Metodologa de Anlisis Nodal para la Optimizacin de Produccin del Pozo SAL X-12 mediante anlisis de sensibilidad en los estranguladores en cabezal de pozo

Universidad de Aquino Bolivia Facultad de Ciencia y Tecnologa Ingeniera en Gas y Petrleo

UDABOL

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA Acreditada como PLENA mediante R.M. 288/01Proyecto de grado:PROPUESTA PARA LA OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION DEL POZO SAL X-12 MEDIANTE ANALISIS DE SENSIBILIDAD EN LOS ESTRANGULADORES EN EL CABEZAL DE POZOAutor:Gladys Jaillita SenzanoTutor:Ing. Lema Zabala Vanessa)1. CAPITULO I INTRODUCCIN AL PROYECTO1.1 INTRODUCCINUno de los factores ms importantes que implica un tratamiento diferente en los sistemas de produccin de reservorios de gas-condensado es que el fluido de reservorio que se encuentra en una fase gaseosa al momento del descubrimiento del yacimiento, adquiere un comportamiento diferente en el momento de explotacin. Tanto en el fondo del pozo como en todo el sistema de produccin, incluyendo el arreglo de fondo de pozo, tubing de produccin, choke superficial, tubera de recoleccin y plantas de separacin o procesamiento. Este fenmeno, implica que el anlisis del sistema con el objeto de predecir el comportamiento global del reservorio, merece un tratamiento de flujo de fluidos multifsico.

Generalmente, los reservorios de gas condensado son explotados bajo un mtodo de agotamiento de presin o volumen de agotamiento constante. Es decir, que a medida que el reservorio produce los fluidos a travs del sistema de produccin, la presin de la formacin disminuye.

Esta disminucin de presin obliga al operador, tarde o temprano, a disminuir los caudales de produccin con el objeto de alcanzar la presin de llegada o de separacin requerida eventualmente.

En el caso particular del campo San Alberto, la presin de reservorios ha alcanzado niveles inferiores al punto de roco y actualmente se encara la necesidad de implementar un ciclo de produccin con compresin que permita mantener estable la produccin en los siguientes aos.

Es por esta razn, que con el objeto de continuar la explotacin del reservorio manteniendo caudales de produccin ptimos, se hace necesaria la implementacin de unidades de compresin en las lneas o sistemas de recoleccin.

Los anlisis de optimizacin de produccin en los reservorios de gas-condensado, requieren por tanto simulaciones de flujo de fluidos multifsicos, que permitan el desarrollo de perfiles de presin y temperatura para la seleccin de las potencias optimas de compresin, de balances de materia y energa con los cuales se puedan dimensionar los equipos asociados a las estaciones de compresin en lnea. Dentro de este contexto, el presente proyecto pretende la optimizacin del reservorio del campo San Alberto, el cual segn datos de declinacin histricos requerir de una reingeniera de produccin mediante dicha tcnica de optimizacin

1.2 ANTECEDENTESLos campos de gas-condensado pueden ser explotados en dos diferentes modos de produccin: el de caudal superficial constante o declinacin de presin, o el de presin de fondo de pozo fluyente constante. En cualquiera de los dos casos, existe la posibilidad de realizar la explotacin a presiones por debajo del punto de roco, con lo cual existir el fenmeno de condensacin retrgrada.

El Yacimiento de gas-condensado de San Alberto est ubicado en la cuenca Subandino Sur que est formado por la formacin principal Huamampampa, y que un intervalo de edad del Silrico al Devnico. La formacin Huamampampa, que es el principal reservorio, se encuentra a una profundidad promedio de 4070 metros, tiene un espesor de 350 a 400 metros, y est constituida por areniscas y limolitas grises.

Las formaciones objetivo de los pozos de San Alberto son, Huamampampa, Icla, y Santa Rosa. Los pozos se ubican en el eje longitudinal de la estructura, en ubicacin N-S. No todos los pozos producen de las tres formaciones, y en general, los pozos producen de slo una o dos de las tres formaciones.

La estructura se divide en tres zonas de Sur a Norte: Macueta, San Alberto, e Ita. Macueta es un yacimiento que se encuentra ubicado en territorio Argentino en la parte sur de la estructura. San Alberto es la porcin intermedia de la estructura y de mayores dimensiones, e Ita es la porcin Norte de la estructura. Actualmente hay 8 pozos activos en la zona de San Alberto, y un pozo activo en la zona de Ita. La produccin de cada pozo se transporta a travs de ductos individuales hacia la planta San Alberto, que opera en promedio a 1483 psia.

El 27 de Octubre de 2007 la Asociacin San Alberto aprob en OPCOM la Actualizacin del Plan de Desarrollo de Campo San Alberto que conlleva la perforacin de tres pozos adicionales (SAL-15, SAL-17 y SAL-16) y la realizacin de un reentry (SAL-X11re), a partir del cual se garantiza un Plateau de Produccin de 420MMpcd hasta el ao 2019.

El 18 de Junio de 2008 fue aprobado por YPFB la Actualizacin del Plan de Desarrollo del Campo San Alberto, dentro de la normativa vigente en la Nueva Ley de Hidrocarburos. La Actualizacin del Plan de Desarrollo Aprobado ha quedado reflejada en los Pronsticos de Produccin propuestos.

El 23 de Diciembre de 2010 se firma el Acuerdo de Uso de Instalaciones de Procesamiento y Uso de Lneas laterales Facilidades (Facilities Agreement) entre las partes San Alberto e Itau, mediante el cual se establecen los trminos y condiciones para el procesamiento de Hidrocarburo del Campo Itau a travs de las instalaciones de SAL. Luego del incremento de produccin generado por los pozos nuevos SAL-15, ITU-X2 y SAL-17 y los pozos antiguos, se alcanzaron los mximos niveles de extraccin a los

yacimientos de San Alberto e Itau. Esto sin dejar de lado que el campo vecino, Macueta, an mantenido su produccin a mximo caudal.

1.3 DELIMITACIN1.3.1 Lmite GeogrficoEl Campo San Alberto se encuentra ubicado en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija al sur de Bolivia, cerca de las poblaciones de Yacuiba y Carapari, operado por PETROBRAS Bolivia.

1.3.2 Lmite TemporalEl periodo estimado hasta presentacin final del presente de proyecto de grado esta planificado para iniciar en Marzo de 2014 y hasta su conclusin en junio del mismo ao.

1.3.3 Limite SustantivoEl alcance de este estudio es el de establecer las condiciones operativas ptimas que resulten en una mxima produccin y recuperacin del campo. A partir de la cromatografa del gas, la relacin gas-condensado y datos histricos de produccin, elaborar un modelo integrado de produccin, desde el reservorio y arreglo de pozos (tubing, casing, punzados, etc) el choke hasta la planta de separacin a travs de las lneas de recoleccin, bajo el criterio de la evaluacin IPRs, perfiles de presin, temperatura, slugging y velocidad erosional.

1.4 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMALa evolucin dinmica de la presiones de los reservorios de los campos San Alberto, Itau y Macueta, conforme se realiza la explotacin del campo, muestra que estos campos se hallan conectados hidrulicamente. La explotacin de estos tres campos a un elevado caudal en el ltimo tiempo, ha permitido obtener datos nuevos y observar el comportamiento de la declinacin real del campo, as se comprueba que el campo esta declinando a una mayor tasa respecto a los perfiles de produccin definidos en el Plan de Desarrollo de 2008.

Con los nuevos datos, los estudios de reservorios muestran la produccin del campo podra no alcanzar el Plateau de produccin comprometido de 420 MMpcd de ms all de 2014.

1.5 FORMULACIN DEL PROBLEMACul sera el incremento en la produccin total del pozo SAL X-12 del Campo San

Alberto mediante la variacin de los orificios de estrangulador en cabezales de pozo?

1.6 RBOL DEL PROBLEMA

1.7 OBJETIVOS1.7.1 Objetivo GeneralPropuesta para la Optimizacin de la produccin del pozo SAL-X12 del Campo San Alberto mediante anlisis de sensibilidad en los estranguladores en cabezal de pozo

1.7.2 Objetivos Especficos Analizar los datos termodinmicos-PVT.

Clculo de Potenciales-curvas IPR.

Anlisis Nodal-verificacin de puntos de funcionamiento.

Anlisis de Sensibilidad.

Clculo de perfiles de velocidad erosional.

Desarrollar un anlisis de sensibilidad con el dimetro actual del estrangulador para determinar el incremento en la produccin del pozo.

1.8 JUSTIFICACIN1.8.1 Justificacin cientficaLa ingeniera del presente proyecto se enfoca en presentar una propuesta tcnica para el manejo de la produccin del campo mediante la variacin de los dimetros de estrangulador como respuesta a la declinacin natural que se encuentra experimentando.

Para tal efecto, se determinara el comportamiento de flujo (perfiles de presin, temperatura, velocidad, formacin de lquidos, etc.) de los Hidrocarburos desde los reservorios hasta la planta de procesamiento, desarrollar un anlisis nodal en cabeza de pozo, efectuar un anlisis de sensibilidad de la respuesta del campo a los dimetros de estrangulador.

Asimismo, la ingeniera estar respaldada por clculos analticos.

1.8.2 Justificacin AmbientalPara la optimizacin de la produccin del pozo SAL-X12 del Campo San Alberto se tomara en cuenta la ley 1333 de medio ambiente para preservar las polticas de proteccin medio ambiental de la industria.

1.8.3 Justificacin personalAplicar los conocimientos obtenidos en la universidad, adems de otras investigaciones relacionadas al tema que le sirvan al autor ganar desarrollo profesional y de esta manera poder elaborar este proyecto para optar el titulo de licenciatura en ingeniera de gas y petrleo.

2 CAPTULO II: MARCO TERICO

2.1 MARCO TERICO CONCEPTUAL2.2 INTRODUCCINLos reservorios que contienen sistemas de fluidos de gas-condensado se han convertido en una necesidad en el mundo actual en la medida que los desarrollos de los campos gasferos estn encontrando estos fluidos a mayores profundidades, mayores presiones y mayores temperaturas.

2.3 CLASIFICACIN DE LOS YACIMIENTOSSon reservorios en donde la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa en el punto de roco en condiciones iniciales de yacimientos pero luego al entrar en la regin bifsica presenta condensacin retrograda durante la reduccin de la presin a temperatura constante hasta cierto punto en el cual la saturacin de lquido empieza a descender. En este tipo de yacimiento la temperatura presente se encuentra entre la temperatura critica y la temperatura cricondertermica1. De acuerdo a las condiciones iniciales del yacimiento, es posible determinar el tipo de yacimiento debido a que tiene su propio diagrama de fases que depende de la composicin y de las condiciones de presin,

volumen y temperatura.1LABORATORIO DE YACIMIENTOS -PET218-P1DIAGRAMA DE FASES

(http://www.slideshare.net/rilvermostacedo/diagrama-de-fases-petrolera# ) (12:08-06/05/2014)

Figura 2.1. Diagrama de fase PVT para fluidos de yacimientoFuente: (http://www.slideshare.net/rilvermostacedo/diagrama-de-fases-petrolera#)(12:10-06/05/2014)Tabla 2.1. Composicion tipica de fluidos del reservorioFuente: Apuntes de clase, Reservorios, Ing. Freddy Reynolds Pareja (2012)

Considerando que el presente proyecto est basado especficamente en problemas asociados a Yacimientos de Gas condensado se proceder a describir ms detalladamente sobre el mismo.2.3.1 Yacimientos de gas condensadoLa composicin de la mescla de los hidrocarburos de un yacimiento de gas condensado todava contiene metano predominantemente metano mayor al 60 % un gas condensado es un gas con liquido disuelto. Acondiciones de reservorio la mescla se encuentra inicialmente en la fase gaseosa que luego de declinar su presin alcanza el punto de roco donde se presenta condensado en el reservorio a medida que declina la presin, la temperatura de este tipo de yacimientos se encuentra entre la temperatura crtica y la temperatura cricondetermica, un gas condensado presenta condensacin retrograda isotrmica en un rango de temperatura de 200-400 F y una presin de 3000-8000 lpc, la relacin gas condensado es mayor de a 3200 pc/Bbl. A partir de un anlisis se puede determinar que a mayor temperatura existe mayor presin de rocio, a medida que incrementa la temperatura a mayor API menor ser la presin de roci de similar manera a mayor RGP menor presin de roco.

2.3.2 Diagrama de Fase de un Yacimiento de gas CondensadoFigura: 2.2 Diagrama de fases para el gas retrgradoFuente: Lucio Carrillo Barandiaran, Comportamiento de los reservorios de gas

condensado, 2006.Un diagrama de fase tpico de gas condensado se seala en la figura 2.2, en la cual las condiciones de yacimiento se indican con la lnea 1-3. Cuando el yacimiento se encuentra en el punto 1 una sola fase existe en el mismo. A medida que la presin del yacimiento declina durante el proceso de explotacin, la condensacin retrgrada tiene lugar en el yacimiento. Cuando la presin alcanza el punto 2 en la curva de punto de roco, el lquido comienza a formarse. A medida que la presin del yacimiento disminuye del punto 2 a 3 la cantidad de lquido se incrementa en el yacimiento, los componentes ms pesados se comienzan a condensar en el yacimiento, ya que las fuerzas de atraccin entre las molculas livianas y pesadas disminuyen lo que provoca su separacin, cuando esto ocurre la atraccin entre las molculas de los componentes pesados se hace ms efectiva producindose su condensacin.

La mxima cantidad de lquido ocurre en el punto 3. La posterior reduccin de presin originar que el lquido se revaporice, pero el condensado retrgrado no se revaporiza totalmente aunque se tengan bajas presiones de agotamiento. Esta mezcla contendr ms hidrocarburos livianos y poco de hidrocarburos ms pesados que el petrleo voltil. A medida que el yacimiento es producido, la relacin gas-petrleo de produccin tiende a aumentar debido a la prdida de algunos componentes pesados lquidos formados en el yacimiento. En su camino hacia el tanque de almacenamiento, el gas condensado sufre una fuerte reduccin de presin y temperatura y penetra rpidamente en la regin de dos fases para llegar a la superficie con las caractersticas anteriormente descritas.

2.3.3CLASIFICACIN DE YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO DE ACUERDO A SU COMPORTAMIENTO FSICO2.2.3.3.1 SubsaturadosEn estos yacimientos la presin inicial es mayor que la presin de burbuja, por ende el gas se encuentra an disuelto en el petrleo y no hay volumen inicial de capa de gas. Inicialmente se encuentra en la fase lquida, eventualmente las burbujas de gas se desprende una vez alcanzado el punto de burbuja, en donde el gas liberado posteriormente se aglutina hasta tener condiciones de flujo al pozo en cantidades cada

vez ms incrementable, mientras que el flujo de crudo decrece gradualmente.2Clasificacin de los yacimientos (I) http://ingenieria-de- petroleo.lacomunidadpetrolera.com/2009/04/clasificacion-de-los-yacimientos-i.html (11:10 -

04/05/2014)

2.3.3.2 SaturadosEn estos yacimientos la presin inicial es menor o igual que la presin de burbuja, por ende el yacimiento es bifsico, contiene una zona lquida y otra gaseosa. Debido a que la composicin del gas y el crudo son diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases individuales que tienen poca relacin entre ellas o en composicin. La zona lquida est en su punto de burbuja y ser producida como un yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa de gas. La capa de gas est en el punto de roco (fase gaseosa con una cantidad infinitesimal de lquido) y podra ser retrgrada o no retrgrada. El comportamiento retrgado se produce por la disminucin de presin que produce condensacin en parte de la mezcla.

2.4YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO CON CONDENSACIN RETROGRADA EN EL YACIMIENTOEstos yacimientos se caracterizan por la formacin de condensado retrogrado en el yacimiento al caer la presin por debajo de la presin de roco retrogrado. Debido a que los primeros componentes que condensan son los menos voltiles (ms pesados), el rendimiento de lquido de la mezcla de hidrocarburos

producida disminuye con tiempo (a medida que la presin del yacimiento cae por debajo de la presin de roco).

2.5YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO SIN CONDENSACIN RETROGRADA EN EL YACIMIENTOLa presin de estos yacimientos se mantiene igual o superior a la presin de roci retrograda, no ocurre condensacin retrograda en el yacimiento. La composicin de la mescla de hidrocarburos producidos no baria y el rendimiento de lquido en superficie permanece aproximadamente constante, presentando un comportamiento muy similar al del gas hmedo.

2.5.1PROBLEMAS ASOCIADOS A LA EXPLOTACIN DE GAS CONDENSADODada las caractersticas especiales de los yacimientos de gas condensado en comparacin con los del petrleo negro, estos yacimientos presentan ciertos problemas adicionales al proceso de explotacin.

Acumulacin de lquidos en los pozosLa presencia de lquidos en los pozos de gas afecta negativamente las caractersticas de flujo de estos pozos. La presencia de estos lquidos proviene de la condensacin de hidrocarburos (condensado) o de agua producida en conjunto con el gas, en ambos casos, la fase liquida de alta densidad debe ser transportada a superficie por el gas. Si el gas no suministra suficiente energa de transporte para levantar los lquidos estos se acumulan en el fondo del pozo produciendo una contrapresin adicional a la formacin

lo cual afecta negativamente a la capacidad productiva de los mismos, lo cual en pozos de baja presin de fondo los lquidos pueden matar al pozo.

Inicialmente los pozos tienen presin y caudales de flujo elevadas que impiden la acumulacin de estos lquidos en el fondo, pero a medida que la presin de fondo disminuye aumenta la produccin de lquido, lo cual hace necesario ayudarlo de manera artificial.

Acumulacin de lquidos en la formacinUnas de las caractersticas bsicas de los yacimientos de gas condensado es la formacin de condensado retrogrado, cuando la presin de la mezcla de hidrocarburo cae por debajo de la presin de roci durante el agotamiento Isotrmico de presin presente en el yacimiento inicial.

Las acumulaciones de condensado pueden ocurrir en:

En la zona cercana al pozo de produccinCuando la presin de fondo fluyente es menor que la presin de roco y la presin promedio del yacimiento es mayor o igual a la presin de roco. Como se puede resaltar la experiencia de campo ha demostrado que ocurre prdida de productividad en los pozos cuando se tiene una Pwf