PLUNGER LIFT ASISTIDO EN INSTALACIONES CONVENCIONALES DE GAS LIFT

Transcripción

1 PLUNGER LIFT ASISTIDO EN INSTALACIONES CONVENCIONALES DE GAS LIFT Experiencia en el Yacimiento Lindero Atravesado Prov. Neuquén Pablo E. Bizzotto Esteban E. Fellner

2 Indice Objetivo del Trabajo. Yacimiento en donde se desarrolló Sistemas de Extracción involucrados Introducción al Gas Lift Introducción al Plunger Lift Desarrollo del Trabajo Resultados Conclusiones Preguntas

3 Objetivo Implementar una metodología para aumentar la eficiencia del sistema de extracción Gas Lift Intermitente. Opotunidades de mejora detecatadas: Reducir la pérdida por resbalamiento ( Fallback ) en pozos con sistema Gas Lift Intermitente. Reducir el consumo de gas de inyección Mantener el tubing libre de deposiciones de cristales de sal y parafina

4 Yacimiento Lindero Atravesado Acquisition Date: 1980 (Astra) Contract Term: 2018 (2021) Net Interest:: 62,5% Size: 126,000 acres Active Oil Wells: 21 Gas Wells: 66 Injectors: 2 Total wells: 113 Oil Production: 1 Mbopd Gas Production: 50 MMscfd Injected Water: 7 Mbwpd Cumulative Production: 3,93 mmbo + 31,6 BCF Proved: 2.5 MMbo BCF Non Proved: 3.8 MMbo BCF

5 GAS LIFT GAS LIFT Sistemas de Extacción involucrados PLUNGER LIFT PLUNGER LIFT

6 Gas Lift El Gas Lift es un sistema artificial de extracción en el cual se utiliza gas de alta presión para llevar los líquidos producidos por el pozo desde el fondo hasta la superficie. GAS LIFT CONTINUO Alto índice de productividad Alta presión de fondo GAS LIFT GAS LIFT INTERMITENTE Bajos valores de producción Alto I.P. + baja presión de fondo Bajo I.P. + baja presión de fondo

7 Ciclo de Gas Lift Intermitente Controlador de superficie y válvula motora Slug" de líquido Abierta de Pie de Pie Inyección cerrada Líquido acumulado en fondo: aporte de formacion + fallback operativa abierta, Inyectando Gas. El slug de líquido viaja empujado por el gas de inyección El slug llega a superficie, aumenta la presión en boca de pozo. Desciende la presión en fondo y cierra la válvula operativa. El slug abandonó el tubing. En el fondo comienza a acumularse líquidos provenientes del built up y del fall back

8 Gas Lift Intermitente:Registro Típico de Presión en fondo Expansión del Gas de Inyección y Aceleración del Slug Cierre de la de Gas Lift Ciclo Presión (psi) Apertura de válvula Comienzo de la Inyección Presión Mínima Build-up + Fall-back :45 13:00 13:15 13:30 13:45 14:00 14:15 14:30 14:45 Tiempo (hs) 15:00 15:15 15:30 15:45 16:00 16:15 16:30

9 Problemas a Minimizar Casing Fallback o resbalamiento: cada slug de líquido pierde entre un 5 y 7% por cada 1,000ft de prof. Tubing Slug de Líquido Gas de Empuje Fall-Back en las paredes del Tubing Formación de Anillos de sal, por evaporación del agua de formación. Fall-Back como gotas que pasan de la fase líquida a la gaseosa Depósitos de parafinas y asfaltenos

10 Ciclo de Plunger Lift

11 Pistón para PL Asistido 2.37" 5.85 ft 7 ft 2.492" 2.645" MANDRIL KBM CAMCO DRIFT ID: "

12 Plunger Lift Asistido

13 Nuevo Pistón para petróleos parafínicos Pozo: Cx-1 (LA)

14 LA Nov Caudal Líquido [m 3 /d] Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Instalación 09-sep LA-95 Oil Bruta PL Oil PL

15 LA Cx Sep Oct Caudal Líquido [m 3 /d] Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Instalación 06-Feb Bruta Oil Bruta PL Oil PL

16 Esquema de Boca de Pozo y Secuenacia de Funcionamiento Arribo del slug de líquido y Pistón Presión de Tubing Presión de Inyección REGISTRO DE PRESION DE INYECCION Y DE PRODUCCION Transcurre Motora de Producción Tiempo de Venta Abre Cierra GAS DE INYECCION motora Motora Abre cierra

17 Resultados y Oportunidades de Mejora Se incrementó la producción de algunos pozos hasta en un 25% (LA-95) Se eliminaron las intervenciones para limpieza de anillos de sal. Se eliminaron las intervenciones para desparafinación del tubing. En la actualidad hay 5 equipos instalados.

18 PREGUNTAS