CUESTIONARIO.

1.- ¿Conoce si en Bolivia se han implementado Sistemas de Levantamiento Artificial, en especial Gas Lift y en que campos?

Actualmente existe en Bolivia campos antiguos que se encuentran en estado de producción por recuperación primaria con ayuda de sistemas de levantamiento artificial, el bombeo más utilizado en Bolivia es el Gas Lift, a continuación se muestra los campos y pozos que producen actualmente con este tipo de bombeo y otros.

CAMPONUMERO DE

POZOSPOZOS

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO

TATARENDA 2TTR-6, TTR-11(cerrado) Gas Lift

TATARENDA 1 TTR-24Progesive Cavity Pumping

(PCP)TATARENDA 1 TTR-7 Plunger Lift

COLPA 5CLP-3,CLP-9, CLP-41, CLP54L&C, CLP-55 Gas Lift

CARANDA 6CAR:2-9-55-61-81-

1002LCGas Lift

BERMEJO 3 7-10-34 Bombeo MecánicoBERMEJO 1 2 Bombeo PCP

TORO 134-6-7-8-12-14-15-16-19-

24-29-31-39Bombeo Mecánico

TORO 1 25 Bombeo PCP

SURUBI NO 3SRB-NO-X1, SRB-NO-

X2, SRB-NO-3HGas Lift

CAMBEITI 4CBT-002, CBT-004,

CBT-008, CBT-011(cerrado)

Gas Lift

SURUBI 11SRB: A1, B2, C1, C3st, C4, C5, C7-PTC, C8-

ST, D2, D3, D4st.Gas Lift

PALOMA 7PLM: B2, B4E, B5, C4,

C5, C6, C7.Gas Lift

SURUBI BB 6

SRB-BB-X101-PTC, SRB-BB-X103, SRB-

BB-X104 LC, SRB-BB-105, SRB-BB-109,

SRB-BB-110

Gas Lift

MONTEAGUDO 7MGD:14, 16, 24, 30, 31,

40, 1003 (cerrado)Gas Lift

LOS PENOCOS 2LPS-X1(cerrado), LPS-

X3DBombeo Mecánico

LOS PENOCOS 1 LPS-4 Gas LiftLA PEÑA 1 LPÑ-13 Gas LiftCAMIRI 2 CAM-003, CAM-079 Bombeo Mecánico

CAMIRI 13

CAM: 56, 57, 68, 80, 89,105, 114, 122, 134, 162, 166, 167, 175,073,

123.

Gas Lift

LOS CUSIS 9

LCS-01:A, LCS-02:ST, LCS-03:D, LCS-04:T , LCS-05:D, LCS-07:D, LCS-10:HST , LCS-

11:D, LCS-12:H

Gas Lift

PATUJUSAL 13

PJS-01:H, PJS-02:T, PJS-04:T, PJS-07:T, PJS-08:T, PJS-10:T,

PJS-11:T (cerrado), PJS-12:H, PJS-13:H, PJS-14:H, PJS-15:H, PJS-

16:D, PJS-18:D (parado transitoriamente)

Gas Lift

CARRASCO FW 2 CFW-02:T, CFW-03:T Gas Lift

HUMBERTO SUAREZ ROCA

4HSR-04:T, HSR-05:T, HSR-08:T(cerrado), HSR-10:T (cerrado)

Gas Lift

PATUJUSAL OESTE 2PJO-01:H, PJO-02:H

Gas Lift

KANATA NORTE 3

KNN-02:Xptc (parado transitoriamente), KFW-

01:T (parado transitoriamente), KNN-

04:H

Gas Lift

KANATA 1 KNT-04:H Gas Lift

2.- ¿Actualmente la mayoría de los pozos del campo Camiri se encuentran produciendo con Gas Lift y Bombeo Mecánico. Considera usted que si no se hubiera implementado estos sistemas de Levantamiento Artificial en Camiri, los pozos continuarían produciendo? ¿Por qué?

Para que se tenga una visión clara de cuando se aplica estos sistemas, realizamos una breve explicación. Luego de haber realizado la perforación y el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios.Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para continuar con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo. El objetivo principal de utilizar métodos artificiales de bombeo es de ayudar al pozo a seguir produciendo con caudales satisfactorios.

Por lo que consideramos que de no a ver sido implementado estos sistemas en pozos del campo Camiri, estos hubieran continuado produciendo con caudales mínimos que decrecerían paulatinamente hasta que la altura estática del pozo fuera menor a la profundidad del pozo lo que significa que el pozo ya no puede producir por flujo natural hasta superficie y necesita de un método artificial de bombeo.

3.- ¿Considerando que los pozos CAM-073, CAM-111, CAM-123, CAM126 no tienen implementado ningún sistema de Levantamiento Artificial, los mismos podrían llegar a ahogarse? ¿Por qué?

Actualmente los pozos CAM-073, CAM-111, CAM-123, y CAM126 están produciendo por flujo natural, e l mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la superficie por medio del llamado "árbol de Navidad", compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo.

Fig. 1- Esquema de pozo surgente

Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se considera que el pozo esta ahogado y se recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo . Con la extracción artificial comienza la fase más costosa u onerosa de la explotación del yacimiento.

Por lo tanto, estos pozos podrían llegar a ahogarse cuando estos no tengan la suficiente energía para transportar el petróleo de la formación a superficie de forma natural lo que significa que la altura estática de pozo es menor a la profundidad del pozo.

4.- ¿Considera usted que si el campo ya cuenta con líneas de suministro de Gas Lift, los mismos pueden implementarse en los pozos CAM-073, CAM-111, CAM-123, CAM-126? ¿Porque?

Si un campo cuenta con todas las facilidades para el suministro de Gas Lift estas podrían ser utilizadas para el suministro de otros pozos, pero debemos tener en cuenta que cada pozo es diferente al otro y se debe realizar los estudios necesarios si es conveniente aplicar el bombeo neumático o no y si este es económicamente rentable, además de saber cómo y cuándo es adecuado aplicar el Levantamiento Artificial.

5.- ¿Desde su punto de vista cual cree que sea la solución?

La solución para incrementar el caudal de los pozos es obviamente realizar los estudios necesarios para determinar el tipo de bombeo que se debe aplicar y si estos estudios son factibles para la implementación de Gas Lift se las puede implementar.

Según los reportes finales de producción los pozos CAM-073 y CAM-123 están produciendo por Gas Lift, el pozo CAM-111 es el único que continua fluyente. El pozo CAM-126 actualmente se encuentra cerrado.

6.- ¿Pensaron implementar anteriormente Gas Lift a los pozos mencionados, y por qué no se realizo la implementación?

Por las características técnicas que tiene el Bombeo Neumático cuenta con parámetros de aplicación como ser:

1. Presión de fondo.

2. Índice de productividad.

3. Relación Gas-Aceite de formación.

4. Porcentaje de agua.

5. Profundidad.

6. Tamaño de las tuberías de producción y revestimiento.

Existen tipos de aplicación de este levantamiento artificial;

Gas Lift a flujo Continuo

Se caracteriza porque se aplica inyección continua de gas por el espacio anular para ingresar a la tubería a través de las válvulas, incrementa su RGP y origina circulación continua hasta superficie por incremento permanente de la presión fluyente cuando el gas ingresa definitivamente por la válvula operadora poniendo en funcionamiento al sistema y dando como resultado producción de petróleo con volumen y presión continua. Aplicación:

Se emplea en pozos que durante el flujo natural han estado fluyendo con flujo continuo. En pozos con energías de gas en solución e índices de productividad intermedios y

altos. En pozos con presiones de fondo altas que originan alturas estáticas intermedias y altas. En pozos petrolíferos con gravedades API entre 25 y 35. En pozos verticales inclinados y en algunos pozos horizontales.

Gas Lift a flujo Intermitente.

En este método se inyecta gas al anular en forma cíclica para tener flujo en superficie también cíclica o intermitente. Para este efecto se utiliza válvulas con orificios mas grandes que permitan controlar más eficientemente el volumen de gas y la presión con la que va a penetrar la tubería, regulando desde superficie la circulación intermitente cuando el gas va alcanzar la altura de cada una de las válvulas. Aplicación:

Se toma en cuenta las siguientes aplicaciones: En pozos con bajas presiones de fondo de pozo

CONTINUO INTERMITENTE

En pozos productores de petróleos de crudos pesados o de densidades medianas y elevadas.

En pozos que durante el flujo natural han estado produciendo en forma intermitente. En pozos que han estado produciendo por flujo natural continuo y donde se ha

presentado una severa declinación de las presiones de fondo originando alturas estáticas bajas.

Ventajas 

Es un sistema seguro de operar.

Presenta alta tolerancia a los sólidos (aunque las velocidades de erosiónen el tubing y el árbol de navidad pueden ser críticas).

Habilidad para manejar altas ratas de producción.

Requiere de poco espacio en superficie.

Generalmente puede ser reacondicionada con wireline.

Acceso completo a través del tubing a las GLVs inferiores.

No es restringido por la desviación de los pozos.

Relativamente insensible a la corrosión.

Muy flexible, se puede convertir de flujo continuo a intermitente, chamberlift o plunger lift a medida que declina el yacimiento.

La fuente de potencia puede ser ubicada en locaciones remotas.

Fácil de obtener presiones y gradientes en profundidad.

No es problema en pozos con empuje de gas.

Desventajas  

Ineficiente en sistemas de bajo volumen, debido a los costos capitales de compresión y tratamiento del gas.

Requiere de un volumen de gas para su arranque, el cual no siempre está disponible. Una desventaja del método está referida al hecho de que tanto las válvulas de Gas Lift

como las válvulas superficiales de control de inyección son sensibles a la presencia de arenas de formación y parafinas.

No es aplicable a pozos poco profundos.

Considerando los siguientes parámetros actuales de los mencionados pozos:

POZOPROFUNDIDAD

(m)FORMACION

PRODUCTORAP.

petróleoP.

gasP.

agua API

GOR ACTUAL

CAM-073

1577 Ar. Basales 1 7 28 0 52 4

CAM-111

1531.6 Ar. Cero 1 23 0 51.2 23

CAM-123

1117Ar. Sararenda BA+

Basales 25 28 0 48.3 6

CAM- 1588.5 Ar. 1er Grupo+PPT+SAR- - - - - -

1261..

Fuente, Parte de producción YPFB ANDINA de 3de mayo de 2013

Los pozos CAM-73 y CAM-123 actualmente están produciendo por bombeo Neumático y el pozo CAM-126 cerrado.

Como podemos observar la RGP del pozo CAM-111es muy alto lo que impide realizar la aplicación de Gas Lift. La producción de estos pozos del campo Camiri es de condensado de 50ºAPI esto se debe a que el reservorio esta en declinación. Además, según las últimas reservas certificada por Ryder Scott en el 2009 Camiri contaba con 414MMpc de gas y 167,9Mbbl.

Lo que nos indica que no es económicamente rentable la implementación de un levantamiento artificial.

7.- ¿Está de acuerdo con la propuesta de implementación de levantamiento artificial con gas? ¿Aplicado a los pozos CAM-073, CAM-111, CAM-123, CAM126 que no cuentan con este sistema para la continuidad de producción de los mismos?

Debido a las anteriores razones no es conveniente realizar este tipo de levantamiento artificial. Porque según sus antecedentes el Campo Camiri fue descubierto el año 1927, siendo el pozo CAM-X1 el pozo descubridor, iniciando su producción en Agosto/1927 de las arenas del 1er Grupo, posteriormente se descubrieron y pusieron en producción las Arenas Parapetí y Camiri –1, año 1942 y 1947 respectivamente, en 1953 se descubrió y se puso en producción la Arenas Sararenda 1 ó Sararenda BA (Bloque Alto), el mayor productor del Campo. El campo Camiri, que es el de mayor producción acumulada de petróleo.

El campo presenta actividades de explotación de las arenas: Ar. Cero, Ar Primer grupo, Sararenda, Parapeti, camiri 1, Ar. Primer Grupo, Ar. 10-11-12, Basales 1.

Por estas razones y las anteriores respondidas a la pregunta 6, concluimos que el campo es muy antiguo y con pocas reservas, lo que indica que no es factible implementar métodos de levantamiento artificial puesto que estos son costosos.

8.- ¿Puede ayudar a completar el siguiente cuadro?

Cuál es la causa del problema

Cuál es el problema

Cuál es el efecto que provoca el problema

La prioridad del problema

Explique el problema

Baja producción Depletacion del pozo

Bajos caudales de producción.

Dar continuidad a la producción

Los campos antiguos después de un cieto tiempo de producción pasan a un estado de declinación lo que causa bajos caudales de producción

Altura estática baja.

Presión de formación baja

Pozo ahogado El pozo está en periodo estático.

Debido a la perdida de presión del reservorio se produce la perdida de energía para

producir lo que causa altura estáticas bajas

Separación del gas del petróleo.

Altos GOR Producción de petróleos demasiado livianos prácticamente condensado.

Incremento de GOR.

El reservorio en estado de depletacion a medida que a perdido las energias del yacimiento el gas tiende a condensarse y el gas a expandirse lo que se traduce en una producción de petróleo más liviano y mayor producción de gas.

Campo antiguo Reservas remanentes bajas

No es económicamente rentable

Producción del campo

El campo Camiri que data de 1927, se encuentra actualmente en etapa de depletaciòn y cuenta con reservas remanentes que no son económicamente producibles