTariquiaYecuaPetaca

Naranjillos………(discordancia)………

Cajones

MESOZOICOCretácico Tacuru

Yanata

Jurásico IchoaIchoa

………(discordancia)………Limoncito

PALEOZOICO Devónico IquiriRibore IRibore IIRibore III

Silúrico Formación en CarmenFuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía, “Campos Gasíferos y

Petrolíferos de Bolivia” 2011

2.1.3. Consideraciones estructurales

Se trata de una estructura anticlinal orientada en sentido sudeste-noroeste originada por esfuerzos compresivos de la orogénesis andina, y relacionada a una falla que tiene su despegue en sedimentos pelíticos silúricos, de vergencia norte, que en su trayectoria produce el plegamiento del bloque colgante. De esta falla se desprende un retrocorrimiento, de vergencia sur, que afecta al flanco sur de la estructura.

Las dimensiones superficiales de esta estructura son de 14 km de largo por 5 km de ancho. La columna estratigráfica atravesada por los pozos, comprende sedimentos que varían de edad que va desde el Terciario hasta el Devónico.

A continuación se ilustran los espesores de las areniscas productoras de la formación Roboré del campo Bulo Bulo:

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Tabla 1.3 Reservorios Productores

RESERVORIOPROFUNDIDAD

TOPE (Promedio)

(m SS)

ESPESOR MEDIO (M)

FLUIDOS PRODUCIDOS

LINEAS TERMINADAS

ROBORE-I -3349.4 75.0 Gas/Condensado 5

ROBORE-III -3913.0 80.0 Gas/Condensado 3

YANATA -1296.9 54.3 Gas/Condensado 3

CAJONES -1324.5 6.8 Gas/Condensado 3

RESERVORIO EN RESERVAROBORE-II -3800.0 21.0 Gas/Condensado 0

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía, “Campos Gasíferos y Petrolíferos de Bolivia” 2011´

Tabla 1.4 Reseras (Ryder Scott CO.)

PROBADAS PROBABLES POSIBLESGas de

Separador MMpc

Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl

Gas de Separador MMpc

Petróleo

Mbbl

Condensado Mbbl

Gas de Separa

dor MMpc

Petróleo

Mbbl

Condensado Mbbl

API

216,925 - 3,904 105,705 - 2,498 33,512 - 714 63,4Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía, “Campos Gasíferos y

Petrolíferos de Bolivia” 2011

2.1.3. Resumen del pozo Bulo Bulo 10 (BBL-10)

El pozo Bulo Bulo-10 (BBL-10) se encuentra ubicado en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba.

El objetivo del pozo BBL-10 fue desarrollar las reservas probadas de gas y condensado asociada a las areniscas de la Formación Roboré y adicionalmente evaluar el potencial gasífero de los reservorios Cretácicos.

Por la ubicación y las características geológicas se diseñó al pozo BBL-10 como un pozo vertical, con un radio de tolerancia en el objetivo de 40 m. Debido a la complejidad e inestabilidad de la Formación Limoncito y las areniscas Roboré-II y Roboré-III, que presentan presiones anormales, se decidió perforar el pozo en

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diferentes fases, con la finalidad de disminuir riesgos, aislar y preservar las zonas de interés. La etapa de perforación se inició el día 19 de junio de 2010. Concluyendo el 28 de octubre en la profundidad de 4300 m.

El pozo BBL-10 atravesó rocas de edad terciaria, cretácica y devónica. Los objeticos Cretácicos fueron encontrados muy bajos del contacto GWC, descartando la posibilidad de ser niveles gasíferos. El ingreso a las Areniscas Roboré-I se la determinó en la profundidad de 3795.61 m; corroborado por correlación de Gamma Ray, se perforó hasta la profundidad de 3917 m y revestió el pozo con liner de 7”, con la finalidad de proteger el tramo del reservorio para no ser afectado por la presión diferencial del cuerpo pelítico infrayacente que posee una tendencia de presión anormal. La última fase concluyo en la profundidad de 4300 m, atravesando las Areniscas Roboré-II y Roboré-III.

Los resultados de la prueba DST en agujero abierto, efectuada para la Arenisca Roboré-II, mostraron que tiene baja permeabilidad y pobre recarga. La prueba de fracturamiento hidráulico en la Arenisca Roboré-III, no cumplió los objetivos propuestos, debido a la dureza anormalmente alta de la roca. La pruebas de producción realizadas en las Areniscas Roboré-I y III identifican a estos dos niveles como rocas reservorios, productores de gas y condensado.

3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

3.1 .IDENTIFICACION DEL PROBLEMA

Se realizó una prueba DST en la Arenisca Roboré-II, a agujero abierto, cuyos resultados mostraron que tiene baja permeabilidad y pobre recarga. La prueba de fracturamiento hidráulico en la Arenisca Roboré-III, no cumplió los objetivos propuestos, debido a la dureza anormalmente alta de la roca. La pruebas de producción realizadas en las Areniscas Roboré-I y III identifican a estos dos niveles como rocas reservorios, productores de gas y condensado, con un volumen aproximado de 17 MMfcpd.

En todos los yacimientos viejos del mundo no se pudo recuperar el 100% del volumen total de hidrocarburos, por consiguiente hay una cantidad de volumen de hidrocarburo que ha quedado sin recuperar principalmente por la pérdida de presión que un pozo sufre a lo largo de su ciclo de vida.

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3.2. FORMULACION DEL PROBLEMA

La baja permeabilidad de la matriz y el cierre de las fracturas naturales del reservorio a causa de la declinación de la presión del reservorio influyen drásticamente en la producción del pozo Bulo Bulo 10 (BBL-10).

4. OBJETIVOS

4.1. OBJETIVO GENERAL

Incrementar la producción del pozo BBL-10 implementando la estimulación por Fracturamiento Acido.

4.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS

Realizar un diagnóstico de las características del campo Bulo Bulo y del

pozo BBL-10

Analizar de las características del Fracturamiento Acido

Diseñar el sistema de estimulación matricial por Fracturamiento Acido

Aplicar el diseño de estimulación matricial al pozo BBL-10

Evaluar técnica y económicamente el proyecto

5. JUSTIFICACION

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5.1. JUSTIFICACIÓN TÉCNICA

Anteriormente se aplicó el método de Fracturamiento Hidráulico en el pozo, el cual no logró cumplir con los objetivos propuestos. El método de Fracturamiento Acido que no fue utilizado podría obtener mejores resultados debido a que puede ser utilizado en formaciones con permeabilidad baja y utiliza presiones más bajas que el fracturamiento hidráulico, método anteriormente utilizado en el pozo sin dar buenos resultados, así obteniendo producción deseada en el pozo y eventualmente permitiendo su aplicación en los otros pozos en producción ubicados en el campo Bulo Bulo y en otros campos que hayan atravesado las mismas formaciones.

5.2. JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA

En la actualidad, se puede observar que la principal fuente de ingresos económicos al país proviene de los hidrocarburos, por lo que es preciso buscar la forma de que las reservas de hidrocarburos sean aprovechadas al máximo, para poder seguir apoyando a la economía del país. Este también es un beneficio para el departamento de Cochabamba, ya que pese a no ser uno de los más grandes productores de hidrocarburos en el país, de igual manera sus hidrocarburos aportan en su economía y el fracturamieto ácido extendería el tiempo de vida de sus pozos productores.

5.3. JUSTIFICACIÓN AMBIENTAL

Este trabajo se ajustará a la ley 1333 que tiene por objeto la protección y conservación del medio ambiente y los recursos naturales. Al igual que con el REGLAMENTO AMBIENTAL PARA EL SECTOR DE HIDROCARBUROS (RASH), este reglamento tiene por objeto regular y establecer los límites y procedimientos para las actividades del sector de hidrocarburos que se lleven a cabo en todo el territorio nacional.

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6. ALCANCE

6.1 .ALCANCE TEMÁTICO

Área de Investigación: Producción

Tema Específico: Estimulación por Fracturamiento Acido

6.2. ALCANCE GEOGRÁFICO

Campo: Bulo Bulo

Nombre del Pozo: Bulo Bulo-10 (BBL-10)

Estructura: Anticlinal Bulo Bulo

Clasificación: Pozo de Desarrollo

Ubicación Geográfica: Provincia Carrasco: Departamento Cochabamba

Figura 1. Mapa de ubicación pozo Bulo Bulo-10

Fuente: YPFB Chaco S.A., Informe Geológico Final Pozo Bulo Bulo-10, 2011

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Ubicación Geológica: Anticlinal Bulo Bulo, Faja

Zona de pie de Monte, Faja Subandina Central.

Coordenadas de Superficie: X = 350 767.38 m

Y = 8.087 293.49 m

Elevación:

Nivel de planchada: Zt= 277.18 m

Altura Mesa rotaria: Asr= 9.3 m

Nivel Mesa Rotaria: KB= 286.48 m

Coordenadas de fondo pozo: X = 350 766.80 m

Y = 8.087 259.76 m

(Pozo vertical)

6.2. ALCANCE INSTITUCIONAL

El presente trabajo se involucrara con la EMPRESA PETROLERA CHACO S.A. quien es la operadora del campo Bulo Bulo.

7. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES

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ACTIVIDAD MESESJulio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Determinación del

TemaDeterminación del Problem

aElaboraci

ón del Perfil

Elaboración del Marco

TeóricoElaboraci

ón del Diagnóstico para el Marco PracticoAnálisis

y procesamiento de la

información

Desarrollo de la

propuesta

Análisis de

Resultados

Evaluación del

ProyectoElaboraci

ón del BorradorEntregar

el Documento Final

8. BIBLIOGRAFIA

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“INFORME GEOLOGICO FINAL POZO BULO BULO-10 (BBL-10)”, YPFP Chaco S.A., Santa Cruz, Bolivia, Marzo 2011

“CAMPOS GASIFEROS Y PETROLIFEROS DE BOLIVIA”, Ministerio de Hidrocarburos y Energía, La Paz, Diciembre 2011

“OPCIONES PARA LA ESTIMULACION DE POZOS DE ALTA TEMPERATURA”, Salah Al-Harty, Schlumberger, Houston, Texas, EUA 2009

“LA ACIDIFICACIÓN”, https://www.earthworksaction.org/issues/detail/la_acidificacion

“FRACTURAMIENTO ACIDO”, Rafael Osorio, 21 de Diciembre del 2010, http://www.ingenieriadepetroleo.com/fracturamiento-acido.html

8. MARCO TEORICO INICIAL

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7.1. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

En los yacimientos los fluidos están sujetos a la acción de varias fuerzas y energías naturales: fuerzas de presión, fuerzas de fricción por viscosidad, de gravedad de energía y fuerzas capilares, las cuales actúan en el movimiento de los fluidos hacia los pozos o para retenerlos en el yacimiento.

Cuando esas energías son suficientes para promover el desplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo y de allí a la superficie, se dice que "EL POZO FLUYE NATURALMENTE", es decir, el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presión entre la formación y el pozo.

La Producción Por Flujo Natural no es el método que garantiza los niveles de producción rentables durante toda la vida productiva del yacimiento.

Para obtener el máximo beneficio económico del yacimiento, es necesario  seleccionar el método de producción óptimo, este es el que permite mantener los niveles de producción de la manera más económica posible.

Al realizar la explotación del yacimiento la presión de este disminuye, lo que implica que la producción  de fluidos baje hasta el momento en el cual, el pozo deja de producir por si mismo. De allí surge la necesidad de extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo, de aquí surge lo que llamamos LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.

Un sistema de levantamiento artificial (SLA), es un mecanismo externo a la formación productora encargado de levantar crudo desde la formación a una determinada tasa, cuando la energía del pozo es insuficiente para producirlo por sí mismo o cuando la tasa es inferior a la deseada.

Los sistemas de levantamiento artificial son el primer elemento al cual se recurre cuando se desea incrementar la producción en un campo, ya sea para reactivar pozos que no fluyen o para aumentar la tasa de flujo en pozos activos. Estos operan de diferentes formas sobre los fluidos del pozo, ya sea modificando alguna de sus propiedades o aportando un empuje adicional a los mismos.

7.2. GAS LIFT

Gas Lift es un método de levantamiento artificial que utiliza una fuente externa de gas de alta presión para suplementar el gas de formación para levantar los fluidos del pozo. El principio de elevación de gas es que el gas inyectado en el tubo reduce la densidad de los fluidos en los tubos, y las burbujas tienen una acción de "lavado" en los líquidos. Ambos factores actúan para reducir la presión de fondo de pozo que fluye (BHP) en la parte

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inferior de la tubería. Hay dos tipos básicos de elevación de gas en uso hoy en día-continuas y de flujo intermitente.

Elevación de gas de Flujo Continuo

La gran mayoría de los pozos de extracción de gas se produce por flujo continuo, que es muy similar al flujo natural. Fig. La figura 1 muestra un esquema de un sistema de gas-ascensor. En la elevación de gas de flujo continuo, el gas se complementa con la formación de gas de alta presión adicional desde una fuente externa. El gas se inyecta continuamente en el conducto de producción a una profundidad máxima que depende de la presión de inyección de gas y la profundidad del pozo. El gas de inyección se mezcla con el fluido del pozo producido y disminuye la densidad y, posteriormente, el gradiente de presión de flujo de la mezcla desde el punto de inyección de gas a la superficie. El gradiente de presión que fluye disminución reduce la presión de fondo de pozo que fluye por debajo de la presión de fondo estática creando de este modo un diferencial de presión que permite que el fluido fluya hacia el pozo. Fig. La figura 2 ilustra este principio.

Fig. 1-Esquema de un sistema de levantamiento artificial por gas

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Fig.2- Gradiente de presión 2-atraviesa fluye por encima y por debajo de la profundidad de inyección de gas en una elevación de gas de flujo continuo bien.

Se recomienda la elevación de gas de flujo continuo para gran volumen y alta estáticos pozos BHP en los que puede haber fugas de los principales problemas de bombeo con otros métodos de levantamiento artificial. Es una excelente aplicación para formaciones marinas que tienen un waterdrive fuerte, o de inyección de agua en los embalses con buenos inhibidores de la proteasa y altas relaciones gas / petróleo (GORS). Cuando el gas de alta presión está disponible sin compresión de gas o cuando el coste es bajo, la elevación de gas es especialmente atractiva. Elevación de gas de flujo continuo complementa el gas producido con la inyección de gas adicional para bajar la presión de admisión a la tubería, lo que resulta en una menor presión de formación también.

Un suministro fiable, adecuado de gas de elevación de alta presión de buena calidad es obligatorio. Este suministro es necesario durante toda la vida de producir la elevación de gas bien si se mantiene de manera eficaz. En muchos campos, el gas producido disminuye a medida que el corte de agua se incrementa, lo que requiere alguna fuente externa de gas. Típicamente, la presión del gas de elevación se fija durante la fase inicial del diseño de la instalación. Idealmente, el sistema debe estar diseñado para levantar desde justo por encima de la zona de producción. Los pozos pueden producir de forma errática o no en absoluto cuando el suministro de elevación se detiene o la presión fluctúa radicalmente. La mala calidad del gas va a perjudicar o incluso detener la producción si contiene sustancias corrosivas o líquidos excesivos que pueden cortar las válvulas o rellenar las zonas bajas en las líneas de suministro. El requisito básico para el gas se deben cumplir, o la elevación de gas no es un método de levantamiento viable.

Elevación de gas de flujo continuo impone una relativamente alta contrapresión en el depósito en comparación con los métodos de bombeo; por lo tanto, se reducen las tasas de producción. Además, la eficiencia energética no es buena en comparación con algunos de

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los métodos de levantamiento artificial, y la baja eficiencia aumenta significativamente tanto el costo de capital inicial para gastos de compresión y de la energía de funcionamiento.

Ventajas

Cartucho de gas tiene las siguientes ventajas.

Cartucho de gas es el mejor método de levantamiento artificial para el manejo de arena o materiales sólidos. Muchos pozos producen un poco de arena, incluso si se ha instalado el control de arena. La arena producida hace pocos problemas mecánicos en el sistema de gas-lift; mientras que, sólo un poco de arena causa estragos en otros métodos de bombeo, excepto la bomba de cavidad progresiva (PCP).

Desviado o agujeros torcidos se pueden levantar fácilmente con elevación de gas. Esto es especialmente importante para los pozos de la plataforma offshore que normalmente se perforan direccionalmente.

Cartucho de gas permite el uso concurrente de equipos de telefonía fija, y dicho equipo de fondo de pozo es fácil y económicamente con servicio. Esta característica permite las reparaciones de rutina a través de la tubería.

El diseño normal de gas-lift deja el tubo completamente abierta. Esto permite el uso de encuestas de BHP, que suena arena y achique, registros de producción, corte, parafina, etc

RGA-alta formación son muy útiles para los sistemas de levantamiento artificial por gas, pero obstaculizan otros sistemas de levantamiento artificial. El gas producido significa que se requiere menos gasolina de inyección; mientras que, en todos los demás métodos de bombeo, bombeo de gas reduce la eficiencia de bombeo volumétrico drásticamente.

Gas Lift es flexible. Una amplia gama de volúmenes y profundidades de elevación se puede lograr con esencialmente el mismo equipo también. En algunos casos, el cambio a flujo anular también se puede lograr fácilmente para manejar excesivamente altos volúmenes.

Un sistema de gas-ascensor central se puede utilizar fácilmente para dar servicio a muchos pozos u operar un campo entero. Centralización generalmente reduce el costo total de capital y permite más fácil el control del pozo y pruebas.

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Un sistema de gas-lift no es molesto; que tiene un perfil bajo. El equipo bien la superficie es el mismo que para hacer fluir los pozos, excepto para la medición de inyección de gas. El perfil bajo es generalmente una ventaja en entornos urbanos.

Bien equipo de subsuelo es relativamente barato. Los gastos de reparación y mantenimiento de equipos de subsuelo normalmente son bajos. El equipo se tira y se repara con facilidad o reemplazado. También, reparaciones mayores y ocurren con poca frecuencia.

La instalación de elevación de gas es compatible con las válvulas de seguridad del subsuelo y otros equipos de superficie. El uso de una válvula de seguridad subsuperficial controlado superficie con un cuarto-in. línea de control permite un fácil cierre en del pozo.

Gas Lif puede realizar bastante bien, incluso cuando sólo se dispone de datos de pobres cuando se realiza el diseño. Esto es una suerte porque el diseño espaciamiento generalmente debe hacerse antes de que el pozo está terminado y probado.

Desventajas

Gas Lift tiene las siguientes desventajas.

Relativamente alta contrapresión puede restringir seriamente la producción de gas lift continuo. Este problema se hace más significativa con el aumento y la disminución de profundidades BHPs estáticas. Por lo tanto, un pozo de 10.000 pies con una BHP estática de 1000 psi y un pI de 1,0 bpd / psi sería difícil de levantar con el sistema estándar de gas-lift-flujo continuo. Sin embargo, hay regímenes especiales disponibles para dichos pozos.

Gas Lift es relativamente ineficiente, resultando a menudo en grandes inversiones de capital y los altos costos de la explotación de la energía. Los compresores son relativamente caros y requieren a menudo largos plazos de entrega. El compresor ocupa espacio y peso cuando se utiliza en plataformas marinas. Además, el costo de los sistemas de distribución de tierra puede ser significativo. El aumento del uso de gas también puede aumentar el tamaño de la línea de flujo y separadores necesarios.

Se necesita suministro adecuado de gas durante toda la vida del proyecto. Si el campo se queda sin gas, o si el gas llega a ser demasiado caro, puede ser necesario cambiar a otro método de levantamiento artificial. Además, debe haber suficiente gas para los arranques fáciles.

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Operación y mantenimiento de compresores pueden ser costosos. Los operadores cualificados y una buena mecánica del compresor para un funcionamiento fiable. El tiempo de inactividad del compresor debe ser mínima (<3%).

Hay una mayor dificultad para levantar la baja gravedad (menos de 15 ° API) de crudo debido a la mayor fricción, digitación de gas, y de reserva de líquido. El efecto de enfriamiento de expansión de gas puede agravar aún más este problema. Además, el efecto de enfriamiento agravará cualquier problema de parafina.

Se requieren buenos datos para hacer un buen diseño. Si no está disponible, las operaciones pueden tener que continuar con un diseño ineficiente que no produce el bien a la capacidad.

Problemas de funcionamiento de gas-lift potenciales que deben ser resueltos incluyen:

Congelación y de hidratos de problemas en las líneas de gas de inyección

Inyección de gas corrosivo

Problemas graves de parafina

La fluctuación de succión y descarga presiones

Problemas de telefonía fija

Otros problemas que se deben resolver son:

Cambio de las condiciones del pozo

Especialmente disminución de BHP y el índice de productividad (IP)

Profunda ascensor de gran volumen

Interferencia de válvula (multipointing)

Además, la elevación de gas dual es difícil de manejar y con frecuencia resulta en una pobre eficiencia ascensor. Las emulsiones se forman en el tubo, que puede acelerarse cuando el gas entra en oposición a la tubería de flujo, también deben ser resueltos.

Elevación de gas intermitente de flujo

Como el nombre implica, el flujo intermitente es el desplazamiento periódico de líquido desde el tubo por la inyección de gas a alta presión. La acción es similar a la observada cuando se dispara una bala de una pistola. (fig.) La babosa líquido que se ha acumulado en el tubo representa la bala. Cuando se aprieta el gatillo (válvula de elevación de gas se abre), el gas de inyección de alta presión entra en la cámara (tubo) y se expande rápidamente. Esta acción fuerza a la babosa líquido (Fig.) de la tubería de la misma manera que la expansión

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del gas obliga a la bala de la pistola. La desventaja de elevación de gas intermitente de flujo es el "ON / OFF" necesidad de gas de alta presión, que presenta un problema en el manejo de gas en la superficie y causa creciente de la presión de fondo de pozo que fluye que no puede ser tolerada en muchos pozos de producción de arena. Debido a la producción intermitente de la bien, la elevación de gas intermitente de flujo no es capaz de producir a una tasa tan alta como la elevación de gas de flujo continuo. Flujo intermitente no debe ser considerada a menos que la presión de fondo de flujo es baja, y el pozo es de elevación de gas de la válvula de fondo.

Fig. Ciclo de gas de 2 de inyección de gas ascensional, una babosa líquido en un gas intermitente levantar bien.

El método de levantamiento artificial por gas intermitente generalmente se utiliza en pozos que producen bajas cantidades de líquido (aproximadamente <de 150 a 200 B / D), aunque algunos sistemas producen hasta 500 B / D. Wells en los que se recomienda la elevación intermitente normalmente tienen las características de alto índice de productividad (IP) y de baja presión de fondo de pozo (BHP) o bajo PI con alta BHP. Elevación de gas intermitente puede ser usado para reemplazar la elevación de gas continua en pozos que han empobrecido a las bajas tasas o utilizados cuando los pozos de gas han empobrecido a las bajas tasas y se ve obstaculizada por la carga líquida.

Si el suministro de gas, de buena calidad, bajo costo adecuada está disponible para levantar los fluidos de un número relativamente poco profundas, altas relaciones gas / petróleo (GOR), bajo PI, o bajo BHP bien con una mala pata de perro que produce un poco de arena, luego gas intermitente ascensor sería una excelente elección. Elevación de gas intermitente tiene muchas de las mismas ventajas / desventajas como la elevación de gas de flujo continuo, y los principales factores que deben considerarse son similares. Sólo las diferencias se resaltan en la siguiente discusión. Si el elevador de émbolo se puede utilizar

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en lugar de sólo ascensor intermitente, la eficiencia será mayor. Esta diferencia podría determinar el éxito o fracaso del sistema.

Ventajas

Elevación de gas intermitente tiene las siguientes ventajas.

Elevación de gas intermitente tiene típicamente una significativamente menor producción de BHP que los métodos de levantamiento artificial por gas continuos.

Tiene la capacidad de manejar bajos volúmenes de fluido con BHPs de producción relativamente bajos.

Desventajas

Elevación de gas intermitente tiene las siguientes desventajas.

Elevación de gas intermitente se limita a los pozos de bajo volumen. Por ejemplo, un pozo de 8.000 pies con 2 pulgadas. tubería nominal rara vez se puede producir a un ritmo de más de 200 B / D con una presión muy por debajo de la producción media de 250 psig.

La presión media de la producción de un sistema de elevación intermitente convencional es aun relativamente alto en comparación con el bombeo varilla; sin embargo, la producción de BHP se puede reducir mediante el uso de cámaras. Cámaras son especialmente adecuados para alta PI, pozos bajos de BHP.

La eficiencia de energía es bajo. Por lo general, más gas se utiliza por barril de fluido producido que con la elevación de gas de flujo constante. Además, el repliegue de una fracción de babosas líquidos siendo levantado por el aumento de flujo de gas con la profundidad y el corte de agua, haciendo que el sistema de elevación aún más ineficiente. Sin embargo, de retorno de líquido se puede reducir por el uso de émbolos, en su caso.

Las fluctuaciones en la tasa de BHP y pueden ser perjudiciales para pozos con control de arena. La arena producida puede obstruir la válvula de la tubería o de pie. Además, las fluctuaciones de presión en instalaciones de superficie causan problemas gas y fluido manejo.

Elevación de gas intermitente normalmente requiere ajustes frecuentes. El operador contrato de arrendamiento debe alterar el período de tasa y tiempo de inyección de forma rutinaria para aumentar la producción y mantener el requisito de gas de elevació

21

9. IDEA DE LA PROPUESTA

10. METODOLOGIA

OBJETIVOS ESPECIFICOS

ACTIVIDADES TECNICAS TEORIAS

Realizar un diagnóstico de las condiciones en las que se encuentra del pozo PJS-8ST

Recolectar Información

Analizar Información

Elaborar conclusiones del

diagnostico

ObservaciónEntrevistas

Análisis Documental

Técnicas de recolección de información y

análisis

Analizar todo lo referido al sistema de levantamiento artificial Gas Lift

Analizar información sobre el

Gas LiftDeterminar los instrumentos

necesarios para la identificación de los

procesos

ObservaciónAnálisis DocumentalAnálisis de Sistemas

Teoría sobre el Gas Lift

Teoría general de Sistemas

Determinar los requerimientos necesarios para

implementar el Gas Lift al pozo PJS8-

ST

Analizar los requerimientosDeterminar su interrelación, iteración y su

interdependencia

Determinación de los requerimientos

necesarios

Análisis de los requerimientos del

Gas Lift

Desarrollar la estructura del

sistema de levantamiento

artificial Gas Lift

Integrar los componentes del sistema Gas LiftEstablecer sus

canales de comunicación y

coordinación

Análisis de SistemasIntegración de Componentes

Análisis y Diseño de Sistemas

Evaluar técnica y económicamente el

trabajo

Análisis TécnicoAnálisis Económico

Análisis de procesos desde un punto de

vista técnicoAnálisis Financiero

Análisis de procesos Sistémicos

Análisis beneficio-costo

11. CRONOGRAMA DE TRABAJO

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ACTIVIDAD DURACION (MESES)1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1

112

1. Determinación del Tema2. Determinación del Problema

3. Elaboración del Perfil4. Elaboración del Marco Teórico

5. Elaboración del Diagnóstico para el Marco Practico

6. Análisis y procesamiento de la información

7. Desarrollo de la propuesta8. Análisis de Resultados

9. Evaluación del Proyecto10. Elaboración del Borrador

11. Entregar el Documento Final

12. BIBLIOGRAFIA

http://petrowiki.org/Gas_lift

http://oil-mail.blogspot.com/2011/05/sistemas-de-levantamiento-artificial.html

http://www.monografias.com/trabajos63/metodos-levantamiento-artificial/metodos-levantamiento-artificial2.shtml#ixzz3F2YXr8R4

http://translate.google.com.bo/translate?hl=es&sl=en&u=http://petrowiki.org/Gas_lift&prev=/search%3Fq%3Dgas%2Blift%26biw%3D1320%26bih%3D720

13. ANEXOS

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14. TEMARIO TENTATIVO

CAPITULO I GENERALIDADES

1.1. Introducción

1.2. Antecedentes

1.3. Planteamiento del Problema

1.4. Objetivos

1.5. Justificación

1.6. Alcance

CAPITULO II MARCO TEORICO

2.1. Levantamiento Artificial

2.2. Gas Lift

2.3. Requerimientos necesarios del Gas Lift

2.4. Estructura del Gas Lift

CAPITULO III MARCO PRACTICO

3.1. Recolección de Información y Elaboración del Diagnostico

3.2. Análisis sobre el Gas Lift

3.3. Comparación de los requerimientos del Gas Lift con las condiciones del Pozo

3.4. Integración de los Componentes del Gas Lift

CAPITULO IV EVALUACION DEL PROYECTO

4.1. Evaluación Técnica

4.2. Evaluación Económica

CAPITULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. Conclusiones

5.2. Recomendaciones

BIBLIOGRAFIA

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ANEXOS

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