VELOCITY STRING YACIMIENTO LAS FLORES - iapg.org.ar · Análisis Nodal Estimación de caudales...
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VELOCITY STRING YACIMIENTO LAS FLORES Ing. Eduardo J. Dottore 21 y 22 de agosto de 2014 Lucas Echavarría, Mario Bustamante y Diego Morelli
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VELOCITY STRING
YACIMIENTO LAS FLORES
Ing. Eduardo J. Dottore 21 y 22 de agosto de 2014
Lucas Echavarría, Mario Bustamante y Diego Morelli
Agenda
• Emplazamiento geográfico
• Campaña CT Drilling Yac Las Flores
• Gas Well Deliquification
• Análisis Nodal – Ajustes
• Velocity String
• Intervención realizada
• Resultados
• Próximos pasos
Emplazamiento geográfico
Emplazamiento geográfico
• Pozos Productores: 3048
• Pozos Inyectores: 584
• Prod Neta: 14.6 Mm3pd
• Inyección Agua: 165 Mm3pd
• Proyectos WF : 64
• Prod Gas: 8 MMm3pd
• Prod Bruta: 180 Mm3pd
CT Drilling Yac Las Flores
CT Drilling Yac Las Flores
PLF-227
PLF-223 PLF-225
PLF-226
PLF-854
PLF-854 900 123 c/680; 780
PLF-225 870 137 c/760; 980
PLF-223 810 74 c/400; 550
PLF-226 800 38 c/200; 240
PLF-227 700 116 c/640; 760
Mm3gpd x 12 mm
con WHFP (psi);
WHSP(psi)
PozoTD
3 1/2" Csg
• Campaña CT Drilling 2001 – TD 900 metros - Entubación 3 ½” J-55
• Ensayos alentadores, pero pocos meses de Producción Liquid Loading ???
• Estrategia de Reactivación Análisis Nodal + Técnicas Gas Well Deliquification
Puedo comparar la velocidad crítica con la velocidad real del gas en cada tramo del pozo. partir de la Velocidad Crítica Caudal Crítico
• Modelo de Turner
Gas Well Deliquification
Gas Well Deliquification
Técnicas con V Real > V crítica
• Circulación continua de Gas Caudal • Inyección de surfactantes / Velas s, r
• Compresión en boca de pozo Presión • Velocity String Área
0
250
500
750
1000
1250
1500
1750
2000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Velocidad Crítica
Técnicas con V Real < V crítica
• Plunger Lift • Gas Lift del tipo Perflift™ ó Xtra-lift™ • Bombeo Mecánico • BES
ESTABILIDAD
Análisis Nodal
IPR Q f (P)
VLP Pwf = Pwh + DP grav + DP fricc
Jones C y n Multi rate
Puntos Ensayo Octubre 2013
Pws = 58 kg/cm2
Análisis Nodal
Estimación de caudales según diámetros de tuberías
Pws = 58 kg/cm2 ; Pwh = 15 kg/cm2, Correlación flujo vertical Petroleum Experts 2
CT 1,5” CT 1,75”
TBG 2 3/8”
TBG 3 1/2”
Análisis Nodal
Situación Inicial: Pws = 58 kg/cm2
0
100
200
300
400
500
600
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Pro
fun
did
ad [
m]
Velocidad [m/seg]
TurnerTbg 3 1/2Tbg 2 3/8CT 1,75CT 1,5
Análisis Nodal
Estimación de caudales según diámetros de tuberías
Pws = 24 kg/cm2 ; Pwh = 12 kg/cm2, Correlación flujo vertical Petroleum Experts 2
CT 1,5” CT 1,75”
TBG 2 3/8”
TBG 3 1/2”
Análisis Nodal
Situación Futura: Pws = 24 kg/cm2
0
100
200
300
400
500
600
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Pro
fun
did
ad [
m]
Velocidad [m/seg]
Turner
Tbg 3 1/2
Tbg 2 3/8
CT 1,75
CT 1,5
Velocity String
Consideraciones
• Si bien el pozo ensayado presentaba buen potencial, se trata de Reservorios someros, con OGIP estimadas en 20 MMm3 y declinaciones rápidas.
• Estaciones cercanas con capacidad limitada para recibir gas: Máx 50000 m3/d. • Incertidumbre en el Caudal de líquidos. • Entubación 3 ½” limita uso de tubing a 2 3/8” SC Sistemas de Extracción?
AVANZAR CON UNA PROPUESTA DE VELOCITY STRING
Caudal Crítico
1 1/2" 30 mm 6000 m3/d
1 3/4" 38 mm 8000 m3/d
2 3/8" 50 mm 16000 m3/d
3 1/2" 76 mm 38000 m3/d
Tubería
Resumen de Escenarios
Consideraciones
• Boca de Pozo existente • Complejidad de la instalación propuesta • Modo de producción: Tubing, Anular o ambos
Velocity String
Velocity String
Velocity String
Velocity String
3 1/2" J-55 -
532,5 / 554 m
7" - 170 m
CT 1 1/2“ – 528 m
CT Hanger – 2 m
Intervención realizada
Luego de la intervención con Coiled Tubing, el pozo entra en producción el día 3 de marzo, con Pwh=200 psi. Actualmente el pozo produce 35000 m3/d con una Pwh = 190 psi.
Resultados
Resultados
Ventajas
• No se requiere ahogar el pozo. • La intervención con CT es rápida. • Siempre se trabaja con velocidades muy superiores a la de Turner, pero
menores a las velocidades erosivas (70 m/seg).
Desventajas
• No se pueden realizar Mediciones Físicas (GDP, PLT). • Para la etapa inicial del pozo, la VS presenta excesiva fricción, no siendo
aprovechado el potencial productivo. • Esta misma limitación hace que la compresión en boca de pozo no sea
aplicable para incrementar producción.
Próximos Pasos
• Se realizarán 2 intervenciones similares en Julio/Agosto. • La experiencia de estas intervenciones permitirá definir las instalaciones
de fondo de una próxima campaña de pozos de Gas Somero.
MUCHAS GRACIAS
