CAPITULO I1. INTRODUCCIÓN El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción, tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos, reduciendo su peso. De esta manera, la energía del yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo hasta la superficie. La finalidad del proyecto de grado es contar con una producción ideal del pozo que pueda llegar a mantenerse por mucho tiempo después de que se instale el diseño del arreglo de fondo. La razón que hace importante al proyecto de grado es que se quiere maximizar la producción de líquidos y minimizar la importación de otros hidrocarburos pertenecientes a otros países. Lo que se espera del proyecto que con la aplicación de este método de recuperación de gas lift intermitente es cubrir la gran demanda de hidrocarburos que existe en el estado Boliviano. Con el proyecto se demostrara el funcionamiento del sistema de gas lift en la arena lower petaca, y el levantamiento de la fase liquida hasta la superficie. El presente proyecto va a cubrir según la ley de hidrocarburos 3058, el área de producción de hidrocarburos ya que cumple con el artículo 46 inciso a, que dice conservar o mantener las presiones de surgencia. El método de gas lift consiste en inyectar volúmenes de gas a diferentes profundidades a través del espacio anular para transportar el volumen desde la arena productora hasta el cabezal de pozo 1 Nos limitaremos únicamente a proponer únicamente a proponer la recuperación de hidrocarburos líquidos mediante el sistema de gas lift intermitente con aplicación al pozo SRB-C8. 2. ANTECEDENTES 2.1. ANTECEDENTES DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE GAS LIFT El término levantamiento artificial se refiere al uso de medios artificiales para producir o incrementar el flujo de los fluidos de hidrocarburos, desde pozos de producción hacia la superficie y así lograr conciliar la oferta con la demanda. Al principio de siglo XVIII en Alemania, se usaba el aire comprimido para levantar el agua de los pozos. En 1846 en los Estados Unidos De Norte América, se usaba el aire comprimido para levantar pequeñas cantidades de petróleo. Debido al riesgo que implicaba extraer petróleo con aire comprimido y al deterioro rápido de las válvulas; a partir de la mitad del año 1920, se inició el uso del gas aprovechando su uso por ser más ligero que el aire y menos corrosivo. Importancia del Levantamiento Artificial por Gas Lift en el mundo de la industria Del petróleo: EXXON MÓVIL El 49% de los pozos que apera, producen, con sistema de levantamiento artificial; de los cuales un 31% producen por Gas lift. SHELL INTERNACIONAL El 39% de los pozos que opera, producen con sistema de levantamiento artificial; de los cuales un 25% producen por Gas Lift. PETRO-TECH PERUANA En la producción de costa a fuera (offshore), el 98% de los pozos producen con sistema de levantamiento artificial; de los cuales el 90% produce con Gas Lift flujo intermitente. 2 2.2. ANTECEDENTES DEL CAMPO SURUBÍ El Contrato de Operación del Área de Contrato Surubí, Campos Surubí, Surubí Bloque Bajo y Paloma, entró en efectividad el 2 de Mayo de 2007 con un plazo de vigencia de 22 años, culminando en el año 2029. La titularidad del Contrato está conformada por Repsol E&P Bolivia S.A. en un 100% siendo el Operador de la misma. Los campos Surubí, Surubí Bloque Bajo y Paloma como área de Explotación, se encuentran ubicados en la localidad de Eterasama de la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba su ubicación fisiográfica se encuentra al límite entre pie de monte y llanura Chaco-Beniana. Se encuentra distante a 176 Km al NO de la ciudad de Santa Cruz en línea recta. Figura 1: Imagen Satelital del área Mamoré con indicación de planchadas y trayectorias de pozos. Fuente: Programa de trabajo y presupuesto 2014 Área de contrato Surubí La principal formación productora de petróleo del área es el Lower Petaca (Terciario), compuesta de reservorios arenosos de variable continua, depositados en un ambiente de tipo continental-fluvial. La otra formación productora, Yantata, es de origen cretácico y es un importante productor de gas y condensado. 3 Es un reservorio arenoso continuo depositado en un ambiente de tipo continental eólico fluvial. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO La principal formación productora de petróleo del área es el Lower Petaca (Terciario). la Formación Naranjillos (Cretácico Terciario) y las Formaciones Yantata e Ichoa (Cretácico). Upper Petaca y Lower Petaca (Terciario). AREA DE CONTRATO 2.1.1. constituyen el sello regional.ESTRATIGRAFIA DE LA FORMACIÓN En la secuencia estratigráfica están presentes las siguientes formaciones Chaco. En el pozo SRB-X1 la descripción de la Formación Petaca es como lentes de una arenisca calcárea intercalados con arcillas lateralmente discontinuo. es de origen cretácico y es un importante productor de gas y condensado. La otra formación productora.2. La Formación Petaca (Terciario Oligoceno superior-Mioceno inferior) es el reservorio principal en el campo SRB. Las arcillitas y pelitas de las formaciones Upper Petaca y Yecua. El sello para esta estructura corresponde al cuello pelítico denominado Formación Naranjillo (Cretácico Superior-Terciario).1. Dadas las características de sedimentación esta Formación es masiva e hidráulicamente continua. Los pozos están distribuidos en 8 Planchadas.1. La Formación Yantata se subdivide en dos: hacia el tope un Yantata Duro cuya porosidad original esta casi completamente obturada por la precipitación de cemento silicio y la parte inferior denominada Yantata Reservorio.1. 3 son inyectores de agua. 2. 4 . 3 son sumideros y 24 pozos cerrados. Este reservorio contiene bancos de arena de origen fluvial continental depositados en un ambiente de tipo.2. Yecua. depositados en un ambiente de tipo continental-fluvial.Esta área cuenta con 58 pozos perforados en los 3 campos: 28 son productivos.2. 2. compuesta de reservorios arenosos de variable continua. Yantata.1. Figura 2: Sección geológica con indicación de reservorios y ambientes sedimentarios. Fuente: Programa de trabajo y presupuesto 2014 Área de contrato Surubí 5 . La dirección general de este lineamiento es NO-SE.2. FORMACIÓN MAPA ESTRUCTURAL DE LA La estructura de Surubí se encuentra ubicada en el mismo lineamiento estructural que el Campo Surubí Noroeste. Fuente: Programa de trabajo y presupuesto 2014 Área de contrato Surubí 2. La estructura consiste en un pliegue de propagación de falla resultante de la reactivación del corrimiento pre-Cretácico. Figura 3: Sección Sísmica Campo Surubí . la falla Surubí y la falla Paloma las cuales subdividen el campo en tres diferentes campos.2. La estructura se encuentra asociada a dos fallas principales. 2. CORRELACIÓN ESTRATIGRAFICA DEL CAMPO Figura 4: Correlación Estratigráfica del Campo Surubí Fuente: Programa de trabajo y presupuesto 2014 Área de contrato Surubí 6 .3.2. 4. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SURUBÍ Figura 5: Historial de Producción del Campo Surubí Fuente: Elaboración Propia 7 .2.2. En la curva se observa un incremento en la producción de petróleo a comienzos del año 1995 producto de la entrada de los pozos del campo Surubí (SRB-C2. 2. A finales de 1999 el pozo PLM-X1 deja de inyectar al reservorio Petaca y empieza a inyectar al reservorio Yantata. En Mayo de 2004 se convirtió el pozo SRB D-1 de productor a inyector.5. SRB BB-104 y SRB BB-105 y a la intervención sin equipo realizada en el SRB-A2. SRB I4. PRONOSTICO DE LA PRODUCCION SRB – C8 8 . SRB-D2 y SRB-D3). 2. para mejorar los volúmenes de Inyección que en esa fecha habían disminuido considerablemente. con el pozo SRB-A3i (que fue productor). con un plan piloto. SRB I2.C8 El Campo SRB-C8 inicio operaciones de perforación el 1 de abril de 2004. a la realización de tratamientos ácidos a los pozos SRB BB103. ANTECEDENTES DEL POZO SRB . perforándose 5 pozos.5. Con la información recabada. corresponde a la entrada del pozo SRB BB-110. El 2003 se inicia la inyección de gas en el pozo PLM-A3 al reservorio Yantata. SRB I5). se realiza en la formación petrolífera de Lower Petaca. SRB I3. la perforación del pozo concluyo el 2 de mayo de 2004. tras la construcción de una planta de tratamiento de agua. SRBC4.1. el incremento del año 2005. SRB-D1. El proyecto de Recuperación Secundaria. Se inició en octubre de 1999.2. para luego dar inicio a la inyección de agua en el mes de Abril de 2003. SRB-C3.2. este tipo de pozo es sidetrack. A su vez. La inyección de gas se inicia en el año 1998 en los pozos PLM-A6 y PLM-X1 al reservorio Petaca. SRBC5. se planificó el proyecto de recuperación secundaria a todo el reservorio de Lower Petaca. con una profundidad perforada de 3385 metros llegando a la arena productora de lower petaca. convertido a inyector de agua. (SRB I1. Actualmente la inyección de gas fue suspendida debido a la demanda de gas. ARREGLO ACTUAL DEL POZO SRB – C8 Figura 6: Arreglo actual del pozo SRB-C8 Fuente: Informe Repsol E&P Repsol YPF WellHead SRB-C8 9 .2.Tabla Nº 1: Pronostico de la Producción del Pozo Fuente: Programa de trabajo y presupuesto 2014 Área de contrato Surubí 2.2.5. 2.2.5.3. HISTORIAL DE PRODUCCION DEL POZO SRB – C8 Figura 7: Historial del pozo SRB-C8 Fuente: Elaboración Propia 10 . 1. OBJETIVO GENERAL Proponer un diseño de arreglo de fondo pozo con el método artificial de gas lift intermitente en la arena productora lower petaca. para lograr aumentar la producción del Pozo SRB-C8. 3. OBJETIVOS ESPECÍFICOS • Escoger el arreglo adecuado para el pozo. llegamos a proponer una acertada solución a esta condición. ¿Sera que aplicando el método artificial de recuperación de hidrocarburos mediante inyección de gas lift intermitente se lograra que el pozo llegue a su producción máxima con relación al mismo cuando producía por surgencia natural? 4. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA Una vez planteado el problema. • Utilizar el simulador Gas Floy para simular el proceso del diseño del arreglo de fondo pozo. • Demostrar mediante el diseño de gas lift la ubicación de las válvulas. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 3. IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA En el pozo SRB-C8 se detectó un alto corte de agua es por eso que existe la declinación del rendimiento de la producción de hidrocarburos líquidos del pozo.2.3. • Mejorar los rendimientos alcanzados con la utilización de Gas Lift.2. 4. 11 .1. haciendo la siguiente pregunta. OBJETIVOS 4. 5.3. temperatura y propiedades físico químicas de las fase liquida se va a diseñar un arreglo de gas lift adecuado para el pozo 5. JUSTIFICACIÓN TÉCNICA Es un método mediante el cual se inyecta gas a alta presión en la columna de fluidos para su levantamiento desde el subsuelo hasta la superficie.2. El sistema de Gas Lift Intermitente cumplirá con las siguientes normas API: API 11V1 Especificación para Gas-Lift equipamiento. mantenimiento. JUSTIFICACION GENERAL Las Justificación del presente proyecto es la actual demanda de hidrocarburos que existe en el mercado interno del país. vigilancia y solución de problemas de las Instalaciones de Gas-Lift. En el presento perfil del proyecto se propone instalar el sistema de levantamiento artificial de gas lift intermitente con lo cual el pozo producirá hidrocarburos líquidos. 5. 12 . Con los datos de presión. 11V6 API RP Diseño de flujo continuo e instalaciones de gas-lift utilizando válvulas de presión que funcionan a inyección. se presentan con una bajo rendimiento de barrido en los yacimientos de hidrocarburos. Con el sistema de gas lift intermitente se inyectara un volumen de gas a través del espacio anular a diferentes profundidades de manera de reducir la presión en la columna del fluido y el gas será transportado y levantado hasta la superficie. 11V5 API RP Operación. JUSTIFICACIONES DEL TEMA 5. API RP 11V2 Gas-Lift Válvula pruebas de rendimiento. JUSTIFICACIÓN OPERACIONAL En la actualidad de la industria petrolera los pozos producen por surgencia natural registran altos niveles de producción.1. 11V10 API RP Diseño.4. 5. operación de inyección de gas lift intermitente. JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA La idea del presente proyecto económicamente es factible proponer el sistema de gas lift intermitente por la razón del incremento de producción de líquidos ya que traerá muchos beneficios económicos. 11V8 API RP Diseño de Sistemas de Gas-Lift 19G9 API RP Diseño. prueba y ajuste de las válvulas de gas-lift. operación y solución de problemas de pozo en gas-lift. Se tiene programado que para el desarrollo del presente perfil de proyecto de grado se requerirá del siguiente presupuesto estimado Tabla Nº 2: Presupuesto para la realización del proyecto Nº Ítem Material o Actividad Unidad Precio (Bs) Cantidad Precio Total (Bs) 1 Impresiones Hoja 0. 19G11 API RP Simulación dinámica de sistema de Gas-Lift.20 1000 200 2 Internet Hora 2 250 500 3 Transporte Local Pasajes 3 240 720 4 Viaje a Santa Cruz Pasaje 300 2 600 5 Viáticos Día 250 6 1500 Total 3520 Fuente: Elaboración Propia 13 .11V7 API RP Reparación. El gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción. CAPITULO II 6. reduciendo su peso.1. Con el dinero percibido del IDH Impuesto directo de los Hidrocarburos. al ambiente que se encuentre cerca. 6. JUSTIFICACIÓN SOCIAL Aumentando la producción de hidrocarburos líquidos del pozo se tendrá mayores ingresos.1.1.5. hospitales y se lograra generar muchos empleos. VENTAJAS • Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas.1.6.1. se invertirá en escuelas. parques. programas. 5.1. De esta manera. 14 . LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE GAS LIFT El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. la energía del yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo hasta la superficie. MARCO TEORICO 6. El gas inyectado tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos. el daño a la formación que provocaría al inyectar el gas a diferentes profundidades se tomara en cuenta la Ley 1333 del Medio Ambiente para prevenir todos los posibles impactos ambientales.5. DEFINICIONES Y CONCEPTOS 6. capacitaciones. JUSTIFICACIÓN AMBIENTAL En el presente proyecto se tratara de minimizar los impactos ambientales como ser la contaminación del aire. • El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo.2.1. TIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE GAS 6.• Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL GAS INTERMITENTE POR El Levantamiento artificial por gas intermitente consiste en inyectar cíclica e instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción con el propósito de desplazar.2. • No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso.1.2. 6. hasta la superficie. • Ideal para pozos de alta relación gas .1. • Bajo costo de operación 6. con el propósito de disminuir la presión fluyente en el fondo del pozo aumentando el diferencial de presión a través del área de drenaje para que la formación productora aumente la tasa de producción que entrega al pozo. • Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma.1.1. el tapón de líquido que aporta el 15 .líquido y con producción de arena. DESVENTAJAS • Se requiere una fuente de gas de alta presión • No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y líneas de flujo muy largas y de pequeño diámetro.2. 6. LEVANTAMIENTO GAS CONTINÚO ARTIFICIAL POR Descripción En este tipo de levantamiento artificial se inyecta una tasa diaria de gas en forma continua lo más profundo posible en la columna de fluido a través de una válvula en el subsuelo.2. • El gas de inyección debe ser tratado.1. • Su diseño es laborioso. y con el efecto de alivianar la columna. Ricardo Maggiolo Petroleum Engineer. El gas que alimentara a este método vendrá desde la planta Paloma porque la misma alimenta a los campos de Campos Surubí. se inyecta alternativamente una determinada cantidad de gas al tubing. En el levantamiento artificial por gas intermitente los mecanismos de levantamiento involucrados son: • Desplazamiento ascendente de tapones de líquido por la inyección de grandes caudales instantáneos de gas por debajo del tapón de líquido. que contribuye con el empuje hacia la superficie de una determinada cantidad de líquido. Surubí Bloque Bajo.yacimiento por encima del punto de inyección. En inyección intermitente. un controlador en superficie o por intermedio de válvulas que censan la presión de entre columnas. Una vez levantado dicho tapón cesa la inyección para permitir la reducción de la presión en el fondo del pozo y con ello el aporte de un nuevo tapón de líquido para luego repetirse el ciclo de inyección. Figura 8: Ciclo del Levantamiento con gas en flujo intermitente Fuente: Gas Lift Basico. 16 . Surubí Noroeste y Paloma. • Expansión del gas inyectado la cual empuja al tapón de líquido hacia el cabezal del pozo y allí a la estación de flujo. 2. 6.2.1.1.1. Normalmente se utiliza cuando la presión estática del yacimiento y/o el índice de productividad alcanza valores bajos (aproximadamente Pws menores de las 150 lpc por cada 1000 pies e índices menores de 0.3 bpd/lpc).6. de tal magnitud (aproximadamente menores de las 100 lpc por cada 1000 pies) gas lift que con el intermitente convencional el tapón formado sería muy pequeño y por lo tanto la producción seria casi nula.1.2. LAG INTERMITENTE CONVENCIONAL En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio interno de la tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el gas desplaza directamente al tapón de líquido en contra de la gravedad.2.2.2. Normalmente se utiliza cuando la presión estática del yacimiento alcanza valores muy bajos. 6.1.2.1. LAG INTERMITENTE CON PISTÓN METÁLICO (Plunger lift) En este tipo de LAG intermitente utiliza el espacio interno de la tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el gas desplaza directamente un pistón metálico que sirve de interface sólida entre el gas inyectado y el tapón de líquido a levantar. SUBTIPOS DE LAG INTERMITENTE 6.1.2.1.2. LAG INTERMINTE CON CÁMARA DE ACUMULACIÓN En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio anular entre el revestidor de producción y la tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el gas desplaza directamente al tapón de líquido inicialmente a favor de la gravedad y posteriormente en contra de dicha fuerza.3.1. Se utiliza para minimizar el resbalamiento de líquido durante el levantamiento del tapón 17 . VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE CADA UNO DE LOS MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO POR INYECCIÓN DE GAS 6.3. • Causa intermitencias en el equipo de superficie. • Pueden recuperarse las válvulas. • Pueden manejarse fácilmente el agua y el sedimento.3.1.2. DESVENTAJAS • La tasa de producción máxima es limitada. • Pueden recuperarse las válvulas usando guaya o tubería DESVENTAJAS • Se debe disponer de una fuente de gas. • Puede centralizarse el equipo.1. usando guaya o tubería.1. 6. EXPLICACION DE LA TECNOLOGIA PROPUESTA A 18 .6. • Debe disponerse de una fuente de gas. • Puede centralizarse el equipo.1 FLUJO CONTINUO VENTAJAS • Maximiza el uso del gas disponible en el reservorio. • Maneja grandes volúmenes de producción fácilmente. FLUJO INTERMITENTE VENTAJAS • Puede obtenerse menor presión de fondo que en flujo continuo y con menor relación de gas de inyección.2.3. 6. la energía de yacimiento puede ser complementada de una fuente externa. con el propósito de reducir el peso de la columna de fluido y ayudar a la energía del yacimiento en el levantamiento o arrastre de su petróleo y gas hasta la superficie. dentro de la tubería de producción a diferentes profundidades.1. SISTEMA DE LEVANTAMIENTO CON GAS – GAS LIFT El sistema de levantamiento de gas consiste en inyectar gas a alta presión a través del anular.2. esto es el principio fundamental de todos los sistemas de levantamiento artificiales. sin embargo si la energía de yacimiento es insuficiente para obtener el caudal deseado.html El transporte de fluidos del yacimiento a la superficie requiere cierto trabajo. Figura 9: Esquema de Gas Lift Fuente:http://oil-mail.APLICAR 6.blogspot.gas.com/2011/05/sistema-de-levantamiento-con-gas. 19 . la energía necesaria para realizar este trabajo puede estar contenida en el yacimiento. Surubí Noroeste y Paloma. Con el fin de alcanzar la máxima reducción de cabeza hidrostática. 6.2. El gas que alimentara a este método vendrá desde la Planta Paloma porque la misma alimenta a los campos de Campos Surubí. el trabajo adicional requerido para aumentar la tasa de producción del pozo se realiza en la superficie por un compresor o contenedor de gas con una corriente de alta presión transportado hacia el pozo en forma de energía. La idea básica del flujo 20 . Principalmente este sistema de levantamiento es implementado si la producción diaria de gas es por lo menor mayor a un 10% de la producción total. Una excepción para esta regla está en los casos en los que la presión de tubería de producción excede la presión de saturación del gas bajo condiciones de circulación. sin embargo si la energía de yacimiento es insuficiente para obtener el caudal deseado. • Arrastre de los fluidos por la expansión del gas comprimido. y de esta forma. Surubí Bloque Bajo. el punto de inyección de gas debe estar ubicado a la mayor profundidad disponible. INYECCIÓN DE GAS POR FLUJO INTERMITENTE El gas se inyecta a la tubería reductora en forma intermitente. En el levantamiento de gas. con el propósito de producir la columna de fluidos en el pozo por etapas. perdería su habilidad para reducir la densidad de la columna de fluido. la energía necesaria para realiza este trabajo puede estar contenida en el yacimiento. El transporte de fluidos del yacimiento a la superficie requiere cierto trabajo.2. la energía de yacimiento puede ser complementada de una fuente externa. • Expansión del gas inyectado. esto es el principio fundamental de todos los sistemas de levantamiento artificiales.Al inyectar gas la presión ejercida por la columna se reduce y el pozo es capaz de fluir debido a: • Reducción del gradiente del fluido. En estos casos el gas inyectado se disolvería en el líquido producido. El diseño del arreglo no deberá tener ningún error de cálculo. usó uno similar. en la siguiente tabla presentamos las actividades que se pretenden efectuar. Utilizar ecuaciones para lograr ubicar las válvulas del diseño. informe del pozo. 21 . al mismo tiempo de almacenar una cantidad de gas en el espacio anular y la línea de gas y periódicamente desplazar el líquido de la tubería con el gas almacenado. Tabla Nº 3: Cuadro de Objetivos y actividades OBJETIVOS ESPECÍFICOS ACTIVIDADES Proponer el arreglo ya escogido en el pozo cuando se haya terminado el diseño. Según el diseño escogido consultar con Escoger el arreglo adecuado para el revistas libros para ver en que otro pozo se pozo.intermitente es permitir una acumulación de líquido en la tubería. Demostrar mediante el diseño de gas Trabajar con los datos registrados en el lift la ubicación de las válvulas. APLICACIÓN PRÁCTICA Para poder realizar nuestros objetivos específicos. CAPITULO III 7. Lograr que el diseño sea los más preciso posible. Gas Lift Intermitente.Usar datos de pozo para poder llegar al diseño mediante el simulador. INDICADORES OBJETIVAMENTE VERIFICABLES MEDIOS DE VERIFICACION SUPUESTOS / FUENTES 22 . Pronosticar la producción Fuente: Elaboración Propia 8. Lograr que el pozo llegue a registrar altos niveles de producción. Comparar los cálculos obtenidos del Utilizar el simulador Gas Floy para diseño con los del simulador. MATRIZ DEL MARCO LOGICO RESUMEN DE OBJETIVOS Y ACTIVIDADES META La finalidad del proyecto de grado es contar con una producción ideal del pozo que pueda llegar a mantenerse por mucho tiempo después de que se instale el diseño del arreglo de fondo. simular el proceso del diseño del Lograr que el programa no cometa errores arreglo de fondo pozo en la simulación. Comparar producciones entre los volúmenes de producción que se espera Mejorar los rendimientos obtener en comparación con los alcanzados con la utilización de volúmenes que se obtienen actualmente. PROPOSITO Proponer un diseño de arreglo de fondo pozo con el método artificial de gas lift intermitente en la arena productora lower petaca. Acceder a la información del pozo Utilizar el simulador Gas Floy para Tener un buen simular el proceso del conocimiento del diseño del arreglo de simulador. Informes de la Informes del pozo. fondo pozo Llegar a acceder a los datos necesarios para ejecutar la simulación. Que no llegue lo satisfacer lo esperado. Mejorar los rendimientos alcanzados con la utilización de Gas Lift Intermitente. OBJETIVOS No acceder a la información. Tener un buen Escoger el arreglo conocimiento de cuanto adecuado para el arreglos existen pozo. Que la simulación no funcione o que la computadora este mal. sobre este de gas lift la diseño ubicación de las válvulas. Revistar. historial de perforo el pozo producción. Hacer un mal cálculo y que varié en la selección del arreglo. empresa que antecedentes. en nuestro caso es Repsol YPF. mediante el diseño internet. para lograr aumentar la producción del Pozo SRB-C8. 23 . Demostrar Consultar con libros. fuentes de información de los arreglos. Utilizar ecuaciones para lograr ubicar las válvulas del Hacer correctamente el diseño si ningún error diseño. Usar datos de pozo para poder llegar al Obtener los resultados diseño mediante el esperados simulador. El diseño del arreglo no deberá tener ningún error de cálculo. Según el diseño escogido consultar con revistas libros para ver en que otro pozo se usó uno similar.ACTIVIDADES Proponer el arreglo ya escogido en el pozo cuando se haya terminado el diseño. Lograr que el diseño sea los más preciso posible para el pozo. Consultar en libros sobre el procedimiento Cometer un error cuando se esté haciendo el cálculo. Trabajar con los datos registrados en el informe del pozo. 24 . Distracción Manejo correcto cuando se este del simulador manejando el simulador. Comparar los cálculos obtenidos del diseño con los del simulador. Lograr que el programa no cometa errores en la simulación. Comparar producciones entre los volúmenes de producción que se espera obtener en comparación con los volúmenes que se obtienen actualmente. como ser la de gas lift. METODOLOGÍA DE INVESTIGACIÓN Deductivo. 9. 25 . es la aplicación de variables existentes a un hecho real. Lograr que el pozo llegue a registrar altos niveles de producción.1. para solucionar la producción del pozo con declinación. se usara el planteamiento de una idea como es la de gas lift de ahí se partirá para solucionar el problema que se presenta. No experimental. METODOLOGÍAS Y HERRAMIENTAS. Pronosticar la producción 9. 9. ALCANCE TEMÁTICO.2. Latitud: 17° 6'15. 10. ALCANCE GEOGRÁFICO Localidad: Eterasama Provincia: Carrasco Departamento: Cochabamba Ubicación Fisiográfica: Límite entre Pie de Monte y llanura Chaco-Beniana. es la entrevista.05"S Longitud: 64°35'55. ya que es de gran importancia en claridad y muestra de forma sencilla las ideas para optar por esta tecnología. HERRAMIENTAS METODOLÓGICAS La herramienta metodológica utilizada para la identificación del problema y propuesta del proyecto. ALCANCE Y APORTES DEL TEMA 10. El alcance del presente perfil de proyecto abarcará el área de producción de hidrocarburos solamente del pozo SRB-C8.2.22"O 26 . Distancia: 176 Km al NO de la ciudad de Santa Cruz en línea recta.1. 10. Figura 10: Ubicación del Pozo Fuente: Google Earth 10. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES 27 . 11.3. demandara hasta su aprobación. APORTES DEL TEMA El aporte del proyecto es la aplicación del sistema de levantamiento artificial gas lift intermitente para incrementar la producción del pozo SRB-C8ST.4. 10. o la aprobación del Proyecto de Grado. un tiempo aproximado de 12 meses. ALCANCE TEMPORAL El progreso del proyecto. cu/medias/pdf/2710.scribd.arielcorp.com/doc/49880785/2-GAS-LIFT-1 http://oil- 28 . Ricardo Maggiolo Petroleum Engineer.Tabla 4: Cronograma de Actividades OPTIMIZACIÓN DEL DESPLAZAMIENTO DEL PETRÓLEO MEDIANTE LA APLICACIÓN DEL SISTEMA DE GAS LIFT PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE EN EL POZO SRB-C8 ACTIVIDAD GESTION I 2014 GESTION II 2014 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ELABORACIÓN DEL PERFIL APROBACION DE DEL PERFIL DESARROLLO DEL PERFIL Obtener la Información del pozo caracteristicas del mismo para saber el estado actual Ubicación del Problema Solucionar el problema utilizando el método de gas lift intermitente Realizar un estudio para que arreglo se usara en el pozo Hacer los cálculos necesarios para diseñar el arreglo que usara Usar un Simulador para diseñar las profundidades de las valvulas diseño Fuente: Elaboración Propia 12.cubaeduca.aspx?id=562http:// educaciones. Surubi y Surubi BB. Área de Contrato Surubí – Campo Paloma.com/applications/markets. REFERENCIAS DE INTERNET http://es.pdf http://es. Informe Ejecutivo SRB-C8 Empresa Repsol YPF Gas Lift Basico. Informe Repsol E&P Repsol YPF WellHead SRB-C8. Magdalena Paris de Ferrer. REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos. Informe Resol Programa de Trabajo y Presupuesto 2014. com/2011/05/sistema-de-levantamiento-con-gasgas.com/showthread.com/2011/04/levantamie nto-artificial-por-gaslift.alrdc.ph p/1115-Gas-Lift http://producciondepetroleo.com/techcom/API%20Committee%2011V/in dex.blogspot.html http://prezi.scribd.mail.lacomunidadpetrolera.com/aapfh2najix9/inyeccion-de-gas-lift/ http://es.blogspot.htm 29 .com/doc/95222342/Gas-Lift-Diapo http://www.htmlhttp://www. ANEXOS .
Report "INYECCION DE GAS LIFT INTERMITENTE CONTINUO PARA LA OPTIMIZASION DE PRODUCCION"