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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGÍA CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO

TRABAJO DIRIGIDO “OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TATARENDA-2A”

MODALIDAD DE TITULACIÓN: TRABAJO DIRIGIDO PARA OPTAR AL TÍTULO DE LICENCIATURA EN INGENIERÍA DE GAS Y PETRÓLEO GERENTE GENERAL: MATPETROL S.A. Ing: Roberto Joaquín Xavier Paz Soldán Unzueta

POSTULANTE: Victor Hugo Ortiz Quiroz TUTOR: Ing. Javier Roberto Esquivel . Luis Germán Pérez Melgar Santa Cruz de la Sierra - Bolivia 2017

E-mail: [email protected]

AGRADECIMIENTO

Gracias Jesús por caminar siempre junto a mí y no dejarme nunca. Gracias Por darme la inteligencia, sabiduría, paciencia, entendimiento y la capacidad para desarrollar este trabajo, por Haberme permitido llegar hasta aquí y haberme puesto tanta gente linda y valiosa en el camino. Gracias virgen María porque siempre me ha ayudado a seguir adelante, y por tu protección ante cualquier peligro. Gracias a la Universidad de Aquino. Gracias a ti, que me permitiste entrar en tus aulas donde me dejaste aprender y enriquecer mis conocimientos. Y lo más importante, me dejaste ser parte de ti. Gracias a mis profesores, por compartir conmigo sus conocimientos dentro y fuera de clases, haciendo posible que mi formación profesional se resuma en satisfacción académica. Al Ing. Juan Pablo Castro Molina, Ing. Carlos Rojas Gómez, Ing. Rómulo Barba Pedraza, Ing. Javier Valdivia Vásquez, y a todos los que me ayudaron incondicionalmente para la realización de este trabajo. A la Empresa Matpetrol: Muchas gracias por darme la oportunidad de realizar este trabajo dirigido brindándome toda la información necesaria, y a los Ingenieros por haberme brindado asesoramiento técnico. A los ingenieros que tomaron parte del jurado, para realizar mi examen profesional, por su tiempo en la revisión de este trabajo.

DEDICATORIA

El autor: Victor Hugo Ortiz Quiroz Dedica este TRABAJO DIRIGIDO:

A Dios quien me ha guiado y me ha dado fortaleza para seguir adelante y cumplir con mis metas, en forma especial dedico este trabajo a mis queridos padres que siempre me han brindado su apoyo incondicional durante toda mi vida, quien ha puesto su confianza en mí siempre dándome ejemplo de superación, humildad y sacrificio; enseñándome a valorar todo lo que tengo, me siento orgulloso de tenerlos a ellos a mi lado y que compartan mi alegría, Gracias de todo corazón a mis padres:

Laurentino Ortiz Frías Enoe Quiroz Ybarra de Ortiz Finalmente a mis leales hermanos: A todos ellos agradecerlos por estar a mi lado y por darme el apoyo que necesite en muchos momentos de mi vida.

María Ana, Elvy, Laurentino, y Francisco M.

TRABAJO DIRIGIDO EMPRESA PETROLERA – MATPETROL S.A. PRESENTADO A LA UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGÍA INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO

RESUMEN EJECUTIVO OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TATARENDA-2A

AUTOR: Victor Hugo Ortiz Quiroz MODALIDAD: TRABAJO DIRIGIDO PRESENTADO COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE LICENCIATURA EN INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEOS

RESUMEN EJECUTIVO El presente proyecto en la moralidad de TRABAJO DIRIGIDO se refiere a: “OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TATARENDA-2A”.

Mediante el análisis nodal realizado para el pozo TTR-2A, se pudo determinar las condiciones óptimas para el funcionamiento del sistema de levantamiento artificial. Con los datos actuales de producción del pozo, 25 BPD y Pwf de 600 psi, mediante el método presentado por Vogel, se pudo construir la curva IPR para el reservorio y estimar su máximo potencial de producción de petróleo en 64 BPD. Luego de realizar simulaciones con diferentes caudales de inyección de gas y para diferentes caudales de producción de petróleo, mediante la correlación de Dun & Ros para flujo multifásico, se determinó que el caudal óptimo de inyección de gas es de 75 Mpcsd para una máxima producción esperada del pozo de 53 BPD. Además, se realizó el dimensionamiento del sistema de Gas Lift Continuo, (ya que el pozo todavía produce con surgencia natural y el sistema de Gas Lift incrementará la producción del mismo), en cuanto a cantidad, posición y calibración de las válvulas de Gas Lift; en el que se determinó la necesidad de cuatro válvulas de Gas Lift, una operadora y tres de descarga. Así también, se determinó una presión de inyección de gas para el sistema de 500 psi como mínimo, para garantizar de que el gas llegue a la válvula operadora con la presión de aproximadamente 100 psi a favor, para ser perdida en el orificio de la válvula y así poder abrir la misma. Se elaboró un pronóstico de producción sin el sistema Gas Lift, en el que se estimó un tiempo de drenado de aproximadamente 14 años, de acuerdo al ritmo de declinación, según el histórico de producción. Implementando el sistema de Gas Lift, el tiempo de drenado se reduce a 12.5 años, con una declinación más acelerada. Ambos casos se evaluaron económicamente, siendo claramente más favorable y rentable económicamente el sistema de gas lift.

ÍNDICE DE CONTENIDO

“TRABAJO DIRIGIDO” “OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TATARENDA-2A”

ÍNDICE DE CONTENIDO CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN

Pág.

1.1. 1.2. 1.3.

INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 1 ANTECEDENTES ............................................................................................ 2 DELIMITACIONES........................................................................................... 3

1.4.

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................. 4

1.5.

OBJETIVOS ..................................................................................................... 8

1.6.

JUSTIFICACIÓN .............................................................................................. 8

1.7.

METODOLOGÍA .............................................................................................. 9

I

ÍNDICE DE CONTENIDO

CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL

Pág.

2. MARCO TEÓRICO ........................................................................ 12 2.1.

YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS .......................................................... 12 2.1.1.1. RESERVAS PROBABLES ............................................................................ 13 2.1.1.2. RESERVAS PROBADAS .............................................................................. 13

2.2. FACTORES QUE CONTROLAN EL PASO DE LOS FLUIDOS DESDE EL RESERVORIO HASTA EL POZO ...................................................................... 13 2.2.1.1. POROSIDAD ................................................................................................ 13 2.2.1.1.1. PERMEABILIDAD (K) ............................................................................. 14 2.2.1.2. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS .............................................................. 14 2.2.1.2.1. VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO .............................................................. 15 2.2.1.2.2. FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO .......................................... 15 2.2.1.2.3. COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO ................................................... 16 2.2.1.2.4. RAZÓN DE SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PETRÓLEO ..................... 16 2.2.1.2.5. VISCOSIDAD DEL GAS ......................................................................... 17 2.2.1.2.6. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS ......................................... 17 2.2.1.2.7. FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS ...................................................... 18 2.2.1.2.8. SATURACIÓN DE LOS FLUIDOS EN LA ROCA .................................... 19 2.2.1.3. DAÑO DE LA FORMACIÓN .......................................................................... 19 2.2.1.4. FACTORES DE TURBULENCIA ................................................................... 20

2.3. COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DE FORMACIONES PRODUCTORAS .................................................................................................... 20 2.3.1.1. ESTADOS DE FLUJO ................................................................................... 21 2.3.1.1.1. FLUJO NO - CONTINUO O TRANSITORIO ........................................... 21 2.3.1.1.2. FLUJO CONTINUO O ESTACIONARIO ................................................. 21 2.3.1.2. ECUACIÓN DE DARCY PARA FLUJO EN ESTADO CONTINUO ............... 22 2.3.1.2.1. FLUJO SEMI - CONTINUO ..................................................................... 24

2.4.

ANÁLISIS NODAL ......................................................................................... 25

2.4.3.1. FLUJO DE PETRÓLEO Y GAS EN YACIMIENTOS SATURADOS............... 27 2.4.3.1.1. TRABAJO DE VOGEL ............................................................................ 28 II

ÍNDICE DE CONTENIDO 2.4.3.1.2. ECUACIÓN Y CURVA DE VOGEL PARA YACIMIENTOS SATURADOS29 2.4.3.2. CONSTRUCCIÓN DE LA IPR PARA YACIMIENTOS SATURADOS ............ 30 2.4.4.1. ECUACIÓN DE VOGEL PARA YACIMIENTOS SUBSATURADOS .............. 31

2.4.6.1. 2.4.6.2. 2.4.6.3. 2.4.6.4.

TRANSPORTE EN EL YACIMIENTO ........................................................... 34 TRANSPORTE EN LAS PERFORACIONES ................................................ 34 TRANSPORTE EN EL POZO ....................................................................... 34 TRANSPORTE EN LA LÍNEA DE FLUJO SUPERFICIAL ............................. 34

2.4.7.1. CURVAS DE OFERTA Y DEMANDA DE ENERGÍA EN EL FONDO DEL POZO CURVAS VLP / IPR......................................................................................... 37

2.4.2.1. CLASIFICACIÓN DE NODOS ....................................................................... 39 2.4.2.1.1. NODO COMÚN....................................................................................... 39 2.4.2.1.2. NODO FUNCIONAL................................................................................ 39 2.4.2.1.3. ELEMENTOS USADOS EN UN SISTEMA DE ANÁLISIS NODAL.......... 39 2.4.2.1.4. UBICACIÓN DE LOS NODOS COMPONENTES ................................... 40 2.4.2.2. COMPONENTES QUE INTERVIENEN EN UN ANÁLISIS NODAL ............... 41 2.4.2.3. ANÁLISIS NODAL EN LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN CON SENSIBILIDAD AL CAUDAL DE INYECCION DE GAS .................................... 42

2.5.

GENERALIDADES DEL LAG ........................................................................ 43 2.5.1.1. TIPOS DE LAG ............................................................................................. 46 2.5.1.2. LAG CONTINUO Ó INTERMITENTE ........................................................... 47 2.5.1.3. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS CONTINUO ............................... 48 2.5.1.3.1. MECANISMO DE LEVANTAMIENTO ..................................................... 48 2.5.1.3.2. RANGOS DE APLICACIÓN GAS LIFT CONTINUO................................ 48 2.5.1.3.3. EFICIENCIA DEL LAG CONTINUO ........................................................ 51 2.5.1.3.4. MÁXIMA PROFUNDIDAD DE INYECCIÓN ............................................ 51 2.5.1.3.5. TASAS DE INYECCIÓN DE GAS ADECUADA ...................................... 51 2.5.1.3.6. QINY PARA POZOS CON IPR CONOCIDA ............................................. 52 2.5.1.3.7. RANGO DE TASAS EN FLUJO CONTINUO .......................................... 52 2.5.1. 4. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS INTERMITENTE ..................... 53 2.5.1.5. MECANISMOS DE LEVANTAMIENTO ..................................................... 55 2.5.1.5.1. CICLO DE LEVANTAMIENTO INTERMITENTE ..................................... 55 2.5.1.5.2. EFICIENCIA DEL LAG INTERMITENTE ................................................. 56 2.5.1.5.3. MÁXIMA PROFUNDIDAD DE INYECCIÓN ............................................ 56 III

ÍNDICE DE CONTENIDO 2.5.1.5.4. TASA DE INYECCIÓN DE GAS ADECUADA ......................................... 56 2.5.1.5.5. CONTROL DE LA INYECCIÓN .............................................................. 57 2.5.2.1. 2.5.2.2. FLUIDO 2.5.2.3.

FLUJO DE FLUIDOS EN EL POZO Y EN LA LÍNEA DE FLUJO .................. 57 ALGORITMO PARA CALCULAR LAS PÉRDIDAS DE PRESIÓN DEL ...................................................................................................................... 57 ECUACIÓN GENERAL DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DINÁMICA ........... 58

2.5.3.1. CÁLCULO DE LA PRESIÓN REQUERIDA EN EL CABEZAL DEL POZO ... 59 2.5.4.1. RANGOS CARACTERÍSTICOS DE LA CURVA DE DEMANDA ................... 60 2.5.5.1. GRADIENTE DE PRESIÓN DE GAS (Gg) .................................................... 61

2.6.

DISEÑO DE INSTALACIONES DE LAG CONTINUO .................................... 64

2.6.1.1. ESPACIAMIENTO DE MANDRILES ............................................................. 65 2.6.1.2. SELECCIÓN Y CALIBRACIÓN DE VÁLVULAS ............................................ 71 2.6.1.3. DEFINICIONES BÁSICAS PARA FLUJO MULTIFÁSICO. ............................ 74 2.6.1.4. FRACCIÓN DE LÍQUIDO SIN DESLIZAMIENTO.......................................... 75 2.6.1.5. DENSIDAD DE LÍQUIDOS............................................................................ 76 2.6.1.6. DENSIDAD BIFÁSICA .................................................................................. 76 2.6.1.7. VELOCIDAD ................................................................................................. 77 2.6.1.8. VISCOSIDAD ................................................................................................ 78 2.6.1.9. TENSIÓN SUPERFICIAL .............................................................................. 79 2.6.2.1. PATRONES PARA FLUJO VERTICAL Y FUERTEMENTE INCLINADO ..... 80 2.6.2.1.1. FLUJO BURBUJA ................................................................................... 80 2.6.2.1.2. FLUJO TAPÓN (SLUG) .......................................................................... 81 2.6.2.1.3. FLUJO TRANSICIÓN (CHURN).............................................................. 81 2.6.2.1.4. FLUJO NEBLINA (ANULAR) ................................................................... 82

2.7. 2.8.

MARCO TEÓRICO REFERENCIAL .............................................................. 98 MARCO TEÓRICO JURÍDICO ....................................................................... 98

IV

ÍNDICE DE CONTENIDO

CAPÍTULO III RELEVAMIENTO DE INFORMACIÓN 3.1.

Pág.

UBICACIÓN DEL CAMPO TATARENDA ...................................................... 99

3.1.4.1. BATERÍA SECUNDARIA ............................................................................ 103 3.1.4.2. PLANTA DE PROCESAMIENTO Y TRATAMIENTO .................................. 103 3.1.4.3. LÍNEAS DE EVACUACIÓN Y EXPORTACIÓN ........................................... 103

3.1.5.1. OBRAS CIVILES COMPLEMENTARIAS .................................................... 104 3.1.5.2. CONSTRUCCIÓN DE LÍNEA MATRIZ DE RECOLECCIÓN E INYECCIÓN104 3.1.5.3. IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE COMPRESIÓN............................. 105

CAPÍTULO IV INGENIERÍA DEL PROYECTO

Pág.

4.1.

INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 110

4.2.

DISEÑO DE LAS VÁLVULAS PARA EL GAS LIFT..................................... 131 4.2.1.1. ESPACIAMIENTO DE VÁLVULAS ............................................................. 132 4.2.1.2. SELECCIÓN Y CALIBRACIÓN DE LAS VÁLVULAS .................................. 137 4.2.1.3. CALIBRACIÓN DE LAS VÁLVULAS ........................................................... 142

4.3.

PROPUESTA ............................................................................................... 143

V

ÍNDICE DE CONTENIDO

CAPÍTULO V ANÁLISIS BENEFICIO / COSTO 5.1.

INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 145 5.1.1.1. 5.1.1.2. 5.1.1.3. 5.1.1.4. 5.1.1.5. 5.1.1.6. 5.1.1.7.

5.2.

Pág.

ÍNDICE DE RENTABILIDAD ECONÓMICA ................................................ 145 CÁLCULOS DE ÍNDICES DE RENTABILIDAD ECONÓMICA .................... 145 FLUJO DE EGRESOS ................................................................................ 146 FLUJO DE DINERO NETO (CASH FLOW) ................................................. 146 VIDA ÚTIL DEL PROYECTO ...................................................................... 146 VALOR ACTUAL NETO (VAN) ................................................................... 146 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) ........................................................ 147

PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN ............................................................. 148

5.2.4.1. RESULTADO DEL FLUJO DE CAJA .......................................................... 156

CAPÍTULO VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1. 6.2.

Pág.

CONCLUSIONES ........................................................................................ 157 RECOMENDACIONES ................................................................................ 158

BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................ 160 SIMBOLOGÍA.................................................................................................... 162 ANEXOS .............................................................................................................. 166

VI

ÍNDICE DE FIGURAS

ÍNDICE DE FIGURAS Pág. FIGURA: № 2.1: PERMEABILIDAD DE LA ROCA . ................................................. 14 FIGURA: № 2.2: ÁREA DE DRENAJE DE FORMA CIRCULAR . ............................ 22 FIGURA: № 2.3: IP= J “ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD”. .......................................... 27 FIGURA: № 2.4: FUNCIÓN DE PRESIÓN Y SATURACIÓN DE GAS. .................... 28 FIGURA: № 2.5: CURVA IPR TÍPICA DE UN RESERVORIO. ................................. 30 FIGURA: № 2.6: FLUIDO EN EL YACIMIENTO SUB-SATURADO. ......................... 31 FIGURA: № 2.7: SISTEMA DE PRODUCCIÓN Y SUS COMPONENTES. .............. 33 FIGURA: № 2.8: PRESIONES DE LLEGADAS AL NODO EN EL F. DEL POZO. .... 36 FIGURA: № 2.9: PRESIONES DE LLEGADAS AL NODO EN EL CABEZAL........... 36 FIGURA: № 2.10: NODO EN EL FONDO DEL POZO. ............................................. 37 FIGURA: № 2.11: ANÁLISIS NODAL - OPTIMIZACIÓN. ......................................... 38 FIGURA:№ 2.12: DESCRIPCIÓN DE LA LOCALIZACIÓN DE NODOS .................. 40 FIGURA: № 2.13: ANÁLISIS DE CAÍDA DE PRESIÓN ............................................ 43 FIGURA: № 2.14: SISTEMA TÍPICO DE LAC. ......................................................... 44 FIGURA: № 2.15: TIPOS BÁSICOS DE LAG. .......................................................... 47 FIGURA: № 2.16: LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS EN F.CONTINUO. ... 48 FIGURA: № 2.17: SISTEMA DE UNA GAS LIFT CONTINUO. ................................ 50 FIGURA: № 2.18: CURVA DE RENDIMIENTO DEL POZO LAC CONTINUO. ........ 52 FIGURA: № 2.19: SISTEMA DE GAS LIFT INTERMITENTE. .................................. 54 FIGURA: № 2.20: CIELO DE LEVANTAMIENTO CON GAS EN FLUJO INTERM. .. 55 FIGURA: № 2.21: CURVA DE DEMANDA DE ENERGÍA......................................... 60 FIGURA: № 2.22: RANGOS ÓPTIMOS PARA EL AUMENTO D. E.P. FRICCIÓN. . 61 FIGURA: № 2.23: T. SUPERFICIE Y T. FONDO DEL POZO. .................................. 62

VII

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA: № 2.24: CURVA COMPORTAMIENTO Y DISPONIBILIDAD DE GAS. ... 65 FIGURA: № 2.25: ÁREA DE ESPACIAMIENTO DE MANDRILES. .......................... 66 FIGURA: № 2.26: DETERMINACIÓN DE VÁLVULA. ............................................... 66 FIGURA: № 2.27: GRADIENTE DE FLUIDO MUERTO............................................ 67 FIGURA: № 2.28: CURVA DE GRADIENTE DE GAS EN EL ANULAR. .................. 68 FIGURA: № 2.29: RECTAS PARALELAS DE GRADIENTES. ................................. 69 FIGURA: № 2.30: PROFUNDIDAD CON EL RESTO DE LAS VÁLVULAS. ............. 70 FIGURA: № 2.31: SELECCIÓN Y CALIBRACIÓN DE LAS VÁLVULAS.................. 72 FIGURA: № 2.32: FLUJO BURBUJA ...................................................................... 81 FIGURA: № 2.33: FLUJO TAPÓN ............................................................................ 81 FIGURA: № 2.34: FLUJO TRANSICIÓN .................................................................. 82 FIGURA: № 2.35: FLUJO NEBLINA ........................................................................ 82 FIGURA: № 2.36: DUNS & ROS L1 - L2-. .................................................................. 85 FIGURA: № 2.37: PARÁMETROS - DUNS & ROS Ƒ1 - Ƒ2 - Ƒ3............................... 87 FIGURA: № 2.38: PARÁMETROS - DUNS & ROS Ƒ4.. ........................................... 88 FIGURA: №: 2.39: PARÁMETROS FACTOR DE FRICCIÓN DUNS & ROS Ƒ2. ..... 89 FIGURA: №: 2.40: PARÁMETROS - DUNS & ROS Ƒ5 - Ƒ7. .................................... 91 FIGURA: №: 2.41: PARÁMETROS - DUNS & ROS Ƒ6.. .......................................... 91 FIGURA: № 3.1: UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO TATARENDA. ............. 99 FIGURA: № 3.2: CUANTIFICACIÓN DE RESERVAS AL 31 DE JUNIO DE 2016. 102 FIGURA: № 3.3: ESQUEMA DE COMPRESIÓN PARA EL CAMPO TATARENDA106 FIGURA: № 3.4: ESTADO SUBSUPERFICIAL ACTUAL DEL POZO TT-2A. ........ 107 FIGURA: № 3.5: HISTORIAL DE PRODUCCIÓN 1964 – 2016 - POZO TTR-2A ... 108 FIGURA: № 3.6: H. P. LÍNEA DE TENDENCIA DE DECLINACIÓN ....................... 109 FIGURA: № 4.1: DICEÑO - ESTADO SUBSUPERFICIAL - CON GAS LIFT. ........ 144 VIII

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA: № 6.1: GRADIENTE DE GAS (HASTA 1200 PSI)................................... 188 FIGURA: № 6.2: GRADIENTE DE TUBERÍA.......................................................... 189 FIGURA: № 6.3: PAPEL GRAFICO EXCEL ESPACIAMIENTO DE LAS V. ........... 191 FIGURA: № 6.4: PROCESO DEL SISTEMA DE GAS LIFT.................................... 193 FIGURA: № 6.5: SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. ........................ 194 FIGURA: № 6.6: DISEÑO DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT.195 FIGURA: № 6.7: SECUENCIA DE DESCARGA DE UNA INSTALACIÓN G.L.C. .. 196

IX

ÍNDICE DE GRÁFICOS

ÍNDICE DE GRÁFICOS Pág. GRÁFICO: № 4.1: CURVA IPR (VOGEL). .............................................................. 111 GRÁFICO: № 4.2: NÁLISIS NODAL POZO TATARENDA-2A. ............................... 126 GRÁFICO: № 4.3: GRADIENTE DE PRESIÓN PARA QINY = 75 MPCSD. ........... 131 GRÁFICO: № 4.4: PROFUNDIDAD DE LAS VÁLVULA. ........................................ 134 GRÁFICO: № 4.5: GRADIENTES 2 Y 3.................................................................. 135 GRÁFICO: № 4.6: ESPACIAMIENTO DE VÁLVULAS ........................................... 136 GRÁFICO: № 4.7: VERIFICACIÓN DE APORTE DE FLUIDO ............................... 138 GRÁFICO: № 5.1: PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN SIN GAS LIFT .................. 148 GRÁFICO: № 5.2: PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN CON GAS LIFT ................. 151

X

ÍNDICE DE CUADROS

ÍNDICE DE CUADROS Pág. CUADRO: № 2.1: VALORES TÍPICOS DE DAÑO A LA FORMACIÓN. ................... 19 CUADRO: № 2.2: CATALOGACIÓN ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD. ...................... 26 CUADRO: № 2.3: CLASIFICACIÓN DE LOS NODOS COMPONENTES. ............... 40 CUADRO: № 2.4: RANGO PARA ESTABLECER LA TASA MÁXIMAS Y MÍNIMAS.53 CUADRO: № 2.5: TIPOS DE FLUJO. ....................................................................... 93 CUADRO: № 3.1: ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO TATARENDA. ........................ 101 CUADRO: № 3.2: CUANTIFICACIÓN DE RESERVAS AL 31 DE JUNIO DE 2016, CONSIDERANDO LA CERTIFICACIÓN DEL AÑO 2010 (Ryder Scott Co.) .......... 102 CUADRO: № 3.3: REPORTE DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO TATARENDA. ..... 105 CUADRO: № 3.4: HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN POZO TTR-2A. ...................... 109 CUADRO: № 4.1: PWF Vs CAUDALES PARA LA CONSTRUCCIÓN DE CURVA IPR .......................................................................................................................... 111 CUADRO: № 4.2: DATOS DEL POZO TATARENDA-2A ....................................... 112 CUADRO: № 4.3: DATOS DEL POZO TATARENDA-2A ....................................... 132 CUADRO: № 4.4: ESPACIAMIENTO DE LAS VÁLVULAS .................................... 137 CUADRO: № 4.5: RGLGRAD.MIN DE CADA VÁLVULA ............................................ 139 CUADRO: № 4.6: TEMPERATURAS DE LAS VÁLVULAS .................................... 139 CUADRO: № 4.7: VÁLVULAS SIN CALIBRAR ....................................................... 141 CUADRO: № 4.8: CORRECCIÓN POR TEMPERATURA ...................................... 142 CUADRO: № 4.9: DISEÑO DEL SISTEMA GAS LIFT ........................................... 143 CUADRO: № 5.1: COSTOS DE LOS EQUIPOS DE GAS LIFT.............................. 147

XI

ÍNDICE DE TABLAS

ÍNDICE DE TABLAS Pág. TABLA: № 4.1 (A): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS PARA QINY = 0 MPCSD Q = 19 BPD. .............................................................................. 121 TABLA: № 4.2 (B): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. ......................................... 122 TABLA: № 4.3 (C): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. ......................................... 123 TABLA: № 4.4 : RESULTADO DEL ANÁLISIS NODAL POZO TTR-2A CON DIFERENTES CAUDALES DE INYECCIÓN DE GAS ................................... 125 TABLA: № 4.5 (A): CORRELACIÓN D. & R. Q INY = 75 MPCSD Q = 52 Bpd. .... 128 TABLA: № 4.6 (B): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. ......................................... 129 TABLA: № 4.7 (C): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. ......................................... 130 TABLA: № 5.1: PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN SIN GAS LIFT. ....................... 149 TABLA: № 5.2: PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN CON GAS LIFT. ..................... 150 TABLA: № 5.3: INCREMENTO SIN GAS LIFT. ...................................................... 152 TABLA: № 5.4: INCREMENTO CON GAS LIFT. .................................................... 153 TABLA: № 5.5: FLUJO DE CAJA E INGRESOS (SIN GAS LIFT). ........................ 154 TABLA: № 5.6: FLUJO DE CAJA E INGRESOS (CON GAS LIFT). ...................... 155 TABLA: № 6.1 (A): CORRELACIÓN D. & R. Q INY = 0 MPCSD Q = 55 Bpd. ...... 166 TABLA: (B): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. .................................................... 167 TABLA: (C): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. ................................................... 167 TABLA: № 6.2 (A): CORRELACIÓN D. & R. Q INY = 5 MPCSD Q = 55 Bpd. ...... 168 TABLA: (B): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. .................................................... 168 TABLA: (C): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. ................................................... 169 TABLA: № 6.3 (A): CORRELACIÓN D. & R. Q INY = 5 MPCSD Q = 57 Bpd. ...... 169 TABLA: (B): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. .................................................... 170 XII

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA: (C): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. ................................................... 170 TABLA: № 6.4 (A): CORRELACIÓN D. & R. Q INY = 25 MPCSD Q = 55 Bpd. .... 171 TABLA: (B): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. .................................................... 171 TABLA: (C): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. ................................................... 172 TABLA: № 6.5 (A): CORRELACIÓN D. & R. Q INY = 25 MPCSD Q = 57 Bpd. .... 172 TABLA: (B): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. .................................................... 173 TABLA: (C): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. ................................................... 173 TABLA: № 6.6 (A): CORRELACIÓN D. & R. Q INY = 50 MPCSD Q = 55 Bpd. .... 174 TABLA: (B): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. .................................................... 174 TABLA: (C): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. ................................................... 175 TABLA: № 6.7 (A): CORRELACIÓN D. & R. Q INY = 50 MPCSD Q = 57 Bpd. .... 175 TABLA: (B): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. .................................................... 176 TABLA: (C): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. ................................................... 176 TABLA: № 6.8 (A): CORRELACIÓN D. & R. Q INY = 75 MPCSD Q = 55 Bpd. .... 177 TABLA: (B): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. .................................................... 177 TABLA: (C): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. ................................................... 178 TABLA: № 6.9 (A): CORRELACIÓN D. & R. Q INY = 75 MPCSD Q = 57 Bpd. .... 178 TABLA: (B): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. .................................................... 179 TABLA: (C): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. ................................................... 179 TABLA: № 6.10 (A): C. D. & R. Q INY = 100 MPCSD Q = 55 Bpd. ..................... 180 TABLA: (B): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. .................................................... 180 TABLA: (C): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. ................................................... 181 TABLA: № 6.11 (A): C. D. & R. Q INY = 100 MPCSD Q = 57 Bpd. ..................... 181 TABLA: (B): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. .................................................... 182 TABLA: (C): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. ................................................... 182 XIII

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA: № 6.12 (A): C. D. & R. Q INY = 105 MPCSD Q = 75 Bpd. ..................... 183 TABLA: (B): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. .................................................... 183 TABLA: (C): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. ................................................... 184 TABLA: № 6.13 (A): C. D. & R. Q INY = 150 MPCSD Q = 57 Bpd. ..................... 184 TABLA: (B): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. .................................................... 185 TABLA: (C): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. ................................................... 185 TABLA: № 6.14 (A): C. D. & R. Q INY = 200 MPCSD Q = 55 Bpd. ..................... 186 TABLA: (B): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. .................................................... 186 TABLA: (C): CORRELACIÓN DE DUNS & ROS. ................................................... 187 TABLA: № 6.15 CATÁLOGO DE VÁLVULA. .......................................................... 190 TABLA: № 6.16 FACTOR DE CORRECCIÓN DE LA PRESIÓN DEL N2 POR TEMPERATURA ..................................................................................................... 192

XIV

CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO I

CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN 1.1.

INTRODUCCIÓN

Luego de cumplida las actividades de exploración y perforación, el próximo eslabón en la cadena petrolera es la producción. La fase de producción corresponde al proceso clave de la extracción del petróleo desde el yacimiento hasta la superficie, con el fin de enviarlo a otros centros de procesamiento y de consumo como son las refinerías y el mercado interno. Este proceso en periodos muy anteriores correspondía a una actividad operativa de extraer y entregar la producción de petróleo y gas, pero desde la década del 60 se establecieron mecanismos y metodologías de “Optimización de la Producción”, es decir de “obtener la mayor cantidad posible de producción diaria con un menor desgaste de la energía del reservorio”. La producción de un pozo generalmente, inicia por surgencia natural cuando el yacimiento tiene suficiente presión para lograr levantar la columna de fluido en la tubería de producción desde el fondo hasta la superficie: Cuando esta presión declina por la producción misma o no es suficiente para levantar la columna de fluidos, se aplican técnicas de levantamiento artificial, ambas fases comprenden la etapa de recuperación primaria del campo. La producción de un campo petrolero puede mejorarse por medio de diferentes métodos, que incluyen técnicas de gerenciamiento de yacimiento, las terminaciones óptimas del pozo, adecuadas instalaciones de superficie e incluso sistemas de extracción más eficientes, como los Sistemas de Levantamiento Artificial:

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CAPÍTULO I

1. Levantamiento Artificial por Gas (Gas Lift). 2. Levantamiento Artificial por Bombeo Mecánico. 3. Levantamiento Artificial por Bombeo Hidráulico. 4. Levantamiento Artificial por Bombeo Electro sumergible. 5. Levantamiento Artificial por Plunger Lift. 6. Levantamiento Artificial por Cavidades Progresivas. El método del sistema de Levantamiento Artificial por gas es uno de los más eficientes para levantar crudos medianos y livianos de los cuales provienen de profundidades considerables. El método de Gas Lift consiste en inyectar gas a alta presión por el espacio entre la tubería de producción y la cañería de revestimiento. Dicho gas entra a la tubería de producción a través de válvulas especiales alivianando la columna de producción y levanta el líquido hasta llegar a superficie. Luego la combinación de gas y petróleo más agua es separada en superficie, con el propósito de recuperar el gas y reinyectarlo al sistema.

1.2.

ANTECEDENTES

En Bolivia se instalaron numerosos sistemas de Gas Lift desde la década del 1940 en los campo de Bermejo, San andita y Camiri, muchos de los cuales se mantuvieron funcionando por más de 30 años. En la década de 1960 se aplicó con éxito en Camiri una intensiva implementación del sistema de Gas Lift a más de 60 pozos. En la actualidad se tiene instalaciones de Gas Lift en algunos campos, operadas por las Empresas YPFB-Chaco, Repsol, YPFB-Andina. El pozo Tatarenda-2A está ubicado en la población Gutiérrez Provincia Cordillera del

Departamento de Santa Cruz en la

región Sub-andino Sur. Dicho pozo fue perforado en el Flanco Oriental del anticlinal de Tatarenda, la perforación fue iniciada el 9 de Mayo de 1965, y se dio por terminada el 26 de Julio de 1965 por la “compañía Petrolífera Brasilera S.A”. Actualmente este campo es operado por la Empresa MATPETROL S.A. La producción de este pozo proviene de una arenisca situada entre 996 y 999 m.b.m.r. El pozo TTR-

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CAPÍTULO I

2A es productor de petróleo de las Arena Basales de la Formación Iquirí, Mariguí, Yumao, cuya producción actual es de 25 BPD, con 44 MPCSD de Gas asociado. De una Gravedad de 48°API, su viscosidad es de 33 cp a 67°F, Profundidad final fue de 1050 mt. Los objetivos buscados en el pozo TTR-2A, eran de estudiar las posibilidades petrolíferas de las arenas de la formación Iquirí, sus condiciones físicas, así como establece el tipo de terminación apropiado para los pozos de la zona, y que fueron cumplidos en forma satisfactoria. Las pruebas, tanto deformación como de producción, evidenciaron recuperación de petróleos en cantidades comerciales.

1.3.

DELIMITACIONES LIMITE GEOGRÁFICO

La optimización de la producción mediante análisis nodal con Sistema de Gas Lift se lo realizará en:

Fuente: Cía. MATPETROL S.A

 DEPARTAMENTO: Santa Cruz  PROVINCIA: Cordillera  CAMPO: Tatarenda Victor Hugo Ortiz Quiroz

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CAPÍTULO I

 POZO:TTR-2A  TITULAR: MATPETROL S.A LIMITE TEMPORAL El estudio se desarrollará en el periodo comprendido en la gestión I y II- 2017 del calendario académico de la Universidad de Aquino Bolivia S.A. LIMITE SUSTANTIVO El área de estudio sobre la cual recae este trabajo de investigaciones, comprende la siguiente investigación: -

Área de investigación: Análisis nodal; en el área de producción de Hidrocarburos en el pozo Tatarenda-2A.

-

Tema específico: Análisis nodal con Levantamiento Artificial Mediante el Sistema de Gas Lift Aplicado en el Pozo Tatarenda - 2A (TTR – 2A).

1.4.

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El problema de la pérdida de presión en pozos petroleros, concurre en una pérdida económica haciendo que la explotación de los hidrocarburos no sea una actividad rentable, es por ello que una de las alternativas para dar solución es la aplicación del Gas Lift, cuya función es alivianar la columna hidrostática, haciendo que la presión del yacimiento sea suficiente para poder elevar el líquido a superficie, además de que el gas inyectado empuja al petróleo hasta la superficie. La selección del método de levantamiento Artificial por Gas Lift es una alternativa para solucionar el problema de aquellos pozos que no puedan producir de una manera natural o intermitente; o si se quiere aumentar y/o mantener la producción.

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CAPÍTULO I

El pozo TTR-2A tiene aproximadamente 49 años de vida productiva por lo que su energía se ha agotado, la presión actual es insuficiente para mantener una producción rentable por surgencia natural, por lo que es necesaria la implementación de un sistema de levantamiento artificial para mejor de productividad y prolongar aún más su vida productiva. La compañía MATPETROL S.A. tiene proyectado la implementación de un sistema de levantamiento artificial por gas Lift para el campo Tatarenda, pero tiene la incertidumbre de los parámetros de operación del mismo. Por lo que el presente trabajo dirigido está enfocado en analizar la productividad del pozo en escenarios distintos de presión de inyección (100, 250 y 500 psig) y con un caudal de inyección de gas no mayor a 500 MPCSD, comparar los resultados y encontrar la mejor propuesta. Por lo que en el presente trabajo se desarrollará un análisis nodal de acuerdo a las condiciones antes mencionadas. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ¿Cuáles serán las condiciones operativas óptimas para el funcionamiento del sistema de Levantamiento Artificial por Gas Lift para lograr incrementar la producción del pozo TTR-2A? SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA La baja producción de petróleo en el pozo con surgencia natural, pérdida de presión por parte del yacimiento y la inestabilidad en lapsos de producción del pozo. Ha sido ocasionados por una serie de causas que se analizaran y se propondrán posibles soluciones, a continuación.

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CAPÍTULO I

DIAGRAMA - CAUSA, EFECTO, ACCIONES, FINES. -

CAUSAS Causa 1.- Declinación de la presión del yacimiento. Causa 2.- Factores petrofísicos de los hidrocarburos, en el caso del petróleo no son favorables porque hace que la extracción sea más complicada.

-

EFECTOS Efecto 1.- Bajo aprovechamiento de la capacidad productiva del pozo. Efecto 2.- Baja rentabilidad.

-

ACCIONES Acción 1.- Análisis nodal del pozo basado en condiciones actuales del reservorio y evaluaciones del pozo. Acción 2.- Evaluación Económica.

-

FINES Fin 1.- Incremento del caudal de producción de petróleo y vida productiva del pozo prolongada. Fin 2.- Mejorar la rentabilidad.

En el siguiente cuadro se especifica mediante el diagrama de bloques la aplicación del procedimiento de Gas Lift, para la recuperación del petróleo del pozo TTR-2A.

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DIAGRAMA: CAUSA - EFECTO - ACCIÓN - FIN EFECTO 1

EFECTO 2

Bajo aprovechamiento de la capacidad productiva del pozo.

Baja Rentabilidad

FIN 1

FIN 2

Incremento del caudal de producción de petróleo y vida productiva del pozo prolongada.

Mejorar la Rentabilidad.

PROBLEMA

SOLUCIÓN

Baja productividad de hidrocarburo, perdida de presión en el yacimiento, Incertidumbre de las condiciones operativas óptimas del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas Lift para el pozo TATARENDA-2A.

Análisis nodal de diferentes alternativas operativas del Sistema de Gas Lift para el pozo TATARENDA-2A.

CAUSA 1

CAUSA 2

ACCIÓN 1

ACCIÓN 2

Declinación de la Presión del Yacimiento.

Factores petrofísicos de los hidrocarburos, que en el caso del petróleo no son favorables porque hacen que la extracción sea más complicada.

Análisis nodal del pozo basado en condiciones actuales del reservorio y evaluaciones del pozo.

Evaluación Económica.

Fuente: Elaboración propia para el proyecto TATARENDA-2A

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1.5.

CAPÍTULO I

OBJETIVOS OBJETIVO GENERAL

Determinar las condiciones operativas óptimas para aplicación del sistema de Levantamiento Artificial por Gas Lift en el pozo TTR-2A del campo Tatarenda para mejorar su producción, mediante un análisis nodal. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1. Determinar el potencial de producción del pozo TTR-2A. mediante la elección del Sistema de Levantamiento Artificial 2. Determinar los parámetros de operación del sistema de Gas Lift (Presión y caudal de inyección) mediante un Análisis Nodal para determinar las pérdidas de presión en el sistema. 3. Realizar un pronóstico de producción con las condiciones óptimas del sistema de Gas Lift. 4. Realizar una evaluación económica para determinar la rentabilidad del proyecto.

1.6.

JUSTIFICACIÓN JUSTIFICACIÓN CIENTÍFICA

Es una técnica que ya ha sido probada, además se han obtenidos buenos resultados en su aplicación, obteniendo altos caudales de producción y estabilización de la presión de fondo fluyente y de esta manera alargando la vida del yacimiento para su mejor rentabilidad a futuro. JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA El proyecto presenta una alternativa de incremento de volúmenes de producción que son traducidos en incrementos en los ingresos netos de la operadora. Victor Hugo Ortiz Quiroz

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CAPÍTULO I

Si bien la instalación de un sistema de levantamiento artificial, en este caso un sistema de gas lift implica realizar una inversión con un importante capital, se ha evidenciado en el flujo de caja que la recuperación es relativamente rápida y con indicadores de rendimiento aceptables. JUSTIFICACIÓN SOCIAL El desarrollo del presente documento se constituirá en una regencia de una posible solución al problema de pozos petroleros que presenten bajos caudales de producción e inestabilidad en su producción. Además al aumentar la tasa de producción se percibirán mayores ganancias permitiendo aportar con más recursos para el IDH y así contribuir al desarrollo de las poblaciones beneficiadas. JUSTIFICACIÓN PERSONAL A través del desarrollo de este proyecto se aplicarán todos los conocimientos adquiridos en la Universidad cuyo objetivo es de optar el título de “Licenciatura en Ingeniería de Gas y Petróleo”, a la vez se contribuirá en el estudio del pozo TTR-2A para una mejor producción. JUSTIFICACIÓN AMBIENTAL Se cumplirá toda la normativa de la Ley 1333

1.7. METODOLOGÍA MÉTODO DE INVESTIGACIÓN El tipo de investigación que se utilizara en este Proyecto es de tipo descriptivo y Comparativo, ya que esta técnica fue probada con buenos resultados en el país.

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CAPÍTULO I

TIPO DE ESTUDIO El proyecto de grado propuesto no será de carácter empírico porque demanda de mayor tecnología para poder reactivar el pozo TTR-2A que por el momento se encuentra ahogado. FUENTES DE INFORMACIÓN La fuente de información que se obtendrá para la elaboración de este trabajo dirigido son las siguientes: 

FUENTES PRIMARIAS  La información requerida será proporcionada por la Empresa Matpetrol encargado del campo Tatarenda, e YPFB.  Además

de

consultas

y

entrevistas

a

ingenieros

profesionales

especializados en el tema. 

FUENTES SECUNDARIAS  Inicialmente se realizará un estudio con la información que se tiene acerca del campo.  Se realizara una selección de documentos, datos estadísticos, manuales de procedimientos y otros.  Recolección de información de distintos autores respecto al tema de investigación.  Se acudirá a fuentes informáticas que se relacionan con el tema propuesto.  Seminario referente al tema de Levantamiento Artificial por Gas. PROCEDIMIENTO PARA LA RECOLECCIÓN Y TRATAMIENTO DE LA INFORMACIÓN

La técnica desarrollada estará basada en el estudio, análisis y evaluación de todos los datos recolectados conforme a la siguiente estructura o procedimiento:

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

CAPÍTULO I

Búsqueda.- Se realizará la búsqueda de fuente bibliográfica en libros, documentos, revistas, internet y por medio de consulta a personas profesionales y técnicos que tengan conocimiento del tema.



Recolección y selección.- Una vez que se haya recolectado la información requerida que nos ayudara al desarrollo del tema, se seleccionara la bibliografía más adecuada para el presente proyecto.



Clasificar.- Toda información seleccionada será clasificada de acuerdo al tema que corresponde.



Procesar.- Toda la información una vez recolectada, seleccionada y clasificada será procesada, para corroborar en el desarrollo de la investigación.

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CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO

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CAPÍTULO II

CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL 2.

MARCO TEÓRICO

El marco teórico del presente trabajo dirigido contempla definiciones, conceptos, métodos aplicados al área de estudio, fórmulas, toda la teoría relacionada al trabajo dirigido. Es necesario conocer los conceptos con el fin de facilitar el estudio como el entendimiento del mismo, a continuación, se presentan los diferentes conceptos básicos los cuales ayudaran al entendimiento y al estudio a realizarse en el presente trabajo.

2.1.

YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS

Se llama así al volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosférica que se pueden producir con cualquiera de los métodos y sistema de explotación aplicables. Los datos que se obtienen son de carácter dinámico debido a un ajuste continuo a medida que se cuenta con mayor información. Un “yacimiento” corresponde aquel yacimiento en el cual la calidad y cantidad de los minerales presente justifica un mayor estudio, el cual tiene por objeto definir en cantidad, calidad, profundidad y dimensión el yacimiento con el fin de desarrollar las actividades

hidrocarburíferas

para

que

la

explotación

del

yacimiento

sea

económicamente rentable con las tecnologías actuales. Los yacimientos se pueden clasificar de acuerdo a la cantidad y el grado de exactitud que se conoce de los datos: RESERVAS POSIBLES Se utiliza cuando la probabilidad de extraer el total de hidrocarburo estimado es por lo menos de 10%.

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2.1.1.1.

CAPÍTULO II

RESERVAS PROBABLES

Se utiliza cuando la probabilidad de extraer el total de hidrocarburos estimados es por lo menos de un 50%. 2.1.1.2.

RESERVAS PROBADAS

Se utiliza cuando la información de la reserva se hace por el método probabilístico y existe una probabilidad mínima de 90%.

FACTORES QUE CONTROLAN EL PASO DE LOS FLUIDOS

2.2.

DESDE EL RESERVORIO HASTA EL POZO En el reservorio a través del medio poroso, son muchos los factores que afectan al movimiento de los fluidos en su recorrido por el reservorio hasta el pozo y estos pueden ser naturales o producidos durante la etapa de perforación o terminación. A continuación se describe los principales factores que afectan al paso de los fluidos del reservorio hasta el pozo. PROPIEDADES DE LA ROCA 2.2.1.1.

POROSIDAD

La porosidad es una medida de los espacios vacíos o huecos contenidos en la roca expresada como una fracción (o porcentaje) del volumen total de dicha roca. La definición anterior se puede expresar matemáticamente como sigue: ∅=

𝑉𝑝

Ecuación (1)

𝑉𝑡

Dónde: Ø

= Porosidad

Vp

= Volumen de poros

V1

= Volumen total de la roca

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2.2.1.1.1.

CAPÍTULO II

PERMEABILIDAD (K)

La permeabilidad se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad. La unidad de la permeabilidad es el darcy, en honor a Henry Darcy. Como el darcy es una unidad bastante alta para la mayoría de las rocas productoras, la permeabilidad generalmente se expresa en centésimas de darcy, es decir, milidarcys (0,001 darcy). La cuantificación de esta característica es de suma importancia para estudios relativos a la explotación de un reservorio. La permeabilidad se puede apreciar en la figura siguiente. FIGURA № 2.1 PERMEABILIDAD DE LA ROCA

Los poros dan permeabilidad a las rocas Fuente: La comunidad Petrolera, Propiedades Petrofísica de la roca.

2.2.1.2.

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Los reservorios petrolíferos no están definidos únicamente por las rocas en las cuales están contenidos los fluidos, sino por los fluidos mismos que se encuentran en el reservorio. Los fluidos contenido en el reservorio son mezcla naturales de hidrocarburo sumamente complejas en su composición química se encuentra a elevadas temperaturas y

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CAPÍTULO II

presiones. Por lo tanto es muy necesario estudiar las propiedades físicas de estos fluidos y en particular sus variaciones por efecto de las temperaturas y presiones. Es necesario el cocimiento de estas propiedades para evaluar la producción, tanto a condiciones de superficie o estándar de un volumen unitario de fluidos o de las reservas de que se dispone. Estos datos son necesarios en la estimación de comportamiento de reservorio. Las propiedades del agua que se encuentran asociadas a los hidrocarburos en el reservorio. Son muy importantes, porque contribuye con su energía a la producción del petróleo y además puede ser producida con el mismo. 2.2.1.2.1.

VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO

En general, la viscosidad (µo) de los líquidos se incrementa al aumentar la presión, causando únicamente la composición del líquido. La viscosidad disminuye cuando se incrementa la temperatura. Todas las variaciones concernientes a la viscosidad del petróleo, tanto a las condiciones de reservorio deberán ser consideradas. El petróleo en el reservorio se encuentra a una presión y temperatura mucho mayores que en la superficie; por lo tanto el petróleo tendrá una cantidad de gas en solución. El efecto de este gas en solución es el de disminuir la viscosidad del petróleo, el incremento de la temperatura tendrá por si solo a disminuir la viscosidad del petróleo, pero el incremento en la presión tenderá por si solo a incrementar la viscosidad del petróleo. La magnitud de estos tres efectos es tal que los resultados pueden ser atribuidos solamente al gas en solución en el petróleo. 2.2.1.2.2.

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO

Los volúmenes del petróleo que se manejan en un reservorio sufren cambios considerables, debido principalmente a la presencia de gas disuelto. Estos cambios se contemplan mediante el factor volumétrico del petróleo que se define como “el volumen de petróleo en el reservorio con su gas disuelto, entre el volumen de petróleo medido a condiciones de superficie”, y se expresa en la siguiente forma:

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𝐵𝑜 = 0,9759 + 0,00012 ∗ (𝑅𝑠 ∗ (

𝛾𝑔 0,5 ) 𝛾𝑜

+ 1,25 ∗ 𝑇𝑒𝑚𝑝 )1,2

CAPÍTULO II

Ecuación (2)

Dónde: 𝛽o

= Factor Volumétrico del petróleo.

Rs

= Razón de solubilidad del Gas en el Petróleo.

𝛾𝑔

= Gravedad del gas.

𝛾𝑜

= Gravedad del Petróleo.

2.2.1.2.3.

COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO

Considerando despreciable la variación compresiva del agua por el poco efecto que tiene respecto a la presión y temperatura; cuando se aplica presión al sistema de fluidos del reservorio por encima del punto de saturación que contiene gas en solución, se produce una disminución no lineal en el volumen que depende de la temperatura y composición del fluido. La compresibilidad del petróleo se define como le cambio en volumen por unidad volumétrica por cambio unitario de presión. 2.2.1.2.4.

RAZÓN DE SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PETRÓLEO

La razón de gas disuelto en el petróleo es una función de la presión y temperatura del reservorio, así como de la composición del gas y del petróleo. Para un petróleo y un gas de condiciones conocidas, a temperatura constante, la cantidad de gas en solución aumenta al incremento de la presión. La razón de solubilidad se define como “la razón de volumen de gas disuelto a la presión y temperatura del reservorio y medido a las condiciones estándar, al volumen de petróleo residual y medido también a las condiciones estándar”, esto es:

𝑅𝑠 = 𝛾𝑔 ∗ ((

𝑃𝑦𝑎𝑐

18,2+1,4

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) ∗ 10

(0,0125∗𝐴𝑃𝐼−0,00091∗𝑇𝑦𝑎𝑐 )

1,2048

)

Ecuación (3)

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CAPÍTULO II

Dónde: RS

= Razón de solubilidad del Gas en el Petróleo.

𝛾𝑔

= Gravedad del gas.

2.2.1.2.5.

VISCOSIDAD DEL GAS

Para un gas perfecto, al incrementarse la temperatura del gas, la viscosidad de este incremento. Este efecto completamente opuesto ara los líquidos, es debido al incremento de la energía cinética del gas al incrementarse la temperatura. La viscosidad para un gas perfecto es independiente de la presión sin embargo, para los gases reales, ambas condiciones deben ser modificadas aunque ellas sirven para una compresión de las variaciones observada a bajas presiones, cuando los gases reales se aproximan al comportamiento de los gases perfectos. Los gases reales a altas presiones tienden a comportarse como líquidos. La variación de la viscosidad con la presión y temperatura en esta región es la misma que para los líquidos; tanto la alta presión como la baja temperaturas incrementan la viscosidad. 2.2.1.2.6.

FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS

La ley de los gas perfectos esta derivada considerando que las moléculas del gas. No ocupan espacio y no ejercen fuerzas de atracción entre ellos mismos, lo cual no es el caso para los gases reales Entonces se puede definir al factor compresibilidad del gas como “la razón de volumen real ocupado por un gas a determinada presión y temperatura, al volumen que ocuparía si fuese un gas perfecto”. El factor de compresibilidad del gas es una función de la presión, temperatura y la composición de gas; y está representado por la letra Z.

𝑃𝑟 =

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𝑃 𝑃𝑐

y

𝑇𝑟 =

𝑇 𝑇𝑐

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𝑍 = {1 + [

344400∗ 𝑃 ∗101.785 ∗𝛾𝑔𝑎𝑠 𝑇°𝐹 (°𝑅)3.825

]} .(−1)

CAPÍTULO II

Ecuación (4)

Dónde: Z

= Factor de compresibilidad del gas, obtenido a partir Presión y Temperatura.

P

= Presión

T

= Temperatura de flujo, ºR. (460).

𝛾𝑔

= Gravedad del gas.

Pr

= Presión reducida.

Pc

= Presión crítica.

Tr

= Temperatura reducida.

Tc

= Temperatura crítica.

2.2.1.2.7.

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS

El factor volumétrico del gas es una razón que permita comparar al volumen unitario por el gas en la superficie con el volumen que ocuparía a condiciones del reservorio. La expresión que proporciona los valores de factor volumétrico del gas en función a la presión y temperatura del reservorio, para una mescla dada, se obtiene aplicando la ecuación de los gases reales a las condiciones de reservorio y las condiciones de superficies en la forma siguiente.

𝛽g =

𝟎,𝟎𝟐𝟖 ∗ 𝒁 ∗ (𝑻𝒚𝒂𝒄 + 𝟒𝟔𝟎) 𝑷𝒚𝒂𝒄

Ecuación (5)

Dónde: ßg = Factor Volumétrico del Gas Z

= Factor de compresibilidad del Gas

T yac

= Temperatura yacimiento.

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2.2.1.2.8.

CAPÍTULO II

SATURACIÓN DE LOS FLUIDOS EN LA ROCA

El término “Saturación de Fluidos” es utilizado para indicar la presencia de los fluidos en la formación. La saturación de los fluidos se define como “la fricción o porcentaje del espacio poroso ocupado por un fluido particular a las condiciones de reservorio. Matemáticamente se puede expresar la definición anterior como sigue.

𝑆𝑓 =

(𝑉𝑜𝑙 . 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜) 𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑑.𝑟𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣.

Ecuación (6)

(𝑉𝑜𝑙 ∗ 𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠)

Dónde: Sf

= Saturación del Fluido.

2.2.1.3.

DAÑO DE LA FORMACIÓN

El factor Skin (S) caracteriza la condición del pozo en términos de daños resultantes de la perforación, terminación o producción o en términos de mejoramiento resultante de la acidificación. Estas condiciones de pozo crean una caída depresión en estado estacionario en el reservorio, el cual ocurre en una zona delgada en la cara de la formación. Un valor de daño igual a cero, indica que la zona alrededor del pozo tiene las mismas características de formación, esto es ni dañado ni estimulado. Un valor de daño positivo, indica un pozo dañado. Un valor de daño negativo, es una indicación de pozo estimulado. CUADRO № 2.1 VALORES TÍPICOS DE DAÑO A LA FORMACIÓN CONDICIÓN DEL POZO

Altamente Dañado Dañado Sin Daño Estimulado Fracturado Masivamente Fracturado

VALOR DEL DAÑO VERDADERO A LA FORMACIÓN

S > +10 S>0 S=0 (-1 ≤ S ≤ -3) (-2 ≤ S ≤ -4) S < -5

Fuente: Tesis daño a la formación, Ricardo herrera Juárez, México 2008

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Página 19

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2.2.1.4.

CAPÍTULO II

FACTORES DE TURBULENCIA

El factor de turbulencia (Dq) es un término generalmente despreciable en pozos de caudales y permeabilidades relativamente bajas, en cambio tiene mucha incidencia en altos caudales de flujo, pero si el valor es bajo es insignificante. El factor (Dq) es una función de la permeabilidad y el espesor baleado en la formación considerando los siguientes criterios:  Para ciertos rangos de presión, el valor (Dq) incrementa con el incremento de permeabilidad.  El factor de turbulencia (Dq), incrementa al disminuir el intervalo baleado en la formación.  Para bajas permeabilidades, el efecto del intervalo baleado en la formación en el factor (Dq) es pequeño.

2.3.

COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DE FORMACIONES PRODUCTORAS FLUJO DE PETRÓLEO EN EL YACIMIENTO

El movimiento del petróleo hacia el pozo se origina cuando se establece un gradiente de presión en el área de drenaje y el caudal o tasa de flujo dependerá no solo de dicho gradiente, sino también de la capacidad de flujo de la formación productora, representada por el producto de la permeabilidad efectiva al petróleo por el espesor de arena neta petrolífera (Ko * h) y de la resistencia a fluir del fluido representada a través de su viscosidad (µo). Dado que la distribución de presión cambia a través del tiempo es necesario establecer los distintos estados de flujo que pueden presentarse en el área de drenaje al abrir a producción un pozo, y en cada uno de ellos describir la ecuación que regirá la relación entre la presión fluyente (Pwfs) y la tasa de producción (qo) que será capaz de aportar el yacimiento hacia el pozo.

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Página 20

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2.3.1.1.

CAPÍTULO II

ESTADOS DE FLUJO

Existen tres estados de flujo dependiendo de cómo es la variación de la presión con Tiempo: 1. Flujo No Continuo:

dP/dt ≠ 0

2. Flujo Continuo:

dP/dt = 0

3. Flujo Semi continuo:

dP/dt = constante

2.3.1.1.1.

FLUJO NO - CONTINUO O TRANSITORIO

Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje cambia con tiempo, (dP/dt ≠ 0). Este es el tipo de flujo que inicialmente se Presenta cuando se abre a producción un pozo que se encontraba cerrado ó viceversa.1 La medición de la presión fluyente en el fondo del pozo (Pwf) durante este período es de particular importancia para las pruebas de declinación y de restauración de presión, cuya interpretación a través de soluciones de la ecuación de difusividad, permite conocer parámetros básicos del medio poroso, como por ejemplo: La capacidad efectiva de flujo (Ko* h), el factor de daño a la formación (S), etc. La duración de este período normalmente puede ser de horas ó días, dependiendo fundamentalmente de la permeabilidad de la formación productora. Dado que el diferencial de presión no se estabiliza no se considerarán ecuaciones para estimar la tasa de producción en este estado de flujo. 2.3.1.1.2.

FLUJO CONTINUO O ESTACIONARIO

Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje no cambia con tiempo, (dP/dt = 0). Se presenta cuando se estabiliza la distribución de

1

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Página 21

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CAPÍTULO II

presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento lo suficientemente grande, ó asociado a un gran acuífero, de tal forma que en el borde exterior de dicha área existe flujo para mantener constante la presión (Pws). En este período de flujo el diferencial de presión a través del área de drenaje es constante y está representado por la diferencia entre la presión en el radio externo de drenaje, (Pws) a una distancia (re) del centro del pozo y la presión fluyente en la cara de la arena, (Pwfs) a una distancia (rw) ó radio del pozo. Ambas presiones deben ser referidas a la misma profundidad y por lo general se utiliza el punto medio de las perforaciones ó cañoneo. Para cada valor de este diferencial (Pws - Pwfs), tradicionalmente conocido como “Drawdown”, se establecerá un caudal de flujo del yacimiento hacia el pozo. 2.3.1.2.

ECUACIÓN DE DARCY PARA FLUJO EN ESTADO CONTINUO

A continuación se presenta la ecuación de Darcy para flujo radial que permite estimar la tasa de producción de petróleo que será capaz de aportar un área de drenaje de forma circular hacia el pozo productor bajo condiciones de flujo continuo.

𝑞𝑜 =

𝑃𝑤𝑠

0,00708𝐾 ∗ ℎ [𝐿𝑛(𝑟𝑒/𝑟𝑤)+𝑆+𝑎′ 𝑞𝑜]

𝐾𝑟𝑜

∫𝑃𝑤𝑓𝑠 𝜇𝑜 ∗ 𝐵𝑜 𝑑𝑝

Ecuación (7)

FIGURA № 2.2 ÁREA DE DRENAJE DE FORMA CIRCULAR qo, RGP

re rw

Pws

Pwf s K, Ko, h, µo, βo, S, Kor, a´qo Fuente: CAP 1 - Vogel, Análisis Nodal.

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CAPÍTULO II

Dónde: qo

= Tasa de petróleo, bn/d

K

= Permeabilidad absoluta promedio horizontal del área de drenaje, md

h

= Espesor de la arena neta petrolífera, pies

Pws

= Presión del yacimiento a nivel de las perforaciones, a (r = re, lpcm)

Pwfs

= Presión de fondo fluyente al nivel de las perforaciones, a(r = rw lpcm)

re

= Radio de drenaje, pies.

rw

= Radio del pozo, pies.

S

= Factor de daño físico, (S>0) pozo con daño, (S4000 2100 - 3000 3000 - 4000

Fuente: Explotación del gas y Optimización de la Producción

𝑁𝑅𝑒 = (

1488 ∗ 𝜌𝑔 ∗ 𝑉𝑠𝑔 ∗ 𝑑 𝜇𝑔

)

Ecuación (100)

Dónde: 𝑁𝑟𝑒

= Número de Reynolds

𝜌𝑔

= Densidad del gas, gr/cm3

Vsg

= Velocidad superficial del gas

𝜇𝑔

= Viscosidad del gas, (cp)

𝑑

= Diámetro interno de la tubería, (pulg)

El flujo Laminar.- Cuando el gradiente de velocidad es bajo, la fuerza de inercia es mayor que la de fricción, las partículas se desplazan pero no rotan, o lo hacen pero con muy poca energía, el resultado final es un movimiento en el cual las partículas siguen trayectorias definidas, y todas las partículas que pasan por un punto en el campo de flujo del fluido siguen la misma trayectoria. Flujo Turbulento.- Al aumentar el gradiente de velocidad se incrementa la fricción entre partículas vecinas al fluido, y estas adquieren una energía de rotación apreciable, la viscosidad pierde su efecto, y debido a la rotación las partículas cambian de trayectoria. Al pasar de unas trayectorias a otras, las partículas chocan entre si y cambian de rumbo en forma errática.

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CAPÍTULO II

Duns & Ros durante sus experimentos, observaron que en las paredes de las tuberías se formaba una película de líquido, lo que permitía el avance del gas, además de hacer variar la rugosidad de la tubería. Este proceso es gobernado por el Número de Weber.

𝑁𝑤𝑒 = (

454 ∗ 𝜉 ∗ 𝜌𝑔 ∗ 𝑉𝑠𝑔2 𝜎𝐿

)

Ecuación (101)

Dónde: 𝑁𝑤𝑒

= Número de Weber.

𝜉

= Rugosidad relativa, (0,002pul).

𝑁𝑤𝑒. 𝑁𝐿 = 𝑁𝑤𝑒 ∗ 𝑁𝐿

Ecuación (102) 𝜉

El valor de 𝜉 puede ser muy pequeño, pero 𝑑 no puede ser menor que 10-3. Luego el procedimiento para calcular f es el siguiente: a).- Calcular los números adimensionales de Weber y viscosidad líquida b).- calcular

𝜉 𝑑

Si Nwe * Nµ < 0.005, entonces: 𝜉 𝑑

−

0.0749 ∗ 𝜎𝐿 𝜌𝑔 ∗ 𝑉 2 ∗ 𝑑 𝑠𝑔

Ecuación (103)

Dónde: ξ d

= Rugosidad relativa para tubería.

Nµ

= Número de viscosidad

𝑠𝑖

𝑁𝑤𝑒 ∗ 𝑁𝜇 ≥ 0.005, entonces:

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𝜉 𝑑

=

CAPÍTULO II

0.386 ∗ 𝜎𝐿 (𝑁𝑤𝑒 ∗ 𝑁𝜇 )0,302

Ecuación (104)

𝜌𝑔 ∗ 𝑉 2 ∗ 𝑑 𝑠𝑔 𝜉

c).- si 10-3 < 𝑑 < 0,05, 𝑓 se obtiene del gráfico de Moody o con Ec. Si: 𝜉 𝑑

≥ 0,05 ∗ 𝑓 =

1 4 ∗ 𝐿𝑜𝑔 (0.27 ∗

𝜉

𝜉 𝑑

)

+ 0.267 ∗ ( )1.73 2

Ecuación (105)

𝑑

Remplazando la Ec. Se obtiene: 𝜉 𝑑

= 𝑆𝐼(𝑁𝑤𝑒. 𝑁𝐿

< 0,005; 0,0749 ∗ 𝜎𝐿 / (𝜌𝑔 ∗ 𝑉𝑠𝑔2 ∗

𝑁𝑤𝑒. 𝑁𝐿 ^ 0,302 / 𝜌𝑔 ∗

𝑉𝑆𝐺 2 ∗

1995 12

1995 12

))

); 0,386 ∗ 𝜎𝐿 ∗ Ecuación (106)

Calcular el factor de fricción (ƒ): Es un parámetro adimensional que se utiliza para calcular la pérdida de carga en una tubería debida a la fricción. 𝜉

𝜉

𝜉

𝑓 = 𝑆𝐼 (𝑑) < 0,05; 𝑓𝑚; 1/ (4 ∗ 𝑙𝑜𝑔 (0,27 ∗ 𝑑)2 + 0,267 ∗ 𝑑 )1.73 ))

Ecuación (107)

Dónde: f 𝜉 𝑑

= Factor de fricción adimensional = Rugosidad de la tubería

fm

= Factor de fricción de la mezcla multifásica del agua (Moody)

Log

= Longitud

Cálculo de fracción (𝛌):

𝜆=

𝑉𝑆𝐿 𝑉𝑀

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Ecuación (108)

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CAPÍTULO II

10.- Patrón de Transición, el gradiente de presión Total viene dado por: ∆𝑃

(∆𝑃/∆𝐻)𝐸 +(∆𝑃/∆𝐻)𝑓

∆𝐻

1−𝐸𝐾

( )𝑇 =

Ecuación (109)

Remplazando la ec. Se obtiene el patrón de Transición: ∆P )e Tap. ∆H ∆P A ∗ ( )f Tap. ∆H

(( A ∗ ( +(

∆P

(∆H) T Trans. =

∆P )e ∆H ∆P bur.+ B ∗ ( )f ∆H

y bur.+ B ∗ (

Neb.)

y

Neb.))

(1 − EK )

Ecuación (110)

El gradiente de presión por elevación viene dado por:

(

∆P ∆H

∆P

)E = A ∗ ( )ETapon + B ∗ ( ∆H

∆P

) ∆H ENeBlina

Ecuación (111)

Remplazando “A”, B”. (𝐿 − 𝑁𝐺𝑉)

𝐴 = ( (𝐿𝑆

𝑚 − 𝐿𝑆 )

𝐵 =(

𝑁𝐺𝑉− 𝐿𝑠 𝐿𝑀 − 𝐿𝑆

)

Ecuación (112)

)

Ecuación (113)

Dónde: ∆𝑃

( )𝐸Tapon ∆𝐻 ∆𝑃

( )𝐸 𝑁𝑒𝑏𝑙𝑖𝑛𝑎 ∆𝐻

𝛥𝑃

(𝛥𝐻 ) 𝑒 𝑁𝑒𝑏. =

= Gradiente de presión por elevación en el patrón tapón. = Gradiente de presión por elevación en el patrón neblina. 𝜌𝑚 144

=

3,026 144

= 0,021

𝑝𝑠𝑖 𝑝𝑖𝑒

Ecuación (114)

El gradiente de presión por fricción se obtiene de la siguiente forma:

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(

∆𝑃 ∆𝐻

∆𝑃

∆𝑃

)𝑓 = 𝐴 ∗ ( )𝑓𝑇𝑎𝑝𝑜𝑛 +

𝐵 ∗ ( )𝑓𝑁𝑒𝑙𝑖𝑛𝑎

∆𝐻

CAPÍTULO II

Ecuación (115)

∆𝐻

Dónde: ∆𝑃

( )𝑓 Tapon ∆𝐻

= Gradiente de presión por fricción en el patrón tapón.

∆𝑃

( )𝑓 𝑁𝑒𝑏𝑙𝑖𝑛𝑎 = Gradiente de presión por fricción en el patrón neblina. ∆𝐻

Se obtiene en función de: 𝛥𝑃

(𝛥𝐻 ) 𝑓 𝑁𝑒𝑏 = 𝑓 ∗ 𝜌𝑔 ∗ 𝑉𝑆𝑔2 / (2 ∗ 32,174 ∗

1,995 12

)

Ecuación (116)

El gradiente de presión por aceleración se desprecia en este tipo de patrón de flujo. ΔP

𝜌

𝑚 = Lbs/pie3 (ΔH) e tapon y burbuja = 144

Ecuación (117)

𝛥𝑃

El gradiente total es: (𝛥𝐻) 𝑇 𝑡𝑎𝑝𝑜𝑛 𝑦 𝑏𝑢𝑟𝑏𝑢𝑗𝑎. Remplazando la ec. 𝛥𝑝

𝛥𝑝

(𝛥𝑝) 𝑒 𝑡𝑎𝑝𝑜𝑛. 𝑦 𝑏𝑢𝑟𝑏𝑢𝑗𝑎 + (𝛥𝐻) 𝑓 𝑡𝑎𝑝𝑜𝑛 𝑦 𝑏𝑢𝑟𝑏𝑢𝑗𝑎 = psi/pie

Ecuación (118)

11.- Remplazando la Ec. Se obtiene el patrón de flujo total: ∆𝑝

𝑆𝐼 (𝑃𝑎𝑡𝑟𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜 = "𝑁𝑒𝑏"; (∆𝐻) 𝑇 𝑁𝑒𝑏𝑙𝑖𝑛𝑎. ; 𝑆𝐼 ( 𝑃𝑎𝑡𝑟𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜 = ∆𝑝

∆𝑝

"Transición"; (∆𝐻) 𝑇 Transición ; (∆𝐻) 𝑇 𝑇𝑎𝑝 𝑦 𝑏𝑢))

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Ecuación (119)

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CAPÍTULO II

2.7. MARCO TEÓRICO REFERENCIAL La optimización de producción a través de análisis nodal con sistema de gas lift aplicado al pozo TTR-2A, se basa en las siguientes normas internacionales: Recomendaciones de API (American Petroleum Institute). 

RP 11V8 Prácticas Recomendaciones para Diseño de Sistemas de Gas Lift.



RP 11V6 Practicas recomendadas, diseño de instalaciones Gas Lift flujo continuo, utilizando inyección de presión a acción de válvulas.

2.8. MARCO TEÓRICO JURÍDICO El proyecto tomara como base: 

Ley de Hidrocarburos 3058. o ARTÍCULO 43º (Explotación de Hidrocarburos mediante el Uso de Técnicas y Procedimientos Modernos, Quema y Venteo de Gas Natural) o ARTÍCULO 46° (Inyección de gas Natural) / inciso “C”, DS 28270 o Artículo 150° y 151° Equipos de Gas lift y Bombeo mecánico, DS 28397.



Ley del Medio Ambiente No. 1333 o Artículos 52° al 62° del DS 24335 Capítulo IV de la Explotación o Art. 26° DS 24335 (Para la protección de la Fauna y la flor).

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CAPÍTULO III RELEVAMIENTO DE INFORMACIÓN

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CAPÍTULO III

CAPÍTULO III RELEVAMIENTO DE INFORMACIÓN 3.1.

UBICACIÓN DEL CAMPO TATARENDA

Este campo se ubica en el departamento de Santa Cruz en la provincia Cordillera cantón Tatarenda. Se encuentra ubicado en el Flanco Oriental del Anticlinal, en un Bloque elevado, sus coordenadas son: X: 444.879,34

Y:

7.883.536,44

Z: 836,32 msnm

FIGURA № 3.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO TATARENDA

Fuente: Cía. MATPETROL Informe final S.A

DESCRIPCIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO TATARENDA El campo Tatarenda cuenta con 55 pozos perforados por YPFB, de los cuales actualmente 7 pozos son productores y 3 Inyectores. Todos los pozos en operación cuentan con caminos de acceso a planchadas estables mantenidas por una cuadrilla de caminos permanente y ocasional apoyo de maquinaria pesada. Dichos pozos están distribuidos en la serranía, teniendo los pozos una altitud promedio de 1.040 metros

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CAPÍTULO III

sobre el nivel del mar. De 7 pozos productores actualmente en operación, 3 de ellos operan con UBM (unidad de bombeo mecánico), 1 con sistema de levantamiento artificial “plunger lift” y 3 son surgentes naturales. 

Productores: TTR 2 A, TTR 16, TTR 6, TTR 7, TTR 24, TTR 30, TTR 33.



Pozos con UBM: TTR 6, TTR 30 y TTR 24



Surgencia natural: TTR 33, TTR-2A y TTR 16



Plunger Lift: TTR 7



Pozos Inyectores: TTR 2 y TTR 31



Pozo Cerrados en espera de conversión a pozo inyector o abandono: TTR 34 y TTR 25

El campo es productor de petróleo, y con facilidades de gas, tiene una producción diaria promedio de 80 - 90 BPD, producción que se trata de mantener sin declinar con trabajos de mantenimientos de pozos que incluyen limpieza de tuberías reparación de bombas y estimulaciones químicas en los reservorios. ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO TATARENDA La columna estratigráfica del campo comienza con sedimentitas de edad carbonífera y concluye en pelitas del Devónico inferior atravesadas por el pozo TTR-27 correspondientes a la Formación Huamampampa y Santa Rosa. Actualmente, el campo se encuentra produciendo por surgencia natural de los reservorios Burua, Mariguí y Yumao en los pozos TTR 7; TTR-2A y TTR 16; del pozo TTR 6 produce por bombeo mecánico estas formaciones, debidamente mantenidos y operados los pozos, se caracterizan por presentar una declinación muy baja. Desde el punto de vista de Geología, se analizó la continuidad de estas capas arenosas con interés petrolífero, las variaciones en sus propiedades petrofísicas y se confeccionó un modelo geológico en base a electrofacies, con el fin de tener una idea más en detalle. El Flanco Oriental del Anticlinal Tatarenda, es donde estos reservorios presentan buen desarrollo arenoso, tienen buenas acumulaciones de petróleo y presentan áreas con excelente potencial petrolífero aún no drenado.

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CAPÍTULO III

CUADRO № 3.1 ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO TATARENDA Sistema Carbonífero

Formación

Litología

Escarpment Taiguati Chorro Tupambi Discordancia

Arena. Opabusu

Arena Tatarenda Arena Limón Arena Burua Arena Mariguí Arena Yumao

Iquirí

Devónico

Reservorio Productores

Los Mono Huamampampa Santa Rosa

Arena Huamampampa s/n

Discordancia

Silúrico

Kirusillas

Fuente: Cía. MATPETROL “Informe final de pruebas de presión del pozo TTR-2A.”

Los reservorios productores se encuentran en las siguientes formaciones: Fm. Iquirí Superior: Tatarenda A, Limón I y Limón II. A una profundidad en el flanco occidental del anticlinal entre 800 a 900 mbbp y en el flanco oriental entre 500 y 600 mbbp. Fm. Iquirí Inferior: Burua, Mariguí y Yumao a una profundidad en el flanco oriental del anticlinal Tatarenda de 1.000 a 1.100 mbbp. Fm. Huamampampa: Arena Huamampampa profundidad 2.024 mbbp pozo TTR 33 ubicado en el flanco oriental del anticlinal Tatarenda. El Campo Tatarenda es marginal productor de petróleo, con facilidades de gas que produce desde el año 1964 hasta la actualidad. Sus últimas reservas certificadas fueron en el año 2010 al 2016 por R & S. con los siguientes valores:

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CAPÍTULO III

CUADRO № 3.2 CUANTIFICACIÓN DE RESERVAS AL 31 DE JUNIO DE 2016, CONSIDERANDO LA CERTIFICACIÓN DEL AÑO 2010 (Ryder Scott Co.) RESERVAS CAMPO TATARENDA (AL 31 DE JUNIO DE 2016) Campo Tatarenda Tatarenda Reservorio Tatarenda Limón Burua Yumao Mariguí Huamampampa TOTALES

Producción acumulada al 31 de junio de 2016 BBL

Producción acumulada Enero 2010- Junio 2016 BBL

5,981.109 644,009 122,288 1,063,511 210,305 8,021,222

1,888 4,754 10,542 144,807 24,530 186,521

Reservas probadas

Reservas probables

Reservas posibles

Total Reservas

Reservas Remanentes

Reservas Remanentes

BBL

BBL

BBL

BBL

BBL

%

203,593 21,544 59,420 343,279 894,588 74,168 1,596,592

150,082 150,082

-

6,184,702 665,563 181,708 1,406,790 894,588 284,473 9,617,814

201,705 16,790 48,878 198,472 894,588 49,638 1,410,071

3,26 2,52 26,90 14,11 100,00 17,45 83,40

Fuente: Cía. MATPETROL “reporte de producción de petróleo y gas de l pozo Tatarenda-2A.

FIGURA № 3.2 CUANTIFICACIÓN DE RESERVAS AL 31 DE JUNIO DE 2016

Fuente: Cía. MATPETROL “reporte de producción de petróleo y gas de los pozo Tatarenda

Tratándose de un yacimiento maduro en términos productivos, sus oportunidades de mejora

están

enfocadas

en

la

recuperación

de

hidrocarburos

mediante

la

profundización de pozos, perforación de pozos nuevos, intervención de pozos, estimulaciones y nuevos baleos, realizando un control para que las producciones de agua no incrementen. Victor Hugo Ortiz Quiroz

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DESCRIPCIÓN

DE

FACILIDADES

Y

PLANTAS

CAPÍTULO III

DEL

CAMPO

TATARENDA SISTEMA DE RECOLECCIÓN Los pozos productores se encuentran distribuidos en distintos niveles de altura (msnm) sobre la serranía. De cada pozo y principalmente por gravedad, se transporta la producción hasta la zona de batería (zona más baja del campo) donde se realiza la separación de productos (Gas, Agua y Petróleo) y almacenaje temporal del petróleo. 3.1.4.1.

BATERÍA SECUNDARIA

El pozo TTR-2A posee una batería de producción independiente con un separador y 2 tanques de almacenamiento. 3.1.4.2.

PLANTA DE PROCESAMIENTO Y TRATAMIENTO

El Campo Tatarenda posee dos baterías de producción, una pequeña, ubicada en la planchada del pozo TTR-2A que consta de 1 separador vertical pequeño y dos tanques de almacenamiento con una capacidad total de 750 Bbls y otra denominada Batería Principal que consta de 2 separadores horizontales. 1 separador esférico y 6 tanques de almacenamiento de petróleo, con una capacidad de 500 Bbls cada uno y un quinto tanque (despachador) con una capacidad de 1.000 Bbls sumando una capacidad total de almacenaje de 3.500 Bbls. La producción de petróleo es almacenada temporalmente y filtrada, mediante un filtro de paños con una capacidad de 6.000 Lts/hr, para luego, periódicamente, ser despachada en cisternas de 30.000 litros (188 Bbls) para su refinación. 3.1.4.3.

LÍNEAS DE EVACUACIÓN Y EXPORTACIÓN

Actualmente no se cuenta con ninguna línea de exportación o evacuación de producto (gatering lines) y la producción de petróleo es retirada del campo utilizando camiones cisternas.

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CAPÍTULO III

De la producción de gas obtenida en los separadores una pequeña parte es utilizada como gas combustible en la propulsión de las UBM, generación de luz en el campamento por YPFB Transportes, en la comunidad y otros consumos menores. Para este año 2017 se tiene propuesto una implementación de sistema ya que debido a la proximidad de un pozo vecino (TTR-14RE) que entro en actividad productiva en el mes de octubre 2016, se evidencia un efecto de interferencia entre los radios de drenaje de los mismos, provocando así un aumento en el factor de declinación del pozo (TTR-2A). IMPLEMENTACIÓN

DE

SISTEMAS

DE

COMPRESIÓN

DE

GAS

PROYECTADO AÑO 2017 La instalación de un sistema de compresores de gas en campos maduros de petróleo es la forma más eficaz y conveniente de mantener e incrementar la producción de pozos. La baja energía de formación manifestada en los caudales de entrega puede ser incrementada, logrando de esta manera dar uso al gas producido y evitar su quema. El gas producido tiene que ser recolectado, comprimido y reinyectado a los pozos de baja y mediana energía mediante el método de recuperación Gas Lift. El proyecto está dividido en los siguientes componentes: 3.1.5.1.

OBRAS CIVILES COMPLEMENTARIAS

Para la ubicación y montaje, es necesario llevar a cabo una campaña de obras civiles que definirán espacialmente la instalación de las unidades y accesorios del sistema de compresión. Asimismo, se deberán realizar trabajos de adecuación para la construcción e instalación de línea matriz de gas. 3.1.5.2.

CONSTRUCCIÓN

DE

LÍNEA

MATRIZ

DE

RECOLECCIÓN

E

INYECCIÓN La construcción de las líneas para el proceso de compresión comprenderá dos etapas: -

Construcción de líneas de recolección.

-

Construcción de línea matriz de inyección y líneas secundarias.

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OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO III

El gas producido por los pozos del campo de energía media será recolectado para ingresar a una etapa de separación y medición. Luego del proceso de compresión y enfriamiento, la línea de descarga (línea matriz de inyección) se dividirá en líneas secundarias de inyección dirigidas a los pozos de energía baja y/o reinyección a pozos de energía media. Para la construcción de la línea matriz se considera el empleo de tubería de 3”. 3.1.5.3.

IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE COMPRESIÓN

Comprende toda la ingeniería, adquisición, montaje e instalación del sistema de compresión desde la captación de gas hasta la descarga y repartición de la línea matriz de inyección. El proceso total consta de una etapa de separación, compresión, enfriamiento, y distribución en líneas ser reinyectados a pozos de baja energía. Todo el volumen de gas producido es medido mediante puentes de regulación y medición, ubicados dentro de los predios del campamento. Pudiendo discriminar gas de consumo interno, gas que sale del campamento y gas de quema. En la siguiente tabla mostramos los Reservorios de Gas y Petróleo actuales de cada pozo y su intervención para el año 2017. CUADRO № 3.3 REPORTE DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO TATARENDA POZOS - TATARENDA TTR-2A TTR-6 TTR-7 TTR-16 TTR-24 TTR-4RE TTR-30 TTR-33 TTR-14RE TTR-8LC TTR-8LL TTR-6 INTERVENCION - 2017 TTR-7 INTERVENCION - 2017 TTR-10 REPERFORACIÓN - 2017 TOTAL PROD. GAS

FECHA HRS 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 -

24 24 24 0 24 24 0 0 24 24 24 -

RESERVORIO

SISTEMA

YMO YMO BURUA YMO LIMON YMO TTR-LMN HMMP* YMO-MARIGUI YUNTA B ITAÍ YUNTA B - ITAÍ YUNTA B - ITAÍ YUNTA B - ITAÍ

FL BM PL Cerrado BM PL Cerrado Cerrado PL FL FL -

PETRÓLEO BPD 25.01 13.05 3.28 0.00 4.26 21.17 0.00 0.00 36.37 267.93 208.25 200 200 200 1167.6

DIF. -0.06 0.66 0.11 0.00 -0.32 1.86 0.00 0.00 0.60 9.19 -8.15 0.00 0.00 0.00

GAS MPCD 0 0 34.03 0 0 22.47 0 0 30 125 120 250 250 250 1,081.5

Fuente: Cía. MATPETROL “reporte de producción de petróleo y gas de los pozo Tatarenda”

Victor Hugo Ortiz Quiroz

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CAPÍTULO III

Se presenta el esquema de sistema de compresión y recolección para la implementación en campo Tatarenda. FIGURA № 3.3 ESQUEMA DE COMPRESIÓN PARA EL CAMPO TATARENDA

Fuente: Cía. MATPETROL “reporte de producción de los pozo Tatarenda”

ESTADO SUB SUPERFICIAL DEL POZO TTR-2A A continuación se presenta el estado sub superficial actual del pozo TTR-2A, antes del diseño de la instalación de Gas Lift.

Victor Hugo Ortiz Quiroz

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CAPÍTULO III

FIGURA № 3.4 ESTADO SUBSUPERFICIAL ACTUAL DEL POZO TTR-2A

Fuente: Cía. MATPETROL “Informe final de pruebas de presión del pozo TTR-2A"

HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN Se presenta el histórico de producción del pozo TTR-2A, de los últimos tres años, ya que fue la única información que se obtuvo de la compañía operadora Matpetrol S.A. Como se demuestra en un cuadro Nº 3.4 de Excel el histórico de producción.

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CAPÍTULO III

FIGURA № 3.5 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN 1964 – 2016 DEL POZO TTR-2A 80

Producción Histórica Pozo TTR-2A 1964 - 2016

Bbls/mes

60

Años oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16 dic-16

40 20 0

Meses 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

Promedio Q. bbl/día 25,80 25,74 25,42 25,20 25,26 25,36 24,39 24,29 24,53 24,74 24,30 24,62 24,46 24,74 23,69 23,83 24,63 24,79 23,74 23,86 23,69 23,48 23,52 22,36 22,13 22,09 22,03

Año Meses ene-17 feb-17 mar-17 abr-17 may-17 jun-17 jul-17 ago-17 sep-17 oct-17 nov-17 dic-17 ene-18 feb-18 mar-18 abr-18 may-18 jun-18 jul-18 ago-18 sep-18 oct-18 nov-18 dic-18 ene-19 feb-19 mar-19 abr-19 may-19 jun-19 jul-19 ago-19 sep-19 oct-19 nov-19 dic-19

28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63

Prom 21,81 21,59 21,38 21,17 20,96 20,75 20,54 20,34 20,13 19,93 19,74 19,54 19,34 19,15 18,96 18,77 18,59 18,40 18,22 18,04 17,86 17,68 17,50 22,00 17,16 16,99 16,82 16,65 16,48 16,32 16,16 16,00 15,84 15,68 15,52 15,37

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36

Pro Q 51,20 50,41 49,64 48,87 48,12 47,38 46,65 45,94 45,23 44,53 43,85 43,17 42,51 41,86 41,21 40,58 39,95 39,34 38,74 38,14 37,55 36,98 36,41 35,85 35,30 34,75 34,22 33,69 33,17 32,66 32,16 31,67 31,18 30,70 30,23 29,76

S/G

C/G

665 659 652 646 639 633 626 620 614 608 602 596 590 584 578 573 567 561 556 550 545 539 534 671 523 518 513 508 503 498 493 488 483 478 473 469

1562 1538 1514 1491 1468 1445 1423 1401 1379 1358 1337 1317 1297 1277 1257 1238 1219 1200 1181 1163 1145 1128 1110 1093 1077 1060 1044 1028 1012 996 981 966 951 936 922 908

S/G Año

C/G AÑO

7560

17233

6848

14308

5947

11879

Año Meses ene-20 feb-20 mar-20 abr-20 may-20 jun-20 jul-20 ago-20 sep-20 oct-20 nov-20 dic-20 ene-21 feb-21 mar-21 abr-21 may-21 jun-21 jul-21 ago-21 sep-21 oct-21 nov-21 dic-21 ene-22 feb-22 mar-22 abr-22 may-22 jun-22 jul-22 ago-22 sep-22 oct-22 nov-22 dic-22

64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99

Prom 15,22 15,07 14,92 14,77 14,62 14,47 14,33 14,19 14,05 13,91 13,77 13,63 13,50 13,36 13,23 13,10 12,97 12,84 12,71 12,58 12,46 12,33 12,21 12,09 11,97 11,85 11,73 11,62 11,50 11,39 11,27 11,16 11,05 10,94 10,83 10,72

37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72

Pro Q 29,30 28,85 28,41 27,97 27,54 27,12 26,70 26,29 25,89 25,49 25,10 24,71 24,33 23,96 23,59 23,23 22,87 22,52 22,17 21,83 21,49 21,16 20,84 20,52 20,20 19,89 19,58 19,28 18,99 18,69 18,41 18,12 17,85 17,57 17,30 17,03

S/G

C/G

464 459 455 450 446 441 437 433 428 424 420 416 412 408 403 399 395 392 388 384 380 376 372 369 365 361 358 354 351 347 344 340 337 334 330 327

894 880 867 853 840 827 814 802 790 777 765 754 742 731 719 708 697 687 676 666 656 645 636 626 616 607 597 588 579 570 561 553 544 536 528 520

S/G Año

C/G Año

5274

9863

4678

8189

4149

6799

Año Meses ene-23 feb-23 mar-23 abr-23 may-23 jun-23 jul-23 ago-23 sep-23 oct-23 nov-23 dic-23 ene-24 feb-24 mar-24 abr-24 may-24 jun-24 jul-24 ago-24 sep-24 oct-24 nov-24 dic-24 ene-25 feb-25 mar-25 abr-25 may-25 jun-25 jul-25 ago-25 sep-25 oct-25 nov-25 dic-25

100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135

Prom 10,62 10,51 10,41 10,30 10,20 10,10 10,00 9,90 9,80 9,70 9,61 9,51 9,42 9,32 9,23 9,14 9,05 8,96 8,87 8,78 8,69 8,61 8,52 8,44 8,35 8,27 8,19 8,10 8,02 7,94 7,86 7,79 7,71 7,63 7,56 7,48

73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108

Pro Q 16,77 16,51 16,26 16,01 15,76 15,52 15,28 15,05 14,82 14,59 14,36 14,14 13,93 13,71 13,50 13,29 13,09 12,89 12,69 12,49 12,30 12,11 11,93 11,74 11,56 11,38 11,21 11,04 10,87 10,70 10,54 10,37 10,21 10,06 9,90 9,75

S/G

C/G

324 321 317 314 311 308 305 302 299 296 293 290 287 284 281 279 276 273 270 268 265 262 260 257 255 252 250 247 245 242 240 237 235 233 230 228

512 504 496 488 481 473 466 459 452 445 438 431 425 418 412 405 399 393 387 381 375 369 364 358 353 347 342 337 331 326 321 316 312 307 302 297

S/G Año

C/G Año

3680

5645

3264

4687

2895

3892

Año Meses ene-26 feb-26 mar-26 abr-26 may-26 jun-26 jul-26 ago-26 sep-26 oct-26 nov-26 dic-26 ene-27 feb-27 mar-27 abr-27 may-27 jun-27 jul-27 ago-27 sep-27 oct-27 nov-27 dic-27 ene-28 feb-28 mar-28 abr-28 may-28 jun-28 jul-28 ago-28 sep-28 oct-28 nov-28 dic-28

136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171

Pro 7,41 7,33 7,26 7,19 7,12 7,05 6,98 6,91 6,84 6,77 6,70 6,64 6,57 6,50 6,44 6,38 6,31 6,25 6,19 6,13 6,06 6,00 5,94 5,88 5,83 5,77 5,71 5,65 5,60 5,54 5,49 5,43 5,38 5,32 5,27 5,22

109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144

Pro Q 9,60 9,45 9,31 9,16 9,02 8,88 8,75 8,61 8,48 8,35 8,22 8,09 7,97 7,85 7,73 7,61 7,49 7,38 7,26 7,15 7,04 6,93 6,83 6,72 6,62 6,52 6,42 6,32 6,22 6,12 6,03 5,94 5,85 5,76 5,67 5,58

S/G

C/G

226 224 221 219 217 215 213 211 209 206 204 202 200 198 196 194 193 191 189 187 185 183 181 179 178 176 174 172 171 169 167 166 164 162 161 159

293 288 284 279 275 271 267 263 259 255 251 247 243 239 236 232 228 225 222 218 215 211 208 205 202 199 196 193 190 187 184 181 178 176 173 170

S/G Año

C/G Año

2567

3231

2277

2683

2020

2227

Fuente: Cía. MATPETROL “reporte de producción de petróleo y gas de los pozo Tatarenda.

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CUADRO № 3.4 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN POZO TTR-2A

2014

2015

2016

Mes Oct Nov. Dic. Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Días

Meses

Promedio Petróleo bbl / día

31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 31 28 31

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

25,80 25,74 25,42 25,20 25,26 25,36 24,39 24,29 24,53 24,74 24,30 24,62 24,46 24,74 23,69 24,63 23,83 24,63 24,79 23,74 23,86 23,69 23,48 23,52 22,36 22,09 22,03

FIGURA № 3.6 H. P. LÍNEA DE TENDENCIA DE DECLINACIÓN

HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN TTR-2A - 2016 100,00

Caudal BPD

Año

CAPÍTULO III

y = 26,827e-0,01x R² = 0,7367

10,00

1,00 0

5

10

15

20

25

30

Meses Histórico de prod

Exponencial (Histórico de prod)

Fuente: Elaboración propia en base a datos Cia. Matpetrol S.A.

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CAPÍTULO IV INGENIERÍA DEL PROYECTO

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CAPÍTULO IV

CAPÍTULO IV INGENIERÍA DEL PROYECTO 4.1.

INTRODUCCIÓN

El desarrollo de la ingeniería del proyecto presenta el siguiente contenido:  Inicialmente se evalúa la capacidad de producción del yacimiento para el pozo TTR-2A, a través de la construcción de la curva IPR y del cálculo del máximo potencial de producción (AOF).  A partir de esto, se realiza el análisis nodal del sistema de producción existente en el pozo.  Diseño de L.A.G, con la implementación del sistema de levantamiento artificial. por Gas Lift, a fin de determinar el caudal óptimo de inyección de gas y el caudal esperado de producción con el sistema. Finalmente se realiza en el diseño, la posición y cantidad de válvulas de Gas Lift necesarias para la instalación. POTENCIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO TTR-2A De acuerdo a la producción actual del pozo TTR-2A, de 25 Bpd con Pwf de 600 psia, utilizando la ecuación de Vogel se calcula el caudal máximo o AOF del pozo.

(𝑄0 )𝑚𝑎𝑥 =

25 600 600 2 [1−0,2∗( )−0,8 ∗( ) ] 793 793

=

64 𝐵𝑝𝑑

Ec. (16)

Para construir la curva IPR del pozo, y tener una buena aproximación de la curva con una cantidad de puntos aceptables, se asume valores de Pwf convencionalmente a intervalos de 50 psia y se remplaza en la ecuación de Vogel.

𝑄𝑜 = 64 ∗ [1 − 0,2 ∗ (

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650

650 2

) − 0,8 ∗ (793) ] = 19 𝐵𝑃𝐷 793

Ec. (17)

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CAPÍTULO IV

Como el cálculo es repetitivo, se elabora en una hoja de Excel para las diferentes presiones de fondo fluyente. CUADRO № 4.1 PWF Vs CAUDALES PARA LA CONSTRUCCIÓN DE CURVA IPR Pwf (psia)

Qo (BPD)

793,4 650 600 550 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0

0 19 25 30 36 40 44 48 52 55 57 60 61 63 64

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a datos Cia. Matpetrol S.A.

Una vez obtenido el cuadro anterior se procedo a graficar la curva Inflow, Graficando estos valores se muestra en el gráfico Nº 41. GRÁFICO Nº 4.1 CURVA IPR (VOGEL) Inflow Performance Relationship - IPR 900 793

800

Pwf (psi)

700

600 550

600

500 450

500

400 350

400

300 250 200 150 100 50 0

300 200 100 0 0

5

10

15

20

25

30 qo (BPD)

35

40

45

50

55

60

65

70

IPR

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en Excel a partir de datos calculados

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CAPÍTULO IV

El análisis nodal será realizado para determinar el caudal óptimo de inyección de gas para el sistema de Gas Lift, por lo que es necesario determinar la perdida de presión en el pozo, desde el fondo hasta el cabezal, de acuerdo al diámetro de tubería de producción existente y a los caudales de producción. Dicho análisis se hará a diferentes caudales de inyección (de forma ascendente), hasta que el pozo alcance su máxima producción, puesto que, según lo descrito en el capítulo anterior, llegará un punto en el que el incremento en el caudal de inyección de gas, ya no incidirá en el caudal de producción. Para el cálculo de la gradiente de presión de producción del pozo, se hará uso de la correlación de Duns & Ros, debido a que en la bibliografía todas las correlaciones ofrecen resultados similares; además ésta correlación es una de las que considera los diferentes patrones de flujo para el cálculo del gradiente. Para ello, se cuenta con los siguientes datos: CUADRO № 4.2 DATOS DEL POZO TATARENDA-2A PARÁMETRO Presión de yacimiento. Temperatura de yacimiento. Gravedad del gas de la formación. Densidad del aceite, °API Presión de burbuja. ID Tubing (2 3/8). Caudal del Petróleo sin gas lift. Caudal del Agua. Temperatura Estática de. Superficie. Profundidad. (L. Tubing). Presión de fondo fluyente. Presión requerida en el cabezal. (Pwhdese). Relación Gas LíquidoTotal (grad. Mini). Tensión en la superficie de petróleo. Tensión en la superficie de agua. Viscosidad del agua. Rugosidad relativa para la tubería. Índice de Productividad (IP).

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Pyac Tyac γgas °API Pb ID qo qw Twh Prof Pwf Pwh RGL σo σw µw

𝜉 J

UNIDADES 793,4 Psi 105 ºF 0,74 Pc 48,7 Tc 1600 Psi 1,995 pulg 25 BPD 0 BPD 80 ºF 958 mt 600 psi 50 psi 430 pcs/BF 18 din/cm2 74 din/cm2 0,6 Cp 0,002 pulg 0,12051 BPD/psi

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Oil specific gravity. Área seccional de la tubería. Presión Crítica. Temperatura Crítica. Factor de fricción, mezcla multifásica del agua Factor de fricción del Petróleo. Tensión superficie del líquido.

ϒo At Pc Tc fw fo σL

0,79 0,02 662 392 0 1 18

CAPÍTULO IV

pies2 psia ºR

din/cm2

Fuente: Informe final de pruebas GD-FL-BU-GE presiones -140317Wen del Pozo TTR-2A - Cía.Matpetrol

CÁLCULO DEL GRADIENTE DE PRESIÓN Para poder calcular el gradiente de presión del pozo, es necesario fraccionar la tubería en intervalos de 50 m, y así poder considerar los cambios de las propiedades de los fluidos en función a los cambios de presión. El cálculo se lo realiza desde el cabezal de pozo hacia el fondo, como la Pwh requerida es de 50 psia, se inicia calculando las propiedades de los fluidos a esta presión, luego se determina la caída de presión en el intervalo de 50 m y nuevamente, con la nueva presión se calculan las propiedades de los fluidos, y así hasta alcanzar el fondo del pozo. Se empieza el cálculo para un caudal de 19 Bpd y sin considerar un caudal de inyección de gas es decir, sin Gas Lift. 1.

Con la correlación de Standing (ver anexos), se calcula la relación de gas

disuelto en el petróleo para una presión de 50 psi. 50

1,2048

𝑅𝑠 = 0,74 ∗ ((18,2 + 1,4) ∗ 10(0,0125∗48,7−0,00091∗80) ) 2.

= 18,16𝑃𝑐𝑠/𝑏

Ec. (3)

Con esta relación de solubilidad se cálcula el factor volumétrico del petróleo

usando la correlación de Standing (ver anexos). 𝐵𝑜 = 0,9759 + 0,00012 ∗ (18,16 ∗ (0,74/0,79)0,5 + 1,25 ∗ 80)1,2 = 1,013 𝐵𝑏𝑙/𝐵𝐹 Ec. (2) 3.

Luego se calcula la densidad del petróleo con la correlación de Standing (ver

anexos).

Victor Hugo Ortiz Quiroz

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CAPÍTULO IV

𝜌𝑜 = 62,4 ∗ 0,79 + 0,0136 ∗ 18,16 ∗ 0,74/(0,972 + 0,000147 ∗ (18,16 ∗ (0,74/0,79)0,5 + 1,25 ∗ 811,175 = 49,18 𝐿𝑏𝑠/𝑝𝑖𝑒 3 4.

Ec. (54)

Y la densidad de la mezcla liquida.

𝜌𝐿 = 49,18 ∗ 1 + 62,4 ∗ 0 = 49,18 𝐿𝑏𝑠/𝑝𝑖𝑒 3 5.

Ec. (53)

Luego se calcula la viscosidad del petróleo con la correlación de Beggs Robinson

(ver anexos). 𝜇𝑜 = 10,715 ∗ (18,16 + 100)^(−0,515) ∗ (10^(10^(3,0324 − 0,02023 ∗ 48,7) ∗ 80^(−1,163)) − 1)^(5,44 ∗ (18,16 + 150)^(−0,338)) = 3,32 𝐶𝑝 6.

La viscosidad de mezcla de Líquido y el Número de viscosidad del Líquido.

𝜇𝐿 = 3,12 ∗ 1 + 0,6 ∗ 0 = 3,119 𝐶𝑝 𝑁𝐿 = 0,15726 ∗ 3,119 ∗ ( 7.

Ec. (70)

1 183

∗ 49,22

)0,25 = 2,12

Ec. (67)

𝐸 − 02

Ec. (78)

Se calcula las propiedades del gas, empezando por el factor de compresibilidad

“Z” utilizando la ecuación del IGT (ver anexos).

𝑍 = (1 + (344400 ∗ 64 ∗ 10(1,785) ∗ 0,74 /81 + 4603,825 )(−1) = 0,984 8.

Con esto se calcula el factor volumétrico del gas.

𝐵𝑔 = 0,028 ∗ 0,984 ∗ (81 + 460)/64 = 0,2318 𝑃𝑐/𝑃𝑐𝑠 9.

𝑉𝑠𝐿 =

Ec. (5)

Y la densidad del gas con la ecuación de estado (ver anexos).

𝜌𝑔 = 64 ∗ 0,74 ∗ 10.

Ec. (4)

28,97 0,984∗(81+460)∗10,73

= 0,241 𝐿𝑠/𝑝𝑖𝑒 3

Ec. (55)

La velocidad superficial del líquido. 5,615∗19∗1,015+0 86400∗0,02

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= 0,058 𝑝𝑖𝑒/𝑠𝑒𝑔

Ec. (63)

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11.

CAPÍTULO IV

Y la velocidad superficial del gas.

𝑉𝑠𝑔 = ((19 + 0) ∗ 430 − 19 ∗ 22,33) ∗ 0,2318/(86400 ∗ 0,02 ) = 0,957 𝑝𝑖𝑒/𝑠𝑒𝑔 12.

Ec. (64)

La velocidad de la mezcla es la suma de ambas velocidades.

𝑉𝑚 = 0,058 + 0,957 = 1,015 𝑝𝑖𝑒/𝑠𝑒𝑔 13.

Cálculo del número de diámetro ND.

𝑁𝐷 = 120,872 ∗ 14.

Ec. (65)

1,995 12

1

∗

49,22 2 ( 18 )

= 33,23

Ec. (75)

Tensión en la superficie del líquido en dina/cm2.

𝜎𝐿 = 18 𝑑𝑖𝑛/𝑐𝑚2 15.

Cálculo del número de velocidad de líquido NLV. 49,22 0,25

𝑁𝐿𝑉 = 1,938 ∗ 0,058 ∗ ( 16.

18

)

Ec. (79)

Cálculo del número de velocidad del gas NGV. 49,22 0,25

𝑁𝐺𝑉 = 1,938 ∗ 0,957 ∗ ( 17.

= 0,144

18

)

= 2,386

Ec. (80)

Las constantes L1 y L2 son función de Nd y se obtienen de la figura 2.36

𝐿1 = 1,90 𝐿2 = 0,75 18.

Luego se calcula las constantes LS y LM.

𝐿𝑠 = 50 + 36 ∗ 𝑁𝐿𝑉 𝐿𝑀 = 75 + 84 ∗ 𝑁𝐿𝑉 0,75

Victor Hugo Ortiz Quiroz

= 50 + 36 ∗ 0,144 = 55,18 = 75 + 84 ∗ 0,1440,75 = 94,63

Ec. (76) Ec. (77)

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19.

CAPÍTULO IV

Conocidas dichas constantes, se determina el patrón de flujo.

De acuerdo con las fronteras, se cumple la condición (L1 + L2).NLV ≤ NGV ≤ LS, entonces el patrón es de flujo tapón. Ec. (81) 𝑷𝑨𝑻𝑹𝑶𝑵 𝑫𝑬 𝑭𝑳𝑼𝑱𝑶 = 𝑆𝐼(2,12(3,886 > 0; 2,386 < (1,90 + 0,75) ∗ 0,144); "𝑩𝑼𝑹𝑩𝑼𝑱𝑨"; 𝑆𝐼(2,12(2,386 < 55,18; 2,386 > (1,90 + 0,75) ∗ 0,144 ); "𝑻𝑨𝑷𝑶𝑵"; 𝑆𝐼(2,12(2,386 < 94,62; 2,386 > 55,18); "𝑻𝑹𝑨𝑵𝑺𝑰𝑪𝑰𝑶𝑵"; 𝑆𝐼(2.386 > 94,62; "𝑵𝑬𝑩𝑳𝑰𝑵𝑨"; 𝑷𝑶𝒁𝑶 𝑨𝑯𝑶𝑮𝑨𝑫𝑶 )))) = 𝑻𝑨𝑷𝑶𝑵 20.

De las figuras 2-37, 2-38, 2-40, 2-41, se determinan a partir de correlaciones

empíricas en función del número de la viscosidad NL. F1, F2, F3, F4, F5, F7 y F6. Para 𝑭𝟏 = 1,35 Para 𝑭𝟐 = 0,25 Para 𝑭𝟑 = 1,31 Para 𝑭𝟒 = 2,13 Para 𝑭𝟓 = 0,184 Para 𝑭𝟔 = − 0,104 Para 𝑭𝟕 = 0.088 21.

Se calcula el número de Reynolds.

𝑁𝑅𝑒𝑏 = 22.

1488 ∗ 49,22 ∗(1,995/12)∗0,058 3,119

= 225 → Siendo el NReb. Flujo Laminar. Ec. (88)

El factor ƒ1. se determina usando el diagrama Moody, para lo cual hace falta

establecer el tipo de número de Reynolds a usar.

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𝑓1 = 23.

64 225

CAPÍTULO IV

= 0,284

Ec. (89)

Se obtiene ƒ2, a partir de la figura 2.39, es la corrección necesaria para

considerar el efecto de la relación gas líquido y se estima a partir de una correlación dada en función de ƒ1, vsg, vsl y ND.

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑓2 24.

0,284 ∗ 0,957 ∗ 33,232/3

=

0,058

𝑓𝑚 = 26.

(

∆𝑃 ) ∆𝐻 𝑓

27.

Ec. (90)

Donde ƒ3 se expresa de la siguiente manera.

𝑓3 = 1 + 0,284 ∗ √

25.

= 48,70

0,957 50 ∗ 0,058

= 1,16

Ec. (91)

El factor ƒm está dado por (ƒ1), (ƒ2), (ƒ3). 𝑓1 ∗ 𝑓2

=

𝑓3

0,284 ∗ 0,36 1,16

= 0,088

Ec. (87)

Con el factor de fricción se calcula el gradiente de presión por fricción.

=

0,088 ∗ 49,22∗ 0,058 ∗1,015 1,995 (144 ∗2∗32,174 ∗ 12 )

= 0,00016

𝑝𝑠𝑖 𝑝𝑖𝑒

Ec. (99)

Para determinar el gradiente de presión por elevación, es necesario obtener la

siguiente constante 𝐹 ′3 . (F3, F4 y el ND). Para la constante 𝐹 ′6 (F6 y ND).

𝐹 ′3 = 1,31 −

2,13 33,23

= 1,246

𝐹 ′6 = 0,0029 ∗ 33,23 + (−0,104) = −0,008 28.

Ec. (85) Ec. (96)

Determinación de la constante “S”.

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CAPÍTULO IV

Donde se presentan las correlaciones para la velocidad adimensional, para cada patrón de flujo. Ec. (95) S = (“PATRON DE FLUJO”; = 1,35 + ((0,25 ∗ 0144) + (1,246 ∗

2,386 )) ; SI(PATRON DE FLUJO (1 + 0,144)2

= "; (1 + 0,184) ∗ (2,386^0,982 + (−0,008) )/(1 + 0,088 ∗ 0,144^2); (1 + 0,184) ∗ (2,386^0,982 + (−0,008))/(1 + 0,008 ∗ 0,144^2))) = 2,767

𝑉𝑠 = 29.

2,767 1,938 ∗ (

49,22 0,25 ) 18

= 1,11

Ec. (94)

Con esto se calcula el Hold-up. La fracción de líquido (HL) es el porcentaje del

volumen que ocupa el líquido en una sección de tubería, en relación con el volumen total de dicha sección:

𝐻𝐿 = 30.

−(1,015−1,11 )+ √(1,015−1,11 )2 +4∗1,11∗0,0,58 2∗1,11

= 0,275

Ec. (93)

Cálculo de la densidad de la mezcla multifásica, la cual se determina a partir de

la densidad del líquido lbs/pie3, fracción, densidad del gas lbs/pie3.

𝜌𝑚 = 49,22 ∗ 0,275 + 0,241 ∗ (1 − 0,275) = 13,70 𝐿𝑏𝑠/𝑝𝑖𝑒 3 31.

Ec. (98)

Se calcula las G. de presión en los patrones tapón, donde la fase continua es

líquida, pero existe más cantidad de gas. ΔP

(ΔH) e tapon y burbuja = ΔP

13,70 144

= 0,095 Lbs/pie3

(ΔH) T tap y bur = 0,095 + 0,00016 = 0,095

Victor Hugo Ortiz Quiroz

psi 𝑝𝑖𝑒

Ec. (117)

Ec. (118)

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32.

CAPÍTULO IV

Para corregir la rugosidad de la tubería, se usan los siguientes números

adimensionales.

𝑁𝑤𝑒 =

454∗0,002 ∗ 0,241 ∗ 0,9572

𝑁𝑤𝑒 ∗ 𝑁𝐿 = 33.

= 0,111

18

Ec. (101)

0,011 ∗ 2,12 = 0,000

Ec. (102)

La rugosidad relativa para la tubería es:

ξ

= SI(0,000 < 0,005; 0,0749 ∗ 18 / (0,241 ∗ 0,9572 ∗ ( d 0,241 ∗ 0,9572 ∗ (

1995 12

1995 12

) ; 0,386 ∗ 18 ∗ 0,000 ^ 0,302 /

)) = 36,665

Ec. (106)

Cálculo del factor de fricción ƒ:

34.

𝑓 = 𝑆𝐼(36,665) < 0,05; 0,088; 1/ (4 ∗ 𝑙𝑜𝑔(0,27 ∗ 36,665)2 + 0,267 ∗ 36,665)1,73 )) = 0,007 𝜆=

0,058 1,015

Ec. (107)

= 0,057

Ec. (108)

𝜌𝑚 = 49,22 ∗ 0,057 + 0,241 ∗ (1 − 0,057) = 3,026 𝛥𝑃

(𝛥𝐻 ) 𝑒 𝑁𝑒𝑏. = 𝛥𝑃

(𝛥𝐻 ) 𝑓 𝑁𝑒𝑏 =

3,026 144

= 0,021

0,007∗0,241∗0,9572 1,995

(2∗32,174∗ 12 )

𝐿𝑏𝑠 𝑝𝑖𝑒3

𝑝𝑠𝑖

Ec. (114)

𝑝𝑖𝑒

= 0,000 𝑝𝑠𝑖/𝑝𝑖𝑒

35.

El término de energía cinética viene dado por la siguiente ecuación:

EK =

0,957 ∗ (49,22 ∗ 0,058+0,241 ∗ 0,957 ) ( 144 ∗ 23,174 ∗ 64

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Ec. (98)

= 0,000

Ec. (116)

Ec. (74)

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36.

Remplazando la ecuación se obtiene el patrón de Neblina:

𝛥𝑃

(𝛥𝐻 ) 𝑇 𝑁𝑒𝑏.

( 0,021 + 0,000)

= ((144

∗ 1−0,000)

) = 0,000

𝑝𝑠𝑖 𝑝𝑖𝑒

(55,18− 2,386)

𝐴 = ((94,62− ) = 1,339 55,18)

Ec. (97)

Ec. (112)

2,386− 55,18

𝐵 = ( ) = −1,339 94,62− 55,18 37.

CAPÍTULO IV

Ec. (113)

Se obtiene el patrón de Transición: Ec. (110)

∆P

(∆H) T Trans . =

(( 1,339 ∗ 0,095 +(−1,339)∗ 0,021 )+ (1,339 ∗ 0,00016 + (−1,339) ∗ 0,000 )) (1−0,000 )

38.

= 0,099

psi pie

Remplazando la ecuación se obtiene el patrón de flujo total:

𝑆𝐼 (𝑃𝑎𝑡𝑟𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜 = Neb; 0,000 ; 𝑆𝐼 ( 𝑃𝑎𝑡𝑟𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜 = Trans; 0,099 ; 0,095 )) = 0,095 𝑝𝑠𝑖/𝑝𝑖𝑒

39.

Ec. (119)

Este gradiente es válido para la presión en cabeza requerida de 50 psi,

determinando la presión 50 m más abajo, se tiene:

𝑃 = 50 + 0,083

𝑝𝑠𝑖 𝑝𝑖𝑒𝑠⁄ ⁄𝑝𝑖𝑒 ∗ 50 𝑚 ∗ 3,281 𝑚 𝑃 = 64 𝑝𝑠𝑖

Con esta nueva presión, se vuelven a calcular las propiedades de los fluidos y un nuevo gradiente de presión; como el cálculo es repetitivo, el mismo se lo realizó en una hoja de Excel y los resultado se muestra a continuación.

Victor Hugo Ortiz Quiroz

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TABLA № 4.1 CORRELACIÓN DE DUNS & ROS PARA

CAPÍTULO IV

- A QINY = 0 MPCSD Q = 19 BPD

(Pws) Pyac. (P. Est. fondo) mt Twh. (T. Est. Sup.) ϒgas. °API Pb ID Tubing(2.3/8) qo

DATOS 793,4 80 0,74 48,7 1600 1,995 19

qw

0

PARA LA TABLA DE CORRELACIÓN DE DUNS & ROS psi ϒo 0,79 ºF At 0,02 pies2 Pko Max Pc 662 psia Psep +10 Tc 392 ºR Gs psi fw 0 ΔPs (pg-Pprod) 20 a 50 pulg fo 1 Gfm BPD σL 18 din/cm2 ΔPk BPD New qg 23.65 MPCSD SGg

Tyac Prof. Long Tubing. Pwh RGL σo σw µw Qg. inyección Disponible. J = Índice de Productividad (IP)

105 958 50 430 18 74 0,6 0 0,12051

ºF mt psi pcs/BF din/cm2 din/cm2 cp Mpcnd BPD/psi

Prof.

Presión

Temp.

Rs

Bo

m

psia

ºF

pcs/BF

Bbl/BF

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 958

50 64 80 96 112 130 148 167 187 208 230 252 276 300 325 372 420 470 522 582

80 81 83 84 85 87 88 89 90 92 93 94 96 97 98 100 101 102 103 105

18,16 22,33 27,00 31,77 36,95 42,52 48,48 54,85 61,61 68,77 76,32 84,23 92,53 101,23 110,35 127,88 146,42 165,86 186,12 210,53

1,013 1,015 1,017 1,019 1,022 1,025 1,028 1,031 1,034 1,038 1,041 1,045 1,049 1,053 1,058 1,066 1,074 1,083 1,093 1,105

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Z 0,987 0,984 0,980 0,977 0,973 0,969 0,966 0,962 0,958 0,953 0,949 0,945 0,941 0,936 0,932 0,924 0,915 0,907 0,898 0,889

RGL grad. Mini. gc ξ

430 32.174 0,002

326 30 0,438 50 0,45 50 0,65

psi Psi Psi/pie psi Lpc/pie psi SGg

pcs/BF pulg

Bg

ρg

VsL

Vsg

Vm

ρo

ρL

pc/pcs

Lbs/pie3

pie/seg

pie/seg

pie/seg

Lbs/pie3

Lbs/pie3

0,2986 0,2318 0,1862 0,1557 0,1325 0,1145 0,1002 0,0885 0,0789 0,0708 0,0639 0,0581 0,0531 0,0487 0,0448 0,0389 0,0342 0,0304 0,0272 0,0241

0,187 0,241 0,300 0,359 0,422 0,488 0,558 0,632 0,709 0,790 0,875 0,963 1,054 1,149 1,248 1,438 1,636 1,843 2,058 2,317

0,058 0,058 0,058 0,058 0,058 0,058 0,058 0,059 0,059 0,059 0,059 0,059 0,060 0,060 0,060 0,061 0,061 0,062 0,062 0,063

1,246 0,957 0,760 0,628 0,528 0,450 0,387 0,336 0,294 0,259 0,229 0,204 0,181 0,162 0,145 0,119 0,098 0,081 0,067 0,054

1,303 1,015 0,818 0,686 0,586 0,508 0,446 0,395 0,353 0,318 0,288 0,263 0,241 0,222 0,205 0,180 0,159 0,143 0,129 0,117

49,18 49,22 49,27 49,31 49,36 49,42 49,47 49,53 49,60 49,67 49,74 49,81 49,89 49,96 50,05 50,20 50,37 50,54 50,71 50,91

49,18 49,22 49,27 49,31 49,36 49,42 49,47 49,53 49,60 49,67 49,74 49,81 49,89 49,96 50,05 50,20 50,37 50,54 50,71 50,91

ND

σL

NLV

NGV

L1 L2

0,144 0,144 0,144 0,145 0,145 0,145 0,146 0,146 0,147 0,147 0,148 0,149 0,149 0,150 0,151 0,152 0,153 0,155 0,156 0,158

3,104 2,386 1,895 1,566 1,316 1,122 0,966 0,840 0,735 0,647 0,572 0,509 0,454 0,406 0,363 0,298 0,246 0,204 0,169 0,135

1,90 1,90 1,90 1,90 1,90 1,90 1,90 1,90 1,90 1,90 1,90 1,90 1,90 1,90 1,90 1,90 1,90 1,90 1,90 1,9

LS

LM

55,17 55,18 55,19 55,20 55,22 55,23 55,25 55,27 55,29 55,31 55,33 55,35 55,37 55,40 55,42 55,47 55,51 55,57 55,62 55,69

94,59 94,62 94,66 94,69 94,74 94,78 94,83 94,88 94,93 94,98 95,04 95,10 95,17 95,23 95,30 95,43 95,57 95,71 95,86 96,04

din/cm2 33,22 33,23 33,24 33,26 33,28 33,30 33,31 33,34 33,36 33,38 33,40 33,43 33,45 33,48 33,51 33,56 33,61 33,67 33,73 33,80

18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18

patrón de flujo

0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75

Página 121

TAPON TAPON TAPON TAPON TAPON TAPON TAPON TAPON TAPON TAPON TAPON TAPON TAPON TAPON BURBUJA BURBUJA BURBUJA BURBUJA BURBUJA BURBUJA

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO IV

TABLA № 4.2 - B CORRELACIÓN DE DUNS & ROS µo

µL

NL

F1

F2

F3

F4

F5

F6

F7

Nreb

f1

factor

f2

f3

fm

cp

cp

F3'

F6'

S

Vs

HL

3,32

3,325

2,26E-02

1,35

0,25

1,21

2,12

0,184

-0,105

0,089

211

0,304

67,87

0,37

1,20

0,094

3,12

3,119

2,12E-02

1,35

0,25

1,31

2,13

0,184

-0,104

0,088

225

0,284

48,70

0,36

1,16

0,088

0,00022

1,146

-0,009

3,584

1,44

0,252

0,00016

1,246

-0,008

2,767

1,11

0,275

2,92

2,924

1,99E-02

1,35

0,25

1,36

2,14

0,183

-0,209

0,088

241

0,265

36,07

0,35

1,14

0,082

0,00012

1,296

-0,113

2,080

0,83

0,273

2,75

2,746

1,86E-02

1,35

0,25

1,36

2,18

0,182

-0,208

0,087

258

0,248

27,83

0,34

2,58

2,580

1,75E-02

1,35

0,25

1,36

2,19

0,181

-0,207

0,087

275

0,233

21,84

0,34

1,12

0,076

0,00010

1,294

-0,112

1,701

0,68

0,289

1,10

0,072

0,00008

1,294

-0,110

1,414

0,57

0,304

2,42

2,424

1,65E-02

1,35

0,25

1,37

2,23

0,18

-0,206

0,087

294

0,218

17,38

0,33

1,09

0,066

0,00006

1,303

-0,109

1,189

0,48

0,319

2,28

2,279

1,55E-02

1,35

0,25

1,41

2,29

0,18

-0,205

0,087

314

0,204

2,14

2,144

1,45E-02

1,35

0,25

1,45

2,41

0,18

-0,204

0,085

335

0,191

13,98

0,33

1,07

0,063

0,00005

1,341

-0,108

1,011

0,41

0,333

11,35

0,32

1,06

0,057

0,00004

1,378

-0,107

0,866

0,35

0,348

2,02

2,018

1,37E-02

1,35

0,25

1,45

2,48

0,18

-0,203

0,085

358

0,179

9,28

0,32

1,06

0,054

0,00004

1,376

-0,106

0,745

0,30

0,362

1,90

1,901

1,29E-02

1,35

0,25

1,45

2,66

0,18

-0,203

0,084

1,79

1,792

1,21E-02

1,35

0,25

1,46

2,66

0,17

-0,203

0,083

381

0,168

7,63

0,31

1,05

0,050

0,00003

1,370

-0,106

0,643

0,26

0,375

407

0,157

6,32

0,31

1,04

0,047

0,00003

1,380

-0,106

0,551

0,22

0,387

1,69

1,692

1,15E-02

1,35

0,25

1,47

2,67

0,17

-0,203

0,082

433

0,148

5,25

0,24

1,04

0,034

0,00002

1,390

-0,106

0,478

0,19

0,400

1,60

1,599

1,08E-02

1,35

0,25

1,48

2,68

0,17

1,51

1,512

1,02E-02

1,35

0,25

1,49

2,69

0,17

-0,203

0,081

461

0,139

4,39

0,24

1,03

0,032

0,00002

1,400

-0,106

0,414

0,17

0,414

-0,202

0,079

490

0,131

3,67

0,23

1,03

0,029

0,00001

1,410

-0,105

0,359

0,14

0,428

1,43

1,432

9,69E-03

1,35

0,25

1,51

2,71

0,17

-0,202

0,079

520

0,123

3,08

0,23

1,03

0,028

0,00001

1,429

-0,105

1,780

0,71

0,815

1,32

1,323

8,94E-03

1,36

0,26

1,52

1,23

1,226

8,28E-03

1,36

0,26

1,54

2,74

0,17

-0,202

0,077

569

0,112

2,30

0,22

1,02

0,024

0,00001

1,438

-0,105

1,723

0,69

0,843

2,75

0,17

-0,202

0,075

621

0,103

1,72

0,22

1,02

0,022

0,00001

1,458

-0,105

1,670

0,67

0,867

1,14

1,139

7,69E-03

1,36

0,26

1,55

3,72

0,17

-0,202

0,074

676

0,095

1,30

0,21

1,02

0,020

0,00001

1,440

-0,104

1,620

0,65

0,886

1,06

1,062

7,16E-03

1,36

0,98

0,983

6,62E-03

1,38

0,27

1,61

4,42

0,17

-0,202

0,067

734

0,087

0,98

0,21

1,01

0,018

0,00000

1,479

-0,104

1,589

0,63

0,904

0,29

1,64

4,43

0,17

-0,201

0,064

805

0,079

0,71

0,21

1,01

0,017

0,00000

1,509

-0,103

1,578

0,63

0,923

para f2

Victor Hugo Ortiz Quiroz

(ΔP/ΔH)f tap y bur psi/pie

Página 122

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO IV

TABLA № 4.3 - C CORRELACIÓN DE DUNS & ROS ρm

(ΔP/ΔH)e tap y bur

(ΔP/ΔH)T Nwe Nwe*NL tap y bur

Lbs/pie3

psi/pie

psi/pie

12,56

0,087

0,087

0,015

0,000

27,892

0,011

13,70

0,095

0,095

0,011

0,000

36,665

13,67

0,095

0,095

0,009

0,000

46,697

14,50

0,101

0,101

0,007

0,000

15,29

0,106

0,106

0,006

16,07

0,112

0,112

0,005

16,85

0,117

0,117

17,63

0,122

18,39

0,128

19,13

ξ/d

f

λ

ρm

(ΔP/ΔH)e (ΔP/ΔH)f neb neb

EK

(ΔP/ΔH)T neb

A

B

(ΔP/ΔH)T trans

(ΔP/Δ H)T

psi/pie

psi/pie

Lbs/pie 3

psi/pie

psi/pie

0,044

2,352

0,016

0,000

0,000

0,000

1,321

-1,321

0,093

0,087

0,007

0,057

3,026

0,021

0,000

0,000

0,000

1,339

-1,339

0,099

0,095

0,005

0,071

3,762

0,026

0,000

0,000

0,000

1,350

-1,350

0,093

0,095

57,218

0,003

0,085

4,497

0,031

0,000

0,000

0,000

1,358

-1,358

0,094

0,101

0,000

68,984

0,002

0,099

5,278

0,037

0,000

0,000

0,000

1,364

-1,364

0,095

0,106

0,000

82,142

0,002

0,115

6,104

0,042

0,000

0,000

0,000

1,368

-1,368

0,095

0,112

0,004

0,000

96,870

0,001

0,131

6,975

0,048

0,000

0,000

0,000

1,372

-1,372

0,094

0,117

0,122

0,004

0,000

113,394

0,001

0,148

7,891

0,055

0,000

0,000

0,000

1,374

-1,374

0,093

0,122

0,128

0,003

0,000

131,974

0,001

0,167

8,852

0,061

0,000

0,000

0,000

1,376

-1,376

0,091

0,128

0,133

0,133

0,003

0,000

152,923

0,001

0,186

9,859

0,068

0,000

0,000

0,000

1,378

-1,378

0,089

0,133

19,78

0,137

0,137

0,002

0,000

176,595

0,000

0,205

10,911

0,076

0,000

0,000

0,001

1,379

-1,379

0,085

0,137

20,52

0,143

0,143

0,002

0,000

203,305

0,000

0,226

12,003

0,083

0,000

0,000

0,001

1,379

-1,379

0,082

0,143

21,27

0,148

0,148

0,002

0,000

233,713

0,000

0,248

13,140

0,091

0,000

0,000

0,001

1,380

-1,380

0,078

0,148

22,04

0,153

0,153

0,002

0,000

268,490

0,000

0,270

14,323

0,099

0,000

0,000

0,001

1,380

-1,380

0,074

0,153

41,03

0,285

0,285

0,001

0,000

308,521

0,000

0,293

15,552

0,108

0,000

0,000

0,001

1,380

-1,380

0,244

0,285

42,56

0,296

0,296

0,001

0,000

397,661

0,000

0,337

17,887

0,124

0,000

0,000

0,001

1,380

-1,380

0,237

0,296

43,87

0,305

0,305

0,001

0,000

513,690

0,000

0,384

20,326

0,141

0,000

0,000

0,001

1,380

-1,380

0,226

0,305

45,01

0,313

0,313

0,001

0,000

667,062

0,000

0,431

22,852

0,159

0,000

0,000

0,001

1,379

-1,379

0,212

0,313

46,05

0,320

0,320

0,000

0,000

873,793

0,000

0,481

25,447

0,177

0,000

0,000

0,001

1,378

-1,378

0,197

0,320

47,16

0,328

0,328

0,000

0,000

1214,460

0,000

0,539

28,522

0,198

0,000

0,000

0,001

1,376

-1,376

0,178

0,328

psi/pie

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a hoja de cálculo en Excel.

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 123

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPITULO IV

ANÁLISIS A DIFERENTES CAUDALES DE INYECCION DE GAS Y CAUDALES DE PRODUCCIÓN De la misma manera, se elaboran hojas de Excel para diferentes caudales de inyección de gas lift en la tubería de producción y para diferentes caudales de producción, a fin de encontrar el caudal óptimo de inyección de gas y la máxima producción posible de petróleo. Para esto, se determinaran las presiones de fondo fluyentes necesarias para los diferentes caudales de inyección de gas y de producción de petróleo, luego se los grafica con la curva de IPR del reservorio, la intersección de las diferentes curvas con la IPR indicará el caudal de producción del pozo. Los resultados se muestran en las siguientes tablas y gráficos:

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 124

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO IV

TABLA № 4.4 RESULTADO DEL ANÁLISIS NODAL POZO TTR-2A CON DIFERENTES CAUDALES DE INYECCIÓN DE GAS Q.iny = 0 Q.iny = 5 MPCSD MPCSD pwf pwf (PSI) (BPD) Requerida Requerida Psia Psia 793,4 0 650 19 582 392 600 25 601 412 550 30 595 425 500 36 588 451 450 40 583 455 400 44 577 470 350 48 572 472 300 52 473 250 55 200 57 150 60 100 61 50 63 0 64

PWF

Qo

Q.iny = 25 MPCSD pwf Requerida Psia

Q.iny = 50 MPCSD pwf Requerida Psia

Q.iny = 75 MPCSD pwf Requerida Psia

Q.iny = 100 MPCSD pwf Requerida Psia

Q.iny = 150 MPCSD pwf Requerida Psia

Q.iny = 200 MPCSD pwf Requerida Psia

290 309 322 335 342 348 352 359 362

248 263 273 284 290 296 301 305 309 311

226 238 247 256 262 267 271 275 278 280

213 223 231 239 243 248 252 255 258 259

225 229 231 233 235 235 236 236 237 237

334 320 310 300 294 289 285 281 278 276

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a hoja de cálculo en Excel.

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 125

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO IV

GRÁFICO № 4.2 ANÁLISIS NODAL POZO TATARENDA-2A CURVA IPR Presión del Reservorio 900 800

Pwf (Psi)

700 600 500 400 300 200 100 0 0

10

20

30 40 Q.o (BPD)

50

60

70

IPR

Q iny = 0 Mpcsd

Q iny = 5 Mpcsd

Q iny = 75 Mpcsd

Q.iny =25 MPCSD

Q. iny = 50 MPCSD

Q.iny = 100 MPCSD

Qiny = 150 MPCSD

Q.iny = 200 MPCSD

Fuente: Elaboración en hoja de Excel a partir de datos calculado para el proyecto

Como se puede observar para los diferentes caudales de inyección de gas se tiene diferente valores de Pwf y caudales de petróleo (Qo) deseado, se puede observar, también que para caudales de inyección de gas desde 50 a 100 MPCSD, el caudal de petróleo está entre 51 a 55 BPD, lo que significa que el aumento en el caudal de inyección por encima de los 50 MPCSD no incrementa significativamente el caudal de producción y que a caudales por encima de 150 MPCSD, el caudal empieza a disminuir, esto es por el excesivo flujo de gas. En conclusión, se puede aceptar un caudal de inyección de gas de aproximadamente 75 MPCSD con una producción esperada de 52 BPD de petróleo.

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 126

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO IV

CÁLCULO DEL GRADIENTE DE PRESIÓN PARA QINY DE 75 MPCSD DE GAS Y 52 BPD DE PRODUCCIÓN A fin de tener la gráfica del gradiente de presión para el diseño de las válvulas de gas lift, se procede de la siguiente manera: Realizando el mismo procedimiento con la correlación de Dun & Ros, para un caudal de inyección de gas lift de 75 MPCSD y una producción esperada de 52 BPD, se tiene las siguientes tablas:

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 127

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO IV

TABLA № 4.5 - A CORRELACIÓN DE DUNS & ROS PARA QINY = 75 MPCSD Qo = 52 BPD Prof

Pres.

Temp

Rs

Bo

m

psia

ºF

pcs/BF

Bbl/BF

Z

Bg

ρg

pc/pcs

Lbs/pie

VsL 3

Vsg

Vm

ρo

pie/seg

pie/seg

pie/seg

Lbs/pie

ρL 3

Lbs/pie

ND

σL

NLV

NGV

L1

L2

LS

LM

din/cm

3

Patrón de Flujo

2

0

50

80

18,16

1,013

0,987

0,2986

0,187

0,158

15,350

15,507

49,18

49,18

33,22

18

0,393

38,246

1,90

0,75

64,14

116,67

TAPON

50

59

81

20,62

1,014

0,985

0,2549

0,220

0,158

13,084

13,242

49,20

49,20

33,22

18

0,393

32,605

1,90

0,75

64,16

116,72

TAPON

100

68

83

23,23

1,016

0,983

0,2210

0,253

0,158

11,329

11,487

49,23

49,23

33,23

18

0,394

28,235

1,90

0,75

64,19

116,78

TAPON

150

77

84

25,96

1,017

0,981

0,1944

0,288

0,158

9,953

10,111

49,26

49,26

33,24

18

0,395

24,809

1,90

0,75

64,21

116,83

TAPON

200

86

85

28,83

1,019

0,979

0,1729

0,324

0,159

8,835

8,993

49,28

49,28

33,25

18

0,395

22,025

1,90

0,75

64,24

116,89

TAPON

250

96

87

31,84

1,021

0,977

0,1550

0,361

0,159

7,910

8,069

49,31

49,31

33,26

18

0,396

19,721

1,90

0,75

64,26

116,95

TAPON

300

107

88

35,01

1,022

0,975

0,1400

0,399

0,159

7,134

7,293

49,34

49,34

33,27

18

0,397

17,789

1,90

0,75

64,29

117,01

TAPON

350

117

89

38,32

1,024

0,973

0,1273

0,439

0,159

6,473

6,632

49,38

49,38

33,28

18

0,398

16,143

1,90

0,75

64,32

117,07

TAPON

400

129

90

41,79

1,026

0,970

0,1163

0,481

0,160

5,904

6,063

49,41

49,41

33,29

18

0,399

14,727

1,90

0,75

64,35

117,14

TAPON

450

140

92

45,42

1,028

0,968

0,1068

0,524

0,160

5,410

5,570

49,44

49,44

33,30

18

0,399

13,497

1,90

0,75

64,38

117,21

TAPON

500

152

93

49,19

1,031

0,966

0,0985

0,568

0,160

4,978

5,138

49,48

49,48

33,32

18

0,400

12,422

1,90

0,75

64,41

117,28

TAPON

550

164

94

53,05

1,033

0,964

0,0913

0,613

0,161

4,604

4,765

49,52

49,52

33,33

18

0,401

11,491

1,90

0,75

64,44

117,35

TAPON

600

176

96

57,05

1,035

0,961

0,0849

0,659

0,161

4,272

4,433

49,55

49,55

33,34

18

0,402

10,665

1,90

0,75

64,48

117,42

TAPON

650

189

97

61,21

1,037

0,959

0,0792

0,707

0,161

3,976

4,137

49,59

49,59

33,35

18

0,403

9,926

1,90

0,75

64,51

117,50

TAPON

700

202

98

65,51

1,040

0,957

0,0740

0,756

0,162

3,709

3,871

49,63

49,63

33,37

18

0,404

9,263

1,90

0,75

64,55

117,58

TAPON

750

215

100

69,97

1,042

0,954

0,0694

0,806

0,162

3,469

3,631

49,67

49,67

33,38

18

0,405

8,665

1,90

0,75

64,59

117,66

TAPON

800

229

101

74,58

1,045

0,952

0,0652

0,858

0,163

3,251

3,414

49,72

49,72

33,40

18

0,406

8,123

1,90

0,75

64,63

117,74

TAPON

850

243

102

79,34

1,047

0,949

0,0614

0,911

0,163

3,053

3,216

49,76

49,76

33,41

18

0,407

7,630

1,90

0,75

64,67

117,83

TAPON

900

258

103

84,26

1,050

0,947

0,0579

0,965

0,163

2,873

3,036

49,81

49,81

33,43

18

0,408

7,180

1,90

0,75

64,71

117,92

TAPON

958

275

105

90,15

1,053

0,944

0,0543

1,030

0,164

2,683

2,846

49,86

49,86

33,44

18

0,410

6,707

1,9

0,75

64,75

118,03

TAPON

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 128

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO IV

TABLA № 4.6 - B CORRELACIÓN DE DUNS & ROS µo

µL

cp

cp

NL

F1

F2

F3

F4

F5

F6

F7

Nreb

f1

Factor

f2

f3

fm

(ΔP/ΔH)f Tap y Bur

F3'

F6'

S

Vs

HL

psi/pie

para f2

3,32 3,325 2,26E-02 1,35 0,25 1,21 2,12 0,18 -0,105 0,089

577

0,111

111,64

0,37 1,15 0,036

0,00277

1,146 -0,009 41,823 16,79

0,142

3,15 3,155 2,14E-02 1,35 0,25 1,31 2,13 0,18 -0,104 0,088

609

0,105

90,01

0,36 1,14 0,033

0,00222

1,246 -0,008 35,761 14,35

0,150

3,00 2,995 2,04E-02 1,35 0,25 1,36 2,14 0,18 -0,209 0,088

643

0,100

73,74

0,35 1,12 0,031

0,00181

1,296 -0,113 30,897 12,40

0,155

2,85 2,847 1,93E-02 1,35 0,25 1,36 2,18 0,18 -0,208 0,087

678

0,094

61,35

0,34 1,11 0,029

0,00149

1,294 -0,112 27,177 10,90

0,162

2,71 2,707 1,84E-02 1,35 0,25 1,36 2,19 0,18 -0,207 0,087

714

0,090

51,60

0,34 1,09 0,028

0,00127

1,294 -0,111 24,144

9,68

0,169

2,58 2,576 1,75E-02 1,35 0,25 1,37 2,23 0,18 -0,206 0,087

752

0,085

43,79

0,33 1,08 0,026

0,00106

1,303 -0,110 21,631

8,68

0,175

2,45 2,453 1,67E-02 1,35 0,25 1,41 2,29 0,18 -0,205 0,087

792

0,081

37,46

0,33 1,08 0,025

0,00092

1,341 -0,109 19,535

7,83

0,181

2,34 2,337 1,59E-02 1,35 0,25 1,45 2,41 0,18 -0,204 0,085

833

0,077

32,25

0,32 1,07 0,023

0,00078

1,378 -0,107 17,753

7,12

0,188

2,23 2,229 1,51E-02 1,35 0,25 1,45 2,48 0,18 -0,203 0,085

876

0,073

27,93

0,32 1,06 0,022

0,00068

1,376 -0,106 16,212

6,50

0,194

2,13 2,126 1,44E-02 1,35 0,25 1,45 2,66 0,18 -0,203 0,084

921

0,070

24,31

0,31 1,06 0,020

0,00058

1,370 -0,106 14,873

5,96

0,200

2,03 2,030 1,38E-02 1,35 0,25 1,46 2,66 0,17 -0,203 0,083

967

0,066

21,26

0,31 1,05 0,019

0,00052

1,380 -0,106 13,584

5,44

0,202

1,94 1,940 1,32E-02 1,35 0,25 1,47 2,67 0,17 -0,203 0,082

1015

0,063

18,71

0,24 1,05 0,014

0,00036

1,390 -0,106 12,576

5,04

0,208

1,86 1,856 1,26E-02 1,35 0,25 1,48 2,68 0,17 -0,203 0,081

1064

0,060

16,52

0,24 1,04 0,014

0,00032

1,400 -0,106 11,680

4,68

0,214

1,78 1,776 1,20E-02 1,35 0,25 1,49 2,69 0,17 -0,202 0,079

1115

0,057

14,64

0,23 1,04 0,013

0,00027

1,409 -0,105 10,881

4,36

0,219

1,70 1,701 1,15E-02 1,35 0,25 1,51 2,71 0,17 -0,202 0,079

1168

0,055

13,02

0,23 1,04 0,012

0,00025

1,429 -0,105 10,158

4,07

0,225

1,63 1,630 1,11E-02 1,36 0,26 1,52 2,74 0,17 -0,202 0,077

1223

0,052

11,60

0,22 1,03 0,011

0,00021

1,438 -0,105

9,508

3,81

0,231

1,56 1,563 1,06E-02 1,36 0,26 1,54 2,75 0,17 -0,202 0,075

1279

0,050

10,37

0,22 1,03 0,011

0,00019

1,458 -0,105

8,918

3,57

0,236

1,50 1,500 1,02E-02 1,36 0,26 1,55 3,72 0,17 -0,202 0,074

1338

0,048

9,30

0,21 1,03 0,010

0,00017

1,439 -0,105

8,380

3,35

0,242

1,44 1,441 9,76E-03 1,36 0,27 1,61 4,42 0,17 -0,202 0,067

1398

0,046

8,35

0,21 1,03 0,009

0,00015

1,478 -0,105

7,897

3,16

0,248

1,38 1,376 9,32E-03 1,38 0,29 1,64 4,43 0,17 -0,201 0,064

1470

0,044

7,40

0,21 1,02 0,009

0,00013

1,508 -0,104

7,382

2,95

0,254

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 129

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO IV

TABLA № 4.7 - C CORRELACIÓN DE DUNS & ROS ρm

(ΔP/ΔH)e Tap y Bur

(ΔP/ΔH)T Tap y bur

ρm

(ΔP/ΔH)E Neb

(ΔP/ΔH)f Neb

(ΔP/ΔH)T Trans

(ΔP/ΔH)T

Lbs/pie3

psi/pie

psi/pie

Lbs/pie3

psi/pie

psi/pie

psi/pie

psi/pie

7,15

0,050

0,052

2,227

0,000

0,184

0,147

7,59

0,053

0,055

1,896

0,043

0,429

0,281

0,010

0,685

0,005

0,605

0,001

0,004

0,493

0,012

0,803

0,006

0,986

0,001

0,007

0,600

-0,493

-0,275

0,052

-0,600

-0,563

0,055

7,87

0,055

0,056

1,639

0,035

0,468

0,303

0,014

0,927

0,006

0,920

0,001

0,006

0,684

-0,684

-0,595

0,056

8,23

0,057

0,059

1,438

0,029

8,58

0,060

0,061

1,274

0,025

0,505

0,325

0,016

1,055

0,007

0,865

0,000

0,541

0,347

0,018

1,187

0,008

0,818

0,000

0,006

0,749

-0,749

-0,610

0,059

0,006

0,802

-0,802

-0,614

0,061

8,92

0,062

0,063

1,139

0,021

0,576

0,368

0,020

1,325

0,009

0,777

0,000

0,005

0,845

-0,845

-0,612

0,063

9,27

0,064

0,065

9,62

0,067

0,068

1,025

0,018

0,610

0,390

0,022

1,468

0,010

0,929

0,015

0,645

0,411

0,024

1,616

0,011

0,741

0,000

0,005

0,882

-0,882

-0,605

0,065

0,708

0,000

0,005

0,913

-0,913

-0,595

0,068

9,97

0,069

0,070

0,846

0,013

0,678

0,433

0,026

1,770

0,012

0,678

0,000

0,005

0,940

-0,940

-0,583

0,070

10,31 10,45

0,072

0,072

0,773

0,012

0,711

0,454

0,029

0,073

0,073

0,710

0,010

0,744

0,476

0,031

1,930

0,013

0,651

0,000

0,005

0,963

-0,963

-0,570

0,072

2,095

0,015

0,626

0,000

0,004

0,983

-0,983

-0,558

0,073

10,78

0,075

0,075

0,655

0,009

0,776

0,496

11,11

0,077

0,077

0,607

0,008

0,808

0,517

0,034

2,263

0,016

0,603

0,000

0,004

1,001

-1,001

-0,544

0,075

0,036

2,436

0,017

0,582

0,000

0,004

1,016

-1,016

-0,530

0,077

11,44

0,079

0,080

0,563

0,007

0,840

0,538

0,039

2,615

0,018

0,561

0,000

0,004

1,030

-1,030

-0,515

0,080

11,76

0,082

0,082

0,524

0,006

0,871

0,558

0,042

2,799

0,019

0,543

0,000

0,004

1,043

-1,043

-0,501

0,082

12,08

0,084

0,084

0,489

12,41

0,086

0,086

0,457

0,006

0,902

0,579

0,045

2,989

0,021

0,525

0,000

0,004

1,054

-1,054

-0,486

0,084

0,005

0,934

0,599

0,048

3,185

0,022

0,508

0,000

0,004

1,064

-1,064

-0,472

0,086

12,73

0,088

0,089

13,07

0,091

0,091

0,428

0,005

0,955

0,613

0,051

3,387

0,024

0,486

0,000

0,004

1,073

-1,073

-0,452

0,089

0,402

0,004

1,018

0,652

0,054

3,594

0,025

0,486

0,000

0,004

1,081

-1,081

-0,454

0,091

13,45

0,093

0,094

0,374

0,004

1,094

0,697

0,058

3,843

0,027

0,483

0,000

0,004

1,090

-1,090

-0,454

0,094

Nwe

Nwe*NL

ξ/d

f

λ

EK

(ΔP/ΔH)T Neb

A

B

psi/pie

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a hoja de cálculo en Excel.

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 130

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CAPÍTULO IV

Graficando los resultados, se tiene: GRÁFICO № 4.3 GRADIENTE DE PRESIÓN PARA QINY = 75 MPCSD Presión psia

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 958

50 59 68 77 87 97 107 118 130 141 153 166 178 191 205 218 233 247 262 280

Gradiente de presión (psi) 0

50

100

150

200

250

300

0 100 200

Profundidad [m]

Prof. m

300 400 500 600 700 800 900 1000 1100

Gradiente de presión (Q.iny de 75 Mpcsd)

Fuente: Elaboración en Excel a partir de datos calculado para el proyecto Pozo TATARENDA-2A

Como se puede observar, con un caudal de inyección de gas de 75 Mpcsd se garantiza una presión en cabeza superior a los 50 psi, por lo tanto, este debe ser el caudal de inyección para el sistema de Gas Lift.

4.2.

DISEÑO DE LAS VÁLVULAS PARA EL GAS LIFT

Los datos disponibles para el diseño de las válvulas de Gas Lift, se detallan en la tabla siguiente:

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 131

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CAPÍTULO IV

CUADRO № 4.3 DATOS DEL POZO TTR-2A Datos del pozo Presión Estática de Fondo Índice de productividad. IP (Twf). Temperatura estática de Fondo (Twh). Temperatura estática de Superficie (Pko) Presión Máxima de arranque. (Gfm). Gradiente de fluido muerto. 0,45 lpc/pie. o 0,465 Presión del Separador. (Psep + 10). Gs (gradiente especifica del gas total) SG (gravedad específica del gas) (RGL) Relación Gas Líquido, sin gas lift Diámetro de la Tubing (ΔPs) Diferencial de Presión - (Pg-Pprod) Margen (20 a 50) (Pwhdese) Presión de cabeza (∆po) Es recomendable usar entre 20 a 30 lpc Profundidad de la arena productora Profundidad del Packer Espaciamiento minimo (ΔPk) Diferencial de Presión. (K) Relación del calor específico del gas presión constante (Ro) Existencia de flujo crítico fijo. 0,55 (qo) Caudal de producción de petróleo esperada (con G.L) (qg) Caudal de Inyección de gas (Cd) Coeficiente de descarga

Valor 793,4 0,12051 105 80 600 0,45 30 0,438 0,65 430 1/8 20 50 20 958 947.4 300 20 1,27 0,55 52 75 0,865

Unidad psi BPD/psi °F °F psi (Lib/pulg2)/ft

psi Psi/Pie Pcs/Bf pulgada psi psi psi m m pies Psi

Bpd Mpcsd

Fuente: Informe final de pruebas GD-FL-BU-GE presiones – 140317Wen del Pozo TTR-2A Cía. Matpetrol

.

DISEÑO DEL SISTEMA DE GAS LIFT CONTÍNUO Se realiza el diseño siguiendo el procedimiento descrito. (Capítulo 2): 4.2.1.1.

ESPACIAMIENTO DE VÁLVULAS

Se procede la siguiente manera: a).- Para una presión de inyección de 600 psi y una gravedad específica de gas de 0,65 se determina el gradiente de gas (Figura 6.1 Anexo).

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Página 132

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CAPÍTULO IV

Gg@600psi = 0,012 psi/pie b).- Cálculo de la profundidad de la válvula superior o tope:

𝐷𝑣1 =

600 𝑝𝑠𝑖−(50𝑝𝑠𝑖+10𝑝𝑠𝑖)−20𝑝𝑠𝑖 𝑝𝑠𝑖 𝐺𝑓𝑚 0,45 𝑝𝑖𝑒

−

𝑝𝑠𝑖 0,012 𝑝𝑖𝑒

=

520 𝑝𝑠𝑖 0,438

Ec. (35)

𝑝𝑠𝑖 𝑝𝑖𝑒

𝐷𝑣1 = 1187,21 𝑝𝑖𝑒𝑠 c).- Cálculo de la presión de apertura en superficie de la válvula. 𝑷𝒗𝒐𝒔𝟏 = 𝑃𝑘𝑜 − ∆𝑃𝑘 = 600 𝑝𝑠𝑖 − 20 𝑝𝑠𝑖 = 𝟓𝟖𝟎 𝒑𝒔𝒊

Ec. (36)

Cálculo de la presión de gas en el anular a nivel de la válvula 1. 𝐺𝑔 @ 𝟓𝟖𝟎 𝑝𝑠𝑖 = 0,014

𝑝𝑠𝑖 𝑝𝑖𝑒

Pg1 o Pvo1 = Pvos1 + Gg @Pvos1 ∗ Dv1 𝑷𝒗𝒐𝟏 = 580𝑝𝑠𝑖 + 0,014

Ec. (38) 𝑝𝑠𝑖 ∗ 1187,21 𝑝𝑖𝑒 = 𝟓𝟗𝟕𝒑𝒔𝒊 𝑝𝑖𝑒

𝐷𝑝𝑎𝑐𝑘 − 60´ = 3.108 𝑝𝑖𝑒𝑠 − 60 𝑝𝑖𝑒𝑠 = 𝟑𝟎𝟒𝟖 𝒑𝒊𝒆𝒔 Para graficar la curva de gradiente dinámico del fluido a condiciones de producción esperada (57 barriles por día), y el resto de los parámetros del pozo, se utiliza la cueva de gradiente tubería (Figura Nº 6.2 Anexo), con el cual ubicamos los puntos de la curva deseada. Se ubican en la figura la curva de gradiente dinámico de fluido, el gradiente de gas en el anular, la profundidad calculada de la primera válvula y la profundidad tope para la instalación de un mandril.

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 133

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CAPÍTULO IV

GRÁFICO № 4.4 PROFUNDIDAD DE LAS VÁLVULA

Diseño de Válvulas de Gas Lift Presión [psi] 0

100

200

300

400

500

600

0

Pwh

Pko

100 200

Profundidad [m]

300 400 500 600 700 800 900

Prof. DPck - 60´ Prof. DPck 947,4 m

1000 1100

Profundidad de la Arena Productora 958 m

Gradiente Dinámica de fluido

Gradiente de gas en el anular

Profundidad del packer Fuente: Elaboración propia para el Proyecto

d).- Se fijan las presiones de apertura del resto de las válvulas en superficie. 𝑷𝒗𝒐𝒔𝟏 = 𝑃𝑣𝑜𝑠1 − ∆𝑃𝑣𝑜𝑠 = 580 𝑃𝑆𝐼 − 20 𝑃𝑆𝐼 = 𝟓𝟔𝟎 𝒑𝒔𝒊

Ec. (39)

𝑷𝒗𝒐𝒔𝟐 = 𝑃𝑣𝑜𝑠2 − ∆𝑃𝑣𝑜𝑠 = 560 𝑃𝑆𝐼 − 20 𝑃𝑆𝐼 = 𝟓𝟒𝟎 𝒑𝒔𝒊

Ec. (40)

𝑷𝒗𝒐𝒔𝟑 = 𝑃𝑣𝑜𝑠3 − ∆𝑃𝑣𝑜𝑠 = 540 𝑃𝑆𝐼 − 20 𝑃𝑆𝐼 = 𝟓𝟐𝟎 𝒑𝒔𝒊

Ec. (41)

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 134

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CAPÍTULO IV

e).- Se determina el gradiente de gas correspondiente a las Pvo1. (Figura 6.1 Anexo) y la ubicación de éstos en el gráfico. 𝐺𝑔 @ 𝟓𝟔𝟎 𝑝𝑠𝑖 = 𝟎, 𝟎𝟏𝟑𝟓

𝒑𝒔𝒊

𝐺𝑔 @ 𝟓𝟒𝟎 𝑝𝑠𝑖 = 𝟎, 𝟎𝟏𝟑

𝒑𝒊𝒆

𝒑𝒔𝒊

𝐺𝑔 @ 𝟓𝟐𝟎 𝑝𝑠𝑖 = 𝟎, 𝟎𝟏𝟐𝟓

𝒑𝒊𝒆

𝒑𝒔𝒊 𝒑𝒊𝒆

GRÁFICO № 4.5 GRADIENTES 2 Y 3

Diseño de Válvulas de Gas Lift 0

Presión [psi] 200 300

100

0

Pwh

Pvos 1

100

Pvos 2

200

Profundidad [m]

300

400

500

600

Pko

ΔPs

Pvos 3 Dv1

Pp1

Pvo1

400 500 600 700 800 900

Prof. DPck - 60´

1000

Prof. DPck

929 m

Profundidad de la Arena Productora 958 m

1100

Gradiente Dinámica de fluido

Gradiente de gas en el anular

Profundidad de la válvula tope

Gradiente de gas en el anular a Pvos1

Gradiente de gas en el anular a Pvos2

Gradiente de gas en el anular a Pvos3

Profundidad del packer Fuente: Elaboración propia para el Proyecto

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Página 135

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CAPÍTULO IV

f).- Se determina la profundidad de las demás válvulas. GRÁFICO № 4.6 ESPACIAMIENTO DE VÁLVULAS

Diseño de Válvulas de Gas Lift Presión [psi] 0 0

100

200

Pwh

300

400

500

Pvos 1 Pvos 3

200

Profundidad [m]

800

900

1000 1100 1200

Pko ΔPs

Pvos 4

Dv1 Pp1

Pvo1 Gfm

400 500

700

Pvos 2

100

300

600

Pp2

Dv2

Pvo2

600 700

Pp3

Dv3

Pvo3

800 900

Dv4

Prof. Dpck - 60

1000

= 929m

Pvo4

Profundidad de la arena Productora

958,4 m

1100

Gradiente Dinámica de fluido Profundidad de la válvula tope Gradiente de gas en el anular a Pvos2 Profundidad válvula 2 Gradiente de gas en el anular a Pvos3 Profundidad válvula 3 Gradiente de fluido muerto

Gradiente de gas en el anular Gradiente de gas en el anular a Pvos1 Gradiente de fluido muerto Gradiente de gas en el anular a Pvos4 Gradiente de fluido muerto Profundidad del packer

Fuente: Elaboración propia para el Proyecto

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Página 136

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CAPÍTULO IV

La profundidad de la cuarta válvula (círculo rojo) llega a los 900 m. como la distancia del (DPack – 60´pies). Esa distancia no supera el espaciamiento minimo a los (300 pies). Por lo tanto será colocada la cuarta válvula a los 929 m. mencionados, sin la necesidad de reajustar el espaciamiento del resto de las demás válvula. g).- Registro de las presiones de gas en el anular y del fluido del pozo a nivel de cada mandril espaciado. CUADRO № 4.4 ESPACIAMIENTO DE LAS VÁLVULAS № de válvulas 1 2 3 4

Profundidad (metros) 292 543 746 929

Profundidad (pies) 958 1781 2446 3048

Ppi (psi) 108 164 218 242

Pvoi (psi) 491 479 465 447

Fuente: Elaboración propia en base a hoja de cálculo de Excel

4.2.1.2.

SELECCIÓN Y CALIBRACIÓN DE LAS VÁLVULAS

Se procede de la siguiente manera: a).- Determinación del aporte o no aporte de fluido por parte del yacimiento.

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 137

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CAPÍTULO IV

GRÁFICO № 4.7 VERIFICACIÓN DE APORTE DE FLUIDO

Diseño de Válvulas de Gas Lift Presión [psi] 0 0

100

200

300

Pwh

400

Pvos 1

500

Pvos 3 200 300

Profundidad [m]

800

900

1000 1100 1200

ΔPs

Pvos 4

Pp1

Dv1

Pvo1 Gfm

400 500

700

Pko

Pvos 2

100

600

Pp2

Dv2

Pvo2

600 700

Pp3

Dv3

Pvo3

800 900

Dv4

Prof. Dpck - 60´

1000

= 929m

Pvo4

Profundidad de la arena Productora 958,4 m

1100

Gradiente Dinámica de fluido Profundidad de la válvula tope Gradiente de gas en el anular a Pvos2 Profundidad válvula 2 Gradiente de gas en el anular a Pvos3 Profundidad válvula 3 Gradiente de fluido muerto

Gradiente de gas en el anular Gradiente de gas en el anular a Pvos1 Gradiente de fluido muerto Gradiente de gas en el anular a Pvos4 Gradiente de fluido muerto Profundidad del packer

Fuente: Elaboración propia para el Proyecto

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 138

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CAPÍTULO IV

Dado el caso anterior, la determinación del RGL grad.min se realiza en base a la tasa de producción deseada en el diseño (57 BPD). b).- Determinación del RGLgrad.min CUADRO № 4.5 RGLGRAD.MIN DE CADA VÁLVULA Nro. De válvula

Prof. (m)

Ppi (psi)

RGLgrad.min (pc/bbl)

1 2 3 4

292 543 746 929

108 164 218 242

100 100 100 100

Fuente: elaboración propia en base a hoja de cálculo de Excel

c).- Cálculo de las temperaturas de cada válvula.

𝑇𝑉 = 𝑇𝑤ℎ + 𝑇𝑉1 = 80°F +

(𝑇𝑤𝑓 − 𝑇𝑤ℎ ) 𝐿𝑇

∗𝐿

(105°𝐹−80°𝐹) 958 𝑝𝑖𝑒𝑠

𝑇𝑉2 = 80°F +

(105°𝐹−80°𝐹)

𝑇𝑉3 = 80°F +

(105°𝐹−80°𝐹)

𝑇𝑉4 = 80°F +

(105°𝐹−80°𝐹)

958 𝑝𝑖𝑒𝑠

958 𝑝𝑖𝑒𝑠

958 𝑝𝑖𝑒𝑠

Ec. (46)

∗ 292 𝑝𝑖𝑒𝑠 = 𝟖𝟖 𝑭º ∗ 543 𝑝𝑖𝑒𝑠 = 𝟗𝟒 𝑭º ∗ 746 𝑝𝑖𝑒𝑠 = 𝟗𝟗 𝑭º ∗ 929 𝑝𝑖𝑒𝑠 = 𝟏𝟎𝟒 𝑭º

Resultado de las temperaturas. CUADRO № 4.6 TEMPERATURAS DE LAS VÁLVULAS Nro. De válvula

Temperatura (ºF)

1 2 3 4

88 Fº 94 Fº 99 Fº 104 Fº

Fuente: elaboración propia en base a hoja de cálculo de Excel

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 139

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CAPÍTULO IV

d).- Cálculo del diámetro del orificio, dependiendo de los requerimientos de gas de cada válvula.

𝐴=

𝑄𝑔𝑎𝑠 ∗ √𝛾𝑔 ∗ (𝑇𝑉 + 460) 𝑝𝑝 2 𝐾 155,5 ∗ 𝑐𝑑 ∗ 𝑃𝑔 ∗√2 ∗ 𝑔 ∗ (𝐾−1) ∗ ⌈ ( 𝑝 )𝐾 𝑔

Para la válvula 1: Pp = 108 psi:

𝑝𝑝 𝐾+1 − (𝑝 ) 𝐾 𝑔

Ec. (32) ⌉

Pg = 491psi

Qgas = 100 Mpcd

100 𝑚𝑝𝑐𝑠𝑑 ∗ √0,65 ∗ (88 º𝐹+460)

A1 =

155,5 ∗ 0,865 ∗ 491 𝑃𝑠𝑖 ∗ √2 ∗ 32,17

𝑝𝑖𝑒 𝑠𝑒𝑔2

∗ (

1,27 ) 1,27− 1

∗`⌈ (

2 108 𝑝𝑠𝑖 1,27 ) 491 𝑝𝑠𝑖

−(

108 𝑝𝑠𝑖 491 𝑝𝑠𝑖

1,27+1

) 1,27

⌉

A1 = 0,0038 pulg2

𝐷=√

4∗𝐴 𝜋

4 ∗ 0,038 𝑝𝑢𝑙𝑔.2

= √

31,461

= 0,069 𝑝𝑢𝑙𝑔

Ec. (34)

El diámetro obtenido se lo redondea al inmediato superior, tabulado por el fabricante, en 1

este caso 8 pulgadas (ver tabla 6.15 Anexo). Para la válvula 2: Pp = 164 psi;

Pg = 479 psi;

Qgas = 100 Mpcd

100 𝑚𝑝𝑐𝑠𝑑 ∗ √0,65 ∗ (94 º𝐹+460)

𝐴2 =

155,5 ∗ 0,865 ∗ 479 𝑃𝑠𝑖 ∗√2 ∗ 32,17

2 1,27+1 𝑝𝑖𝑒 1,27 164 𝑝𝑠𝑖 1,27 164 𝑝𝑠𝑖 1,27 ⌉ ∗( ) ∗ ⌈( ) −( ) 𝑠𝑒𝑔2 1,27 − 1 479 𝑝𝑠𝑖 479 𝑝𝑠𝑖

A2 = 0,0039 pulg2

𝐷=√

4∗𝐴 𝜋

4 ∗ 0,039 𝑝𝑢𝑙𝑔.2

= √

31,461

= 0,071 𝑝𝑢𝑙𝑔

El diámetro obtenido se lo redondea al inmediato superior, tabulado por el fabricante. 1

En este caso también es 8 pulg. Para la válvula 3: Pp = 218 psi; Victor Hugo Ortiz Quiroz

Pg = 464 psi;

Qgas = 100 Mpcd Página 140

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO IV

100 𝑚𝑝𝑐𝑠𝑑 ∗ √0,65 ∗ (99 º𝐹+460)

𝐴3 =

155,5 ∗ 0,865 ∗ 464 𝑃𝑠𝑖 ∗√2 ∗32,17

2 𝑝𝑖𝑒 1,27 218 𝑝𝑠𝑖 1,27 ∗( ) ∗ ⌈( ) 𝑠𝑒𝑔2 1,27 − 1 464 𝑝𝑠𝑖

−(

1,27+1 218 𝑝𝑠𝑖 1,27 ⌉ ) 464 𝑝𝑠𝑖

A3 = 0,0040 pulg2

𝐷=√

4∗𝐴 𝜋

4 ∗ 0,040 𝑝𝑢𝑙𝑔.2

= √

31,461

= 0,072 𝑝𝑢𝑙𝑔

El diámetro obtenido se lo redondea al inmediato superior, tabulado por el fabricante. En este caso también es

1 8

pulg.

Para la válvula 4: Pp = 242 psi;

Pg = 447 psi;

Qgas = 100 Mpcd

100 𝑚𝑝𝑐𝑠𝑑 ∗ √0,65 ∗ (104 º𝐹+460)

𝐴4 =

155,5 ∗ 0,865 ∗ 447 𝑃𝑠𝑖 ∗√2 ∗ 32,17

2 1,27+1 𝑝𝑖𝑒 1,27 242 𝑝𝑠𝑖 1,27 242 𝑝𝑠𝑖 1,27 ⌉ ∗( ) ∗ ⌈( ) −( ) 𝑠𝑒𝑔2 1,27 − 1 447 𝑝𝑠𝑖 447 𝑝𝑠𝑖

A3 = 0,0042 pulg2 4∗𝐴

𝐷=√

𝜋

4 ∗ 0,042 𝑝𝑢𝑙𝑔.2

= √

31,461

= 0,073 𝑝𝑢𝑙𝑔

El diámetro obtenido se lo redondea al inmediato superior, tabulado por el fabricante. En este caso también es

1 8

pulg.

e).- A partir de la tabla del fabricante se tiene: CUADRO № 4.7 VÁLVULAS SIN CALIBRAR Nro. de válvula 1 2 3 4

Prof. (m) 292 543 746 929

Ppi (psi) 108 164 218 242

Pgi (psi) 491 479 464 447

Temp. (ºF) 88 94 99 104

Qiny. (Mpcd) 100 100 100 100

OD (pulg) 1 1 1 1

Orificio (pulg) 1/8 1/8 1/8 1/8

R 0,043 0,043 0,043 0,043

Fuente: elaboración propia en base a hoja de cálculo de Excel

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 141

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

4.2.1.3.

CAPÍTULO IV

CALIBRACIÓN DE LAS VÁLVULAS

Se sigue el siguiente procedimiento (ya que la cuarta válvula, es una válvula de orificio, no necesita calibración, porque permanece abierto): a).- Cálculo de la presión de fuelle de las válvulas. Pbt = Pvo * (1- R) + Pt * R

Ec. (47)

Para la válvula 1:

Pbt = 491psi * (1 – 0,043) + 108 psi * 0,043 = 475 psi

Para la válvula 2:

Pbt = 479 psi * (1 – 0,043) + 164 psi * 0,043 = 465 psi

Para la válvula 3:

Pbt = 464 psi * (1 – 0,043) + 218 psi * 0,043 = 454 psi

Para la válvula 4:

Pbt = 447 psi * (1 – 0,043) + 242 psi * 0,043 = 439 psi

b).- Corrección de la presiones de fuelle, a causa de la temperatura el factor Ct. Se lo obtiene de la tabla Anexo Nº 6.16 Anexo. CUADRO № 4.8 CORRECCIÓN POR TEMPERATURA Nro. de válvula 1 2 3 4

Temp (Fº) 88 94 99 104

Pbt (psi) 475 465 454 439

Ct

Pbt@60 (ºF)

0,943 0,932 0,921 0,914

448 434 418 401

Fuente: elaboración propia en base a hoja de cálculo de Excel

c).- Obtención de la presión de calibración en taller (PTRO).

𝑃𝑇𝑅𝑂 =

𝑃𝑏𝑡@60°𝐹

Ec. (48)

1­𝑅 448

Para la válvula 1:

𝑃𝑇𝑅𝑂 = 1−0,043 = 𝟒𝟔𝟖 𝑷𝒔𝒊

Para la válvula 2:

𝑃𝑇𝑅𝑂 = 1−0,043 = 𝟒𝟓𝟑 𝑷𝒔𝒊

Victor Hugo Ortiz Quiroz

434

Página 142

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO IV

418

Para la válvula 3:

𝑃𝑇𝑅𝑂 = 1−𝑜,𝑜43 = 𝟒𝟑𝟕 𝑷𝒔𝒊

Para la válvula 4:

𝑃𝑇𝑅𝑂 = 1−0,043 = 𝟒𝟏𝟗 𝑷𝒔𝒊

401

4.3. PROPUESTA Acorde a las características que presenta el pozo TTR-2A, y a las condiciones del gas disponible de inyección de la planta de compresión de Tatarenda se propone la instalación de un sistema de gas Lift con las características siguientes: CUADRO № 4.9 DISEÑO DEL SISTEMA GAS LIFT Nro. V 1 2 3 4

Prof. (m) 292 543 746 929

Temp (Fº) 88 94 99 104

Qiny. (Mpcsd) 100 100 100 100

OD. (pulg) 1 1 1 1

Orificio Pbt. (pulg) (psi) 1/8 475 1/8 465 1/8 454 1/8 439

Pbt@60ºF PTRO (psi) (psi) 448 468 434 453 418 437 401 419

Fuente: elaboración propia en base a hoja de cálculo de Excel

Aplicando el sistema de Gas Lift propuesto, el pozo produce 52 Barriles por día.

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 143

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CAPÍTULO IV

FIGURA № 4.1 DICEÑO - ESTADO SUBSUPERFICIAL - CON GAS LIFT DISEÑO DEL ESTADO SUBSUPERFICIAL CON GAS LIFT POZO TTR-2A COMPAÑÍA: MATPETROL S.A. CAMPO: TATARENDA

POZO: TATARENDA-2A Fecha de Actualización: 01/05/17

Cañería, Tuberías, Varillas, Arreglo, Puentes, baleo y Tapones Arreglo de Producción con GL

ACCESORIOS (BHA)

Caño Guía Ø 13 3/8” Grado H-40 Peso 48 lbs/pie En 35 mt

1.- 4 Válvulas de gas lift. 2.- Camisa Modelo XO 2 3/8” EUE B-P @950.54 mts.

Cañería Intermedia Ø 9 5/8” Grado N-80 Peso 40lbs/pie En 534 mts

1 292m

Cañería Producción Ø 7” Grado J-55 Peso 20 lbs/pie En 915 mts Cañería de producción Ø 5” Grado N-80 Peso 15 lbs/pie De Sup. @ Zapato

543m

Tubería Ø 2 3/8” 8 RD – J55 4.7 lbs/pie 98 Piezas.

746m

4. - Packer de 5” 13-18 lb/ft M4-Weatherford . @952.87 mts. Sup @953, 64 mts. Inf. 5.-Niple cola (Pup joint 23/8” BRD; 8 ft) @954.41 mts. 6. WL Entry Guide, 2 3/8” BRD @956, 87 mts.

2 3 929m 4 5 6

973 – 975 m. Ymo. 995 – 997 m. Ymo. 996 – 999 m. Ymo.

3. - Niple XN 2 3/8” BRD “XN” @950.54 mts.

Restos Packer LW BOC 5” Invertido (1.4 mts). Filtro Hechizo 3 ½” x 2 3/8” (6.31 mts). Longitud Total en pesca (7.71 mts).

Boca de herramienta de pesca @1004.48mts

Prof. 1050 mts. T.C. en 1040 mts.

Fuente: Cia. MATPETROL “Informe final de pruebas de presión del pozo TTR-2A"

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 144

CAPÍTULO V ANÁLISIS BENEFICIO COSTO

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CAPÍTULO V

CAPÍTULO V ANÁLISIS BENEFICIO / COSTO 5.1.

INTRODUCCIÓN

Para el análisis de beneficio costo, se emplea el pronóstico de producción en la propuesta, en función a la declinación del pozo y el precio del barril de petróleo vigente en el mercado interno fijado por el D.S es de (27,11* $us por barril). LIFTING COST (COSTO DE PRODUCCIÓN) Estas

actividades

comprenden

la

extracción,

recolección,

Tratamiento,

almacenamiento, fiscalización y entrega del producto al sistema de transporte. Entre estas se encuentra, el mantenimiento de equipos de subsuelo y superficie, materiales y suministros que se consumen en las operaciones, consumo de energía, mano de obra, servicio de soporte, contribuciones y demás gastos necesario para mantener la producción del campo en los mayores niveles posibles. En Matpetrol se maneja un lifting cost de 10.5 $us de extracción de petróleo cuando el pozo está en producción por año, esto incluyendo el posterior tratamiento e inyección del agua de formación producida, en caso de haberla. 5.1.1.1.

ÍNDICE DE RENTABILIDAD ECONÓMICA

Las características económicas de un proyecto no se pueden definir con un índice solamente. Para definirlas es necesario un análisis detallado de los flujos de dinero. Mediante este análisis obtenemos una combinación de parámetros que dan una descripción más o menos completa de las características económicas de este proyecto. 5.1.1.2.

CÁLCULOS DE ÍNDICES DE RENTABILIDAD ECONÓMICA

Para obtener un resultado satisfactorio en la evaluación económica se tomó en cuenta los siguientes parámetros:

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 145

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CAPÍTULO V

Los ingresos que van a obtenerse durante un determinado periodo de tiempo, Para este caso aquel dinero que se obtendrá por la venta de petróleo producido. 5.1.1.3.

FLUJO DE EGRESOS

Es la suma del capital a invertirse durante un periodo de tiempo, para este caso son las sumas de los impuestos más el costo de mantenimiento y de operación. 5.1.1.4.

FLUJO DE DINERO NETO (CASH FLOW)

Para evaluar económicamente un proyecto se debe disponer del flujo de caja asociado con el mismo y es la diferencia entre los ingresos y egresos incrementales de cada caja para cada periodo del proyecto. 5.1.1.5.

VIDA ÚTIL DEL PROYECTO

Es el periodo de tiempo transcurrido (generalmente en años), desde la fecha de la primera inversión hasta el agotamiento de los ingresos generados por el proyecto. Para este caso se tomó en cuenta el caudal limite económico del campo esto quiere decir hasta cuanto es rentable producir. 5.1.1.6.

VALOR ACTUAL NETO (VAN)

Para un proyecto de inversión, no es otra cosa que su valor medido en dinero actual. El VAN tiene las siguientes características: 

Puede asumir valores positivos, ceros o negativos.



Depende de la tasa de interés del mercado.

Se recomienda cuando el VAN es mayor a cero, el proyecto es atractivo y económicamente rentable, caso contrario se descarta la inversión.

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 146

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5.1.1.7.

CAPÍTULO V

TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)

Se define como la tasa de descuento o actualización que produce un valor actual neto nulo del flujo de caja del proyecto. Además da una idea de la rentabilidad del proyecto. La empresa habitualmente fijará el retorno mínimo que un proyecto debe generar para ser económicamente atractivo para ella, este valor se denomina tasa de corte (TC). INVERSIÓN Es el dinero que se invierte en un proyecto para generar ganancias esta ganancia no debe ser mínima. La inversión para la relación de este proyecto es la siguiente: CUADRO № 5.1 COSTOS DE LOS EQUIPOS DE GAS LIFT LOCALIZACIÓN LIFTING COST EQUIPO DE SUBSUELO 1 Mandrill Para Gas Lift 2 Válvula de Gas Lift 3 Packer de 5" mecánico R3 4 Nipple asiento 2 3/8" XN 5.95 Piezas de tubería de 2 3/8" 8 5 RD 4.7 # / ft N-80 Instalación de arreglo de 6 Producción con Workover. Unidad de slickline para 7 Instalación de mandril. Movilización y desmovilización de 8 equipo Workover y SLK

CANTIDAD

PRECIOS

COSTO TOTAL ($US)

$us 10,05 4 4 1 1 106

$us 2.850,00 $us 1.520,00 $us 6.520,00 $us 1.100,00

$us 11.400,00 $us 6.080,00 $us 6.520,00 $us 1.100,00

$us 10.450,00

$us 10.450,00

4 Dias de operación

$us 13.500,00

$us 54.000,00

1 Día

$us 2.000,00

$us 2.000,00

$us 3.000,00

$us 3.000,00

$us 6.000,00

$us 6.000,00

$us 5.000,00

$us 5.000,00

EQUIPOS DE SUPERFICIE 1 2

Accesorios de superficie (codos, válvulas de media vuelta, unión patente y cuplas). Válvulas neumáticas para cierre y Apertura.

Victor Hugo Ortiz Quiroz

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3 Pulmón de gas $us 2.300,00 Total 1 1 Compresor COSTO TOTAL DE IMPLEMENTACIÓN COSTO DEL PROYECTO SOLO PARA EL POZO TTR-2A.

CAPÍTULO V

$us 2.300,00 $us107.850,00 $us320.000,00 $us427.850,00 $us171.850,00

Datos: Matpetrol Fuente: Elaboración propia para el Proyecto basado en datos brindados por la Empresa Matpetrol

El costo de adquisición del compresor será distribuido en 5 pozos similares en características mecánicas y nivel de producción al pozo TTR-2A.

PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN

5.2.

Verificación de aporte de fluido: Se presenta el pronóstico de producción actual del pozo TTR-2A: GRÁFICO № 5.1 PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN SIN GAS LIFT

PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN SIN GAS LIFT

Caudal BPD

100,00

10,00 y = 26,827e-0,01x R² = 0,7367

1,00 0

50

100

150

200

250

Meses

Histórico de prod

Pronóstico de prod. Sin gas lift

Exponencial (Histórico de prod) Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a datos del pozo TTR-2A- del centro de registro de pruebas de información Matpetrol.

Victor Hugo Ortiz Quiroz

.

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CAPÍTULO V

PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN SIN GAS LIFT Se muestra el pronóstico de producción, basándonos en la declinación natural del pozo. TABLA № 5.1 PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN SIN GAS LIFT Año-Mes 2016 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. 2017 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Promedio Histórico de Petróleo (bbl/día)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

21,81 21,59 21,38 21,17 20,96 20,75 20,54 20,34 20,13 19,93 19,74 19,54

13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

19,34 19,15 18,96 18,77 18,59 18,40 18,22 18,04 17,86 17,68 17,50 22,00

Año-Mes 2018 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Promedio Histórico de Petróleo (bbl/día)

25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36

17,16 16,99 16,82 16,65 16,48 16,32 16,16 16,00 15,84 15,68 15,52 15,37

37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48

15,22 15,07 14,92 14,77 14,62 14,47 14,33 14,19 14,05 13,91 13,77 13,63

2019 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Año-Mes 2020 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Promedio Histórico de Petróleo (bbl/día)

49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60

13,50 13,36 13,23 13,10 12,97 12,84 12,71 12,58 12,46 12,33 12,21 12,09

61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72

11,97 11,85 11,73 11,62 11,50 11,39 11,27 11,16 11,05 10,94 10,83 10,72

2021 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Año-Mes 2022 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Promedio Histórico de Petróleo (bbl/día)

73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84

10,62 10,51 10,41 10,30 10,20 10,10 10,00 9,90 9,80 9,70 9,61 9,51

85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96

9,42 9,32 9,23 9,14 9,05 8,96 8,87 8,78 8,69 8,61 8,52 8,44

2023 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Año-Mes 2024 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Promedio Histórico de Petróleo (bbl/día)

97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108

8,35 8,27 8,19 8,10 8,02 7,94 7,86 7,79 7,71 7,63 7,56 7,48

109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120

7,41 7,33 7,26 7,19 7,12 7,05 6,98 6,91 6,84 6,77 6,70 6,64

2025 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Año-Mes 2026 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Promedio Histórico de Petróleo (bbl/día)

121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132

6,57 6,50 6,44 6,38 6,31 6,25 6,19 6,13 6,06 6,00 5,94 5,88

133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144

5,83 5,77 5,71 5,65 5,60 5,54 5,49 5,43 5,38 5,32 5,27 5,22

2027 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Año-Mes 2028 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Promedio Histórico de Petróleo (bbl/día)

145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156

5,17 5,12 5,07 5,01 4,96 4,92 4,87 4,82 4,77 4,72 4,68 4,63

157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168

4,58 4,54 4,49 4,45 4,40 4,36 4,32 4,27 4,23 4,19 4,15 4,11

2029 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a datos del pozo TTR-2A

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 149

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO V

PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN CON GAS LIFT Se muestra el pronóstico de producción con inyección de gas. TABLA № 5.2 PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN CON GAS LIFT Promedio de Petróleo (bbl/día)

AñoMes 2016 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. 2017 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

51,20 50,41 49,64 48,87 48,12 47,38 46,65 45,94 45,23 44,53 43,85 43,17

13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

42,51 41,86 41,21 40,58 39,95 39,34 38,74 38,14 37,55 36,98 36,41 35,85

Promedio de Petróleo (bbl/día)

AñoMes 2018 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36

35,30 34,75 34,22 33,69 33,17 32,66 32,16 31,67 31,18 30,70 30,23 29,76

37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48

29,30 28,85 28,41 27,97 27,54 27,12 26,70 26,29 25,89 25,49 25,10 24,71

2019 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Promedio de Petróleo (bbl/día)

AñoMes 2020 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60

24,33 23,96 23,59 23,23 22,87 22,52 22,17 21,83 21,49 21,16 20,84 20,52

61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72

20,20 19,89 19,58 19,28 18,99 18,69 18,41 18,12 17,85 17,57 17,30 17,03

2021 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Promedio de Petróleo (bbl/día)

AñoMes 2022 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84

16,77 16,51 16,26 16,01 15,76 15,52 15,28 15,05 14,82 14,59 14,36 14,14

85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96

13,93 13,71 13,50 13,29 13,09 12,89 12,69 12,49 12,30 12,11 11,93 11,74

2023 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Año-Mes 2024 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Promedio de Petróleo (bbl/día)

97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108

11,56 11,38 11,21 11,04 10,87 10,70 10,54 10,37 10,21 10,06 9,90 9,75

109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120

9,60 9,45 9,31 9,16 9,02 8,88 8,75 8,61 8,48 8,35 8,22 8,09

2025 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Año-Mes 2026 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Promedio de Petróleo (bbl/día)

121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132

7,97 7,85 7,73 7,61 7,49 7,38 7,26 7,15 7,04 6,93 6,83 6,72

133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144

6,62 6,52 6,42 6,32 6,22 6,12 6,03 5,94 5,85 5,76 5,67 5,58

2027 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Año-Mes 2028 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Promedio de Petróleo (bbl/día)

145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156

5,49 5,41 5,33 5,24 5,16 5,08 5,01 4,93 4,85 4,78 4,71 4,63

157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168

5,49 5,41 5,33 5,24 5,16 5,08 5,01 4,93 4,85 4,78 4,71 4,63

2029 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a datos del pozo TTR-2A

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 150

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO V

GRÁFICO № 5.2 PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN CON GAS LIFT Se presenta el pronóstico de producción con gas lift:

PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN CON GAS LIFT

Caudal BPD

100,00

y = 25,946e-0,005x R² = 0,8074

10,00

1,00 0

50

100

Meses

150

200

250

Histórico de Prod.

Pronóstico de Prod. Sin Gas Lift

Pronóstico de Prod. Con Gas Lift

Exponencial (Histórico de Prod. )

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a datos del pozo TTR-2A del centro de registro de pruebas de información Matpetrol

INCREMENTO DE PRODUCCIÓN El incremento en la producción se obtiene, de la diferencia entre el pronóstico de producción sin Gas Lift, y el pronóstico de producción con Gas Lift. Se detalla el incremento mensual en la producción.

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 151

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

Sin gas lift (Bbl-mes)

Promedio Q.(bbl-día)

Sin gas lift (Bbl-mes)

Promedio Q.(bbl-día)

Sin gas lift (Bbl-mes)

Promedio Q.(bbl-día)

Sin gas lift (Bbl-mes)

523

49

13,50

412

73

10,62

324

97

8,35

255

121

6,57

200

145

5,17

158

16,99

518

50

13,36

408

74

10,51

321

98

8,27

252

122

6,50

198

146

5,12

156

Mar.

3

21,38

652

27

16,82

513

51

13,23

403

75

10,41

317

99

8,19

250

123

6,44

196

147

5,07

154

Abr.

4

21,17

646

28

16,65

508

52

13,10

399

76

10,30

314

100

8,10

247

124

6,38

194

148

5,01

153

May.

5

20,96

639

29

16,48

503

53

12,97

395

77

10,20

311

101

8,02

245

125

6,31

193

149

4,96

151

Jun.

6

20,75

633

30

16,32

498

54

12,84

392

78

10,10

308

102

7,94

242

126

6,25

191

150

4,92

150

Jul.

7

20,54

626

31

16,16

493

55

12,71

388

79

10,00

305

103

7,86

240

127

6,19

189

151

4,87

148

Ago.

8

20,34

620

32

16,00

488

56

12,58

384

80

9,90

302

104

7,79

237

128

6,13

187

152

4,82

147

Sep.

9

20,13

614

33

15,84

483

57

12,46

380

81

9,80

299

7,71

235

6,06

185

153

4,77

145

Oct.

10

19,93

608

34

15,68

478

58

12,33

376

82

9,70

296

106

7,63

233

130

6,00

183

154

4,72

144

Nov.

11

19,74

602

35

15,52

473

59

12,21

372

83

9,61

293

107

7,56

230

131

5,94

181

155

4,68

143

Dic.

12

19,54

596

36

15,37

469

60

12,09

369

84

9,51

290

108

7,48

228

132

5,88

179

156

4,63

141

Ene.

13

19,34

590

37

15,22

464

61

11,97

365

85

9,42

287

109

7,41

226

133

5,83

178

157

4,58

140

Feb.

14

19,15

584

38

15,07

459

62

11,85

361

86

9,32

284

110

7,33

224

134

5,77

176

158

4,54

138

Mar.

15

18,96

578

39

14,92

455

63

11,73

358

87

9,23

281

111

7,26

221

135

5,71

174

159

4,49

137

Abr.

16

18,77

573

40

14,77

450

64

11,62

354

88

9,14

279

112

7,19

219

136

5,65

172

160

4,45

136

May.

17

18,59

567

41

14,62

446

65

11,50

351

89

9,05

276

113

7,12

217

137

5,60

171

161

4,40

134

Jun.

18

18,40

561

42

14,47

441

66

11,39

347

90

8,96

273

114

7,05

215

138

5,54

169

162

4,36

133

Jul.

19

18,22

556

43

14,33

437

67

11,27

344

91

8,87

270

115

6,98

213

139

5,49

167

163

4,32

132

Ago.

20

18,04

550

44

14,19

433

68

11,16

340

92

8,78

268

116

6,91

211

140

5,43

166

164

4,27

130

Sep.

21

17,86

545

45

14,05

428

69

11,05

337

93

8,69

265

117

6,84

209

141

5,38

164

165

4,23

129

Oct.

22

17,68

539

46

13,91

424

70

10,94

334

94

8,61

262

118

6,77

206

142

5,32

162

166

4,19

128

Nov.

23

17,50

534

47

13,77

420

71

10,83

330

95

8,52

260

119

6,70

204

143

5,27

161

167

4,15

126

Dic.

24

22,00

671

48

13,63

416

72

10,72

327

96

8,44

257

6,64

202

5,22

159

168

4,11

125

Ene.

169

4,06

124

Feb.

170

4,02

123

6848

5274

4678

4149

3680

105

3264

120

2895

129

2567

144

2277

2020

Fuente: Elaboración propia para el Proyecto en base a datos del Pozo TTR-2A

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 152

Promedio anual sin gas lift

Promedio Q.(bbl-día)

Año 2028 – 2029 2030 - 2031

Año 2022 - 2023

17,16

26

Promedio anual sin gas lift

Sin gas lift (Bbl-mes)

25

659

5947

Año 2026 - 2027

Promedio Q.(bbl-día)

665

21,59

Promedio anual sin gas lift

Año 2020 - 2021

21,81

2

7560

Año 2024 - 2025

Sin gas lift (Bbl-mes)

1

Feb.

Promedio anual sin gas lift

Promedio Q.(bbl-día)

Ene.

Promedio anual sin gas lift

Año 2018 - 2019

Promedio anual sin gas lift

Sin gas lift (Bbl-mes)

Promedio anual sin gas lift

INCREMENTO SIN GAS LIFT

Promedio Q.(bbl-día)

Año 2016 - 2017

TABLA № 5.3

CAPÍTULO V

1791

1589

247

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO V

con gas lift (Bbl-mes)

Año 2028 – 2029 -

Promedio Q.(bbl-día)

Con gas lift (Bbl-mes)

73

16,77

512

97

11,56

353

121

7,97

243

145

5,49

168

731

74

16,51

504

98

11,38

347

122

7,85

239

146

5,41

165

Mar.

3

49,64

1514

27

34,22

1044

51

23,59

719

75

16,26

496

99

11,21

342

123

7,73

236

147

5,33

162

Abr.

4

48,87

1491

28

33,69

1028

52

23,23

708

76

16,01

488

100

11,04

337

124

7,61

232

148

5,24

160

May.

5

48,12

1468

29

33,17

1012

53

22,87

697

77

15,76

481

101

10,87

331

125

7,49

228

149

5,16

158

Jun.

6

47,38

1445

30

32,66

996

54

22,52

687

78

15,52

473

102

10,70

326

126

7,38

225

150

5,08

155

Jul.

7

46,65

1423

31

32,16

981

55

22,17

676

79

15,28

466

103

10,54

321

127

7,26

222

151

5,01

153

Ago.

8

45,94

1401

32

31,67

966

56

21,83

666

80

15,05

459

104

10,37

316

128

7,15

218

152

4,93

150

Sep.

9

45,23

1379

33

31,18

951

57

21,49

656

81

14,82

452

105

10,21

312

129

7,04

215

153

4,85

148

Oct.

10

44,53

1358

34

30,70

936

58

21,16

645

82

14,59

445

106

10,06

307

130

6,93

211

154

4,78

146

Nov.

11

43,85

1337

35

30,23

922

59

20,84

636

83

14,36

438

107

9,90

302

131

6,83

208

155

4,71

144

Dic.

12

43,17

1317

36

29,76

908

60

20,52

626

84

14,14

431

108

9,75

297

132

6,72

205

156

4,63

141

Ene.

13

42,51

1297

37

29,30

894

61

20,20

616

85

13,93

425

109

9,60

293

133

6,62

202

157

5,49

139

Feb.

14

41,86

1277

38

28,85

880

62

19,89

607

86

13,71

418

110

9,45

288

134

6,52

199

158

5,41

137

Mar.

15

41,21

1257

39

28,41

867

63

19,58

597

87

13,50

412

111

9,31

284

135

6,42

196

159

5,33

135

Abr.

16

40,58

1238

40

27,97

853

64

19,28

588

88

13,29

405

112

9,16

279

136

6,32

193

160

5,24

133

May.

17

39,95

1219

41

27,54

840

65

18,99

579

89

13,09

399

113

9,02

275

137

6,22

190

161

5,16

131

Jun.

18

39,34

1200

42

27,12

827

66

18,69

570

90

12,89

393

114

8,88

271

138

6,12

187

162

5,08

129

Jul.

19

38,74

1181

43

26,70

814

67

18,41

561

91

12,69

387

115

8,75

267

139

6,03

184

163

5,01

127

Ago.

20

38,14

1163

44

26,29

802

68

18,12

553

92

12,49

381

116

8,61

263

140

5,94

181

164

4,93

125

Sep.

21

37,55

1145

45

25,89

790

69

17,85

544

93

12,30

375

117

8,48

259

141

5,85

178

165

4,85

123

Oct.

22

36,98

1128

46

25,49

777

70

17,57

536

94

12,11

369

118

8,35

255

142

5,76

176

166

4,78

121

Nov.

23

36,41

1110

47

25,10

765

71

17,30

528

95

11,93

364

119

8,22

251

143

5,67

173

167

4,71

119

Dic.

24

35,85

1093

48

24,71

754

72

17,03

520

96

11,74

358

8,09

247

5,58

170

4,63

117

17233

14308

11879

9863

8189

6799

5645

4687

120

3892

3231

144

2683

2227

168

Fuente: Elaboración propia para el Proyecto en base a datos del Pozo TTR-2A

Es con este incremento con él se calculan los ingresos, acorde al precio mencionado en las siguiente tabla.

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 153

Promedio anual con gas lift

Promedio Q.(bbl-día)

742

23,96

Promedio anual con gas lift

con gas lift (Bbl-mes)

24,33

50

Año 2026 - 2027

Promedio Q.(bbl-día)

49

1060

Promedio anual con gas lift

con gas lift (Bbl-mes)

1077

34,75

con gas lift (Bbl-mes)

Promedio Q.(bbl-día)

35,30

26

Promedio Q.(bbl-día)

Año 2020 - 2021

25

1538

Año 2024 - 2025

con gas lift (Bbl-mes)

1562

50,41

Promedio anual con gas lift

Promedio Q.(bbl-día)

51,20

2

Promedio anual con gas lift Año 2022 - 2023

Año 2018 - 2019

1

Feb.

Promedio anual con gas lift

con gas lift (Bbl-mes)

Ene.

Año 2016 - 2017

Promedio Q.(bbl-día)

Promedio anual con gas lift

TABLA № 5.4 INCREMENTO CON GAS LIFT

1849

1178

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO V

CÁLCULO DE LOS INGRESOS Se detalla el ingreso mensual de dinero. TABLA № 5.5 FLUJO DE CAJA - INGRESOS (SIN GAS LIFT) AÑOS

$us

COSTOS DE INVERSIÓN

0,00

ACTIVOS FIJOS

0,00

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

6285,09

5574,38

4944,03

4384,96

3889,11

3449,33

3059,28

2713,34

2406,52

2134,39

1893,03

1678,97

1489,11

1320,72

1171,38

INGRESOS

$us

$262.654,07

$232.953,27

$206.611,01

$183.247,53

$162.525,98

$144.147,61

$127.847,46

$113.390,53

$100.568,38

$89.196,15

$79.109,89

$70.164,18

$62.230,04

$55.193,10

$48.951,88

COSTOS DE OPERACIÓN

$us

$65.993,49

$58.530,97

$51.912,31

$46.042,09

$40.835,67

$36.217,99

$32.122,48

$28.490,08

$25.268,44

$22.411,09

$19.876,86

$17.629,19

$15.635,69

$13.867,61

$12.299,47

DEPRECIACIÓN

$us

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

IDH

$us

$84.049,30

$74.545,05

$66.115,52

$58.639,21

$52.008,31

$46.127,24

$36.284,97

$32.181,88

$28.542,77

$25.315,16

$22.452,54

$19.913,61

$17.661,79

$15.664,60

REGALÍAS DEP.

$us

$28.891,95

$25.624,86

$22.727,21

$20.157,23

$17.877,86

$15.856,24

$14.063,22

$12.472,96

$11.062,52

$9.811,58

$8.702,09

$7.718,06

$6.845,30

$6.071,24

$5.384,71

REGALÍAS DEP. NO PROD.

$us

$2.626,54

$2.329,53

$2.066,11

$1.832,48

$1.625,26

$1.441,48

$1.278,47

$1.133,91

$1.005,68

$891,96

$791,10

$701,64

$622,30

$551,93

TGN

$us

$15.759,24

$13.977,20

$12.396,66

$10.994,85

$9.751,56

$8.648,86

$7.670,85

$6.803,43

$6.034,10

$5.351,77

$4.746,59

$4.209,85

$3.733,80

$3.311,59

$2.937,11

EGRESOS

$us

$197.320,52

$175.007,61

$155.217,82

$137.665,86

$122.098,66

$108.291,80

$96.046,21

$85.185,35

$75.552,62

$67.009,17

$59.431,80

$52.711,28

$46.750,71

$41.464,16

$36.775,41

UTILIDAD GRAVABLE

$us

$65.333,55

$57.945,66

$51.393,19

$45.581,67

$40.427,32

$35.855,81

$31.801,25

$28.205,18

$25.015,75

$22.186,98

$19.678,09

$17.452,90

$15.479,33

$13.728,94

$12.176,47

IVA

$us

$8.493,36

$7.532,94

$6.681,11

$5.925,62

$5.255,55

$4.661,26

$4.134,16

$3.666,67

$3.252,05

$2.884,31

$2.558,15

$2.268,88

$2.012,31

$1.784,76

$1.582,94

IT

$us

$7.879,62

$6.988,60

$6.198,33

$5.497,43

$4.875,78

$4.324,43

$3.835,42

$3.401,72

$3.017,05

$2.675,88

$2.373,30

$2.104,93

$1.866,90

$1.655,79

$1.468,56

IU

$us

$12.240,14

$10.856,03

$9.628,44

$8.539,66

$7.574,00

$6.717,53

$5.957,92

$5.284,20

$4.686,66

$4.156,70

$3.686,66

$3.269,77

$2.900,03

$2.572,10

$2.281,24

TOTAL IMPUESTOS

$us

$28.613,13

$25.377,57

$22.507,88

$19.962,70

$17.705,33

$15.703,22

$13.927,50

$12.352,59

$10.955,76

$9.716,89

$8.618,11

$7.643,58

$6.779,24

$6.012,65

$5.332,74

UTILIDAD NETA CONTABLE

$us

$36.720,43

$32.568,10

$28.885,31

$25.618,97

51.706,28

$20.152,60

$17.873,75

$15.852,59

$14.059,99

$12.470,09

$11.059,98

$9.809,32

$8.700,09

$7.716,29

$6.843,73

DEPRECIACIÓN

$us

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

FLUJO DE FONDOS NETO

$0,00

$36.720,43

$32.568,10

$28.885,31

$25.618,97

$22.721,99

$20.152,60

$17.873,75

$15.852,59

$14.059,99

$12.470,09

$11.059,98

$9.809,32

$8.700,09

$7.716,29

TRR

13%

VAN

$147.070,83

TIR

$0,00

$0,00

IMPUESTOS $40.911,19

VALOR DE ACTIVOS V.

$489,52

$0,00

Fuente: Elaboración propia para el Proyecto en base a datos del Pozo TTR-2A

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 154

$0,00 $6.843,73

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO V

TABLA № 5.6 FLUJO DE CAJA - INGRESOS (CON GAS LIFT) $us

AÑOS COSTOS DE INVERSIÓN

$427.850,00

ACTIVOS FIJOS

$320.000,00

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

17232,60

14307,77

11879,36

9863,12

8189,09

6799,19

5645,18

4687,05

3891,53

3231,04

2682,64

2227,33

1849,29

1177,91

INGRESOS

$us

$984.153,70

$817.116,83

$678.430,53

$563.282,95

$467.678,96

$388.301,49

$322.396,48

$267.677,28

$222.245,38

$184.524,47

$153.205,79

$127.202,73

$105.613,06

$67.270,35

COSTOS DE OPERACIÓN

$us

$180.942,28

$150.231,60

$124.733,33

$103.562,79

$85.985,45

$71.391,45

$59.274,44

$49.214,00

$40.861,08

$33.925,88

$28.167,76

$23.386,95

$19.417,57

$12.368,04

DEPRECIACIÓN

$us

$6.400,00

$6.400,00

$6.400,00

$6.400,00

$6.400,00

$6.400,00

$6.400,00

$6.400,00

$6.400,00

$6.400,00

00.00

00.00

00.00

00.00

IDH

$us

$314.929,18

$261.477,38

$217.097,77

$180.250,54

$149.657,27

$124.256,48

$103.166,87

$85.656,73

$71.118,52

$59.047,83

$49.025,85

$40.704,87

$33.796,18

$21.526,51

REGALÍAS DEP.

$us

$108.256,91

$89.882,85

$74.627,36

$61.961,12

$51.444,69

$42.713,16

$35.463,61

$29.444,50

$24.446,99

$20.297,69

$16.852,64

$13.992,30

$11.617,44

$7.399,74

REGALÍAS DEP. NO PROD.

$us

$9.841,54

$8.171,17

$6.784,31

$5.632,83

$4.676,79

$3.883,01

$3.223,96

$2.676,77

$2.222,45

$1.845,24

$1.532,06

$1.272,03

$1.056,13

$672,70

TGN

$us

$59.049,22

$49.027,01

$40.705,83

$33.796,98

$28.060,74

$23.298,09

$19.343,79

$16.060,64

$13.334,72

$11.071,47

$9.192,35

$7.632,16

$6.336,78

$4.036,22

EGRESOS

$us

$679.419,13

$565.190,01

$470.348,59

$391.604,27

$326.224,93

$271.942,20

$226.872,67

$189.452,64

$158.383,77

$132.588,11

$104.770,66

$86.988,31

$72.224,10

$46.003,22

UTILIDAD GRAVABLE

$us

$304.734,56

$251.926,81

$208.081,93

$171.678,68

$141.454,03

$116.359,30

$95.523,80

$78.224,64

$63.861,61

$51.936,36

$48.435,14

$40.214,41

$33.388,97

$21.267,14

IVA

$us

$39.615,49

$32.750,49

$27.050,65

$22.318,23

$18.389,02

$15.126,71

$12.418,09

$10.169,20

$8.302,01

$6.751,73

$6.296,57

$5.227,87

$4.340,57

$2.764,73

IT

$us

$29.524,61

$24.513,50

$20.352,92

$16.898,49

$14.030,37

$11.649,04

$9.671,89

$8.030,32

$6.667,36

$5.535,73

$4.596,17

$3.816,08

$3.168,39

$2.018,11

IU

$us

$58.898,62

$48.665,71

$40.169,59

$33.115,49

$27.258,66

$22.395,89

$18.358,45

$15.006,28

$12.223,06

$9.912,22

$9.385,60

$7.792,61

$6.470,00

$4.121,07

TOTAL IMPUESTOS

$us

$128.038,72

$105.929,70

$87.573,16

$72.332,21

$59.678,05

$49.171,64

$40.448,44

$33.205,80

$27.192,43

$22.199,68

$20.278,34

$16.836,57

$13.978,96

$8.903,91

UTILIDAD NETA CONTABLE

$us

$176.695,85

$145.997,12

$120.508,77

$99.346,48

$81.775,98

$67.187,66

$55.075,36

$45.018,84

$36.669,18

$29.736,67

$28.156,80

$23.377,84

$19.410,01

$12.363,22

$us

$6.400,00

$6.400,00

$6.400,00

$6.400,00

$6.400,00

$6.400,00

$6.400,00

$6.400,00

$6.400,00

$6.400,00

$0,00

$0,00

$0,00

$0,00

$176.695,85

$145.997,12

$120.508,77

$99.346,48

$81.775,98

$67.187,66

$55.075,36

$45.018,84

$36.669,18

$29.736,67

$28.156,80

$23.377,84

$19.410,01

$12.363,22

IMPUESTOS

VALOR DE ACTIVOS V. DEPRECIACIÓN FLUJO DE FONDOS NETO

-$171.850,00

TRR

13%

VAN

$360.305,69

TIR

85%

Fuente: Elaboración propia para el Proyecto en base a datos del Pozo TTR-2A.

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 155

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

5.2.4.1.

CAPÍTULO V

RESULTADO DEL FLUJO DE CAJA

El análisis económico del Gas Lift para el pozo Tatarenda-2A nos muestra que con una inversión total de 171.850,00 $us. Se obtuvieron buenos resultados comparativos de la TIR y el VAN. Donde los resultados se muestran en la tabla anterior Nº 5.6. De acuerdo a los resultados del flujo de caja se puede apreciar que el proyecto es rentable. Las ganancias netas que se percibirán con la aplicación del sistema de Gas Lift en el pozo Tatarenda-2A. Lo que hace que el proyecto tenga ganancias favorables para la empresa operadora tomando en cuenta que el pozo está por surgencia natural.

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 156

CAPÍTULO VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO VI

CAPÍTULO VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1.

CONCLUSIONES

1. Mediante el análisis nodal realizado para el pozo TTR-2A, se pudo determinar las condiciones óptimas para el funcionamiento del sistema de levantamiento artificial. 

Con los datos actuales de producción del pozo, 25 BPD y Pwf de 600 psi, mediante el método presentado por Vogel, se pudo construir la curva IPR para el reservorio y estimar su máximo potencial de producción de petróleo en 64 BPD.

2. Luego de realizar simulaciones con diferentes caudales de inyección de gas y para diferentes caudales de producción de petróleo, mediante la correlación de Dun & Ros para flujo multifásico, se determinó que el caudal óptimo de inyección de gas es de 75 Mpcsd para una máxima producción esperada del pozo de 53 BPD. 

Además, se realizó el dimensionamiento del sistema de Gas Lift Continuo, (ya que el pozo todavía produce con surgencia natural y el sistema de Gas Lift incrementará la producción del mismo), en cuanto a cantidad, posición y calibración de las válvulas de Gas Lift; en el que se determinó la necesidad de cuatro válvulas de Gas Lift, una operadora y tres de descarga.



Así también, se determinó una presión de inyección de gas para el sistema de 500 psi como mínimo, para garantizar de que el gas llegue a la válvula operadora con la presión de aproximadamente 100 psi a favor para ser perdida en el orificio de la válvula y así poder abrir la misma.

3. Se elaboró un pronóstico de producción sin el sistema Gas Lift, en el que se estimó un tiempo de drenado de aproximadamente 14 años, de acuerdo al ritmo de declinación, según el histórico de producción. Implementando el sistema de Gas Lift, el tiempo de drenado se reduce a 12.5 años, con una declinación más acelerada. Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 157

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO VI

4. Ambos casos se evaluaron económicamente, siendo los resultados los siguiente: SIN - GAS LIFT INDICADOR VAN TIR

RESULTADO 147.070,83 $us 0,00 %

CON - GAS LIFT INDICADOR VAN TIR

RESULTADO 360.305,69 $us 85 %

Siendo claramente más favorable y rentable económicamente el sistema de Gas Lift.

6.2.

RECOMENDACIONES

 Debido a que el análisis económico del proyecto es rentable y la necesidad de petróleo, se recomienda la instalación del sistema de Gas Lift a la mayor brevedad posible.  Debido a la declinación de presión del pozo TTR-2A, se recomienda ajustes al sistema según este vaya produciendo para tratar de que la declinación de la producción sea mínima.  Hacer un control periódico a todo el sistema de gas Lift sobre todo el compresor ya que es el corazón del campo y el funcionamiento adecuado de las válvulas ya que estas son la base de la inyección de gas a alta presión caso contrario cambiar las mismas.  Es muy importante que los operadores tengan la capacitación necesaria para operar el sistema de Gas Lift una vez implementado el sistema para no tener problemas a futuro.

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 158

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO VI

BIBLIOGRAFÍA SIMBOLOGÍA ANEXOS

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 159

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO VI

BIBLIOGRAFÍA  Brown, K. E and Beggs, H. D. The Technology of Artificial Lift Methods Vol. 2.  Producción del Petróleo Mediante Bombeo Neumático: Diseño y Operación. (OTIS ENGINEERING CORPORATION).  GAS LIFT DESIGN AND TECHNOLOGY- SCHLUMBERGER.  GUIDELINES TO GAS LIFT DESIGN AND CONTROL- KERMIT E. BROWN, Ph.D. Petroleum Engineering Department University of Texas.  CAMCO Gas Lift Manual de Herald W. Winkler, Sidney S. Smith. Heriot - Watt University - Production Technology II - Department of Petroleum Engineering.  Manual de Gas Lift Section Basic Gas Lift - TELEDYNE MERLA – TEXAS 1971.  Gas Lift of American Petroleum Institute.  Fundamentos de la Producción y Mantenimiento de Pozos Petroleros de R.E.W Nind.  Seminario de Gas Lift - IAPG – Junio 2005 – Neuquén.  Gas Lift desde el Punto de Vista Práctico (COMPROPET- Santa Cruz Bolivia Noviembre – 2005).  Optimización

de

la

Producción

Mediante

Análisis

Nodal

–

ESP

OIL

ENGINEERING CONSULTANTS INTERNATIONAL TRAINING GROUP.  Brown, Kermit E.: The Technology of Artificial Lift Methods Volume 4. Production Optimization of Oil and Gas Wells by Nodal* Systems Analysis, the Pen Well Publishing Co., Tulsa, Oklahoma.

Victor Hugo Ortiz Quiroz

Página 160

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN A TRAVÉS DE ANÁLISIS NODAL CON SISTEMA DE GAS LIFT APLICADO AL POZO TTR-2A

CAPÍTULO VI

CORRELACIONES PARA PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS Correlación de Standing para la razón de solubilidad.

𝑅𝑠 = 𝛾𝑔 ∗ ((

𝑃𝑦𝑎𝑐 + 1,4) ∗ 10(0,0125∗𝐴𝑃𝐼−0,00091∗𝑇𝑦𝑎𝑐) ) ^1,2048 18,2

Correlación de Standing para el factor volumétrico del petróleo.

𝐵𝑜 = 0,9759 + 0,00012 ∗ (𝑅𝑠 ∗ (

𝛾𝑔 0,5 ) + 1,25 ∗ 𝑇𝑒𝑚𝑝 )1,2 𝛾𝑜

Correlación de Standing para la densidad del petróleo. 𝜌𝑜 = 62,4 ∗ 𝛾𝑜 + 0,0136 ∗ 𝑅𝑠 ∗

𝛾𝑔 0,972

𝛾𝑔

+ 0,000147 ∗ 𝑅𝑠 ∗ ( 𝛾 )0,5 + 1,25 ∗ 𝑇𝑦𝑎𝑐 1,175 𝑜

Correlación de Beggs Robinson para la viscosidad del petróleo. 𝜇𝑜 = 10,75 ∗ (𝑅𝑠 + 100)^(−0,515) ∗ (10^(10^(3,0324 − 0,02023 ∗ 𝐴𝑃𝐼) ∗ 𝑇𝑦𝑎𝑐 ^(−1,163)) − 1)^(5,44 ∗ (𝑅𝑠 + 150)^(−0,338)) Ecuación del IGT para el factor de compresibilidad “Z”.

𝑍 = (1 + (344400 ∗ 𝑃𝑦𝑎𝑐 ∗ 101,785 ∗

𝛾𝑔 𝑇𝑦𝑎𝑐

+ 4603,825 )(−1)

Con esto se calcula el factor volumétrico del gas.

𝐵𝑔 = 0,028 ∗ 𝑍 ∗ (𝑇𝑦𝑎𝑐 + 460)/𝑃𝑦𝑎𝑐 Y la densidad del gas.

𝜌𝑔 = 𝑝𝑦𝑎𝑐 ∗ 𝛾𝑔 ∗ 𝜌𝑔 = 64 ∗ 0,74 ∗

28,97 𝑍

∗ (𝑇𝑦𝑎𝑐 + 460) ∗ 10,73 28,97

0,984∗(81+460)∗10,73

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= 0,241 𝐿𝑠/𝑝𝑖𝑒 3

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CAPÍTULO VI

SIMBOLOGÍA °API A At a´qo bur BPD Ct Cd d Dq d DV1 dt EK °F f f1 fm fo GL GLC GLI Gg Gg@ Gt Gfm Gs G Gfm h HL IPR ID IP In J Ko Kg K

= American Petróleo Institute. = Área Total Abierto al Flujo ft2 = Área seccional de la tubería. ft2 = Factor de turbulencia de flujo BPD = barriles por día. = Burbuja. = Barriles de petróleo Por Día. = Calibración de las válvulas en el Taller. = Coeficiente de descarga, adimensional. Cd = 0.865). = Diámetro interno de la tubería, pie. = Coeficiente de Turbulencia. = Diámetro interno de la tubería, pie. = Profundidad de la válvula superior o tope. = Diámetro Interno tubería, pulgadas. = Gradiente de Energía Cinético, adimensional Térmico. = Grados farinjei. = Factor de fricción adimensional. = Factor de fricción de Moody. = Factor de fricción de la mezcla multifásica, (Moody) adm. = Factor de fricción del Petróleo. = Gas Lift. = Gas Lift Continuo. = Gas Lift Intermitente. = Gradiente de presión de Gas. = Gradiente de Gas. = Gradiente térmico. Se usa el geotérmico general 0,015 ºF/ft. = Gradiente de fluido muerto. = Gravedad Especifica del Gas. = Gravedad, de la Aceleración 32.17 pie/seg2 = Gradiente del fluido muerto se encuentra en el pozo aprox.0, 45 psi/ft. = Espesor Neto de la Formación. Pies. = Escurrimiento de Líquido. Hold up del Líquido. = Inflow Performance Relationship, Curva de Productividad Reservorio. = Diámetro Interno pulg. = Índice de Productividad. = Longitud natural, a base. = Índice de productividad. = Permeabilidad efectiva al Petróleo. (Ko = Kro*K), adm. = Permeabilidad al Gas. = Permeabilidad absoluta.

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Kro Krg Kp LS Lm Log Lp New NL ND NLV NGV NLV NRe Nμ Op Pc Pcs Pr Pws Pwfs Pb Pyac Prof Pwf Pe Ps Psep Pwh Pwhdesc Pt Pod Pvc Pio Pvos1 Ppd Pg PK Pko PTRO Pd at@60ºF ql

CAPÍTULO VI

= Permeabilidad Relativa al petróleo (Kro = Ko/K), adm. = Permeabilidad Relativa al Gas. = Permeabilidad de la zona triturada, md = Liquido superficial. = Liquido de la mescla. = Longitud, Pulg. = Longitud del túnel cañoneado de la Perforación, pie. = Número de Weber. = Número de velocidad del Líquido. = Número de diámetro. = Número de Velocidad del Líquido. = Número Velocidad del Gas. = Número Velocidad del Líquido. = Número de Reynolds. = Número de viscosidad. = Apertura de la válvula en fondo. = Presión Critica. = Presión de cierre de la valvula en superficie. = Presión de Reducida. = Presión del yacimiento a nivel de las perforaciones. = Presión de fondo fluyente al nivel de las perforaciones. = Presión en el punto de burbuja. = Presión de yacimiento. = Profundidad. (Longitud. Tubing). = Presión de fondo fluyente. = Presión Estática. = Presión de la superficie, (lb/pg2). = Presión de Separación. = Presión de Cabeza. = Presión en el cabezal durante la 1ra. Etapa de descarga. = Presión de tubería a profundidad de la válvula. = Presión de apertura. = Presión de Cierre de la válvula en la profundidad. = Presión de inyección en superficie. = Presión de apertura en superficie de la válvula 1. = Presión de Producción (aguas abajo) psi. = Presión de gas (aguas arriba) psi. = Profundidad del Packer. = Presión de arranque. = Presión de apertura de válvula en banco de prueba. = Presión de cierre de la válvula a 60ºF. = Caudal de producción líquido, b/d.

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Qmax qb qgas qo qgi qiny R RGP Rgl RGLt RGLf RS re rp rw S rc Sf So Sg Sw Ts Tc Tyac Twh Twf Tv TIR V VL Vp Vt Vo Vgd Vsg VsL Vm VAN Z μm μs μL

CAPÍTULO VI

= Caudal máximo de producción. = Caudal en el punto burbuja. = Flujo de gas, Mpcnd. = Caudal de Petróleo. bb/pd. = Caudal de gas de inyección Mpcnd. = Caudal de inyección de gas requerida, Mpcsd/d. = Relación entre el área de orificio y el área de fuelle. = Relación Gas Petróleo. = Relación Gas Líquido = al gradiente minimo. scf/stb. = Relación Gas-Líquido total, pcn /bn. = Relación Gas-Líquido de formación, pcn/bn. = Razón de solubilidad del Gas en el Petróleo. = Radio de drenaje, Pies. = Radio de túnel cañoneado, pulg. = Radio del Pozo, Pies. = Factor de daño físico, S>0 pozo con daño, S