tema de presentacion

1. 1.1 INTRODUCCIÓN
En la producción de hidrocarburos en un campo petrolero se van aplicando una serie
de métodos de recuperación para poder mantener, mejorar o incrementar la
productividad y el tiempo de vida del yacimiento de manera que la explotación sea
eficiente, durante el mayor tiempo posible.
Una de las herramientas muy útiles y poderosas en la industria petrolera para
predecir comportamientos son los simuladores. Estas herramientas tienen como
función representar todos los aspectos del yacimiento y de los pozos. Para realizar
pronósticos, planificaciones, análisis económicos, optimizaciones,etc.
El gas lift es un método de levantamiento artificial para producir hidrocarburos
después que el flujo natural ya no sea capaz de levantar el fluido, para lo cual se
utiliza gas a alta presión para desplazar el fluido desde el punto de inyección en el
subsuelo hasta la superficie, su fundamento básico es el de disminuir la viscosidad
del hidrocarburo que se encuentra en la tubería de producción al disolver el gas en
el líquido existente, aumenta la relación gas líquido.
El pozo HSR-4 estuvo produciendo durante 20 años por surgencia natural durante
todo ese tiempo fue disminuyendo la presión de reservorio lo cual hizo que los
caudales decayeran año tras año, hasta que llego a un punto donde la energía del
pozo no era suficiente para levantar el líquido hasta superficie por ese motivo se
implementó el levantamiento artificial por gas continuo, a principio fue efectivo el
método pero los caudales fueron decayendo rápidamente debido al mal manejo del
método anterior empleado, bajas presiones y producción de agua en el pozo,
obteniendo un caudal de producción actual del pozo de 24 Bbl/D.

2. 1.2 ANTECEDENTES
1.2.1 ANTECEDENTES GENERALES
El método de levantamiento por gas lift artificial se aplica desde 1846 cuando se
instaló por primera vez para experimentar la inyección de gas en Estados Unidos
para pozos de poca profundidad productores de crudos livianos y de densidad
mediana con el objeto de alivianar las columnas hidrostáticas para facilitar la
circulación del petróleo hasta superficie en pozos que dejaron de fluir en forma
natural.
En esta etapa se utilizaba tuberías galvanizadas que tenían resultados poco
satisfactorios produciendo de 10 a 15 BPD con periodos cortos de duración del
método.
En 1936 se aplica en el campo Burkburneet de taxas como un método de aplicación
en la ingeniería petrolera la inyección de gas con mayores volúmenes y presiones
altas y con uso de equipos diseñados para inyectar gas proveniente unos casos de
las plantas de compresión de gas instalados en los campos para uso de gas lift,
posteriormente mejorado la aplicación con el uso de baterías de compresoras,
válvulas, de chokes de control de inyección y válvulas de gas lift que son instalados
como parte componente de la columna de producción para abarcar profundidades
de hasta 2500 metros en pozos productores de crudos con densidades medianas y
bajas y fue aplicado en el campo Two frends ubicado en Texas estados unidos como
también en el campo Cantarell ubicado en México.

3. 1.2.2 ANTECEDENTES ESPECIFICOS
El Campo Humberto Suárez Roca fue descubierto en 1982 con la perforación del
pozo HSRX1 por la empresa YPFB y posteriormente adjudicado a YPFB Chaco
S.A, en abril de 1998, y con la finalidad de optimizar la producción, pero debido a
problemas de índole operativa y los pobres caudales de producción el campo fue
cerrado. En mayo del 2003 se habilitó nuevamente el campo, con producción
asistido con el sistema de levantamiento artificial por bombeo hidráulico,
previamente se cambió el diseño de las bombas y el fluido motriz de petróleo por
agua.
En el campo se han perforado 11 pozos, de los cuales 3 resultaron secos. Los pozos
fueron terminados con arreglo simple, a excepción del pozo HSR-4 que fue
terminado en los reservorios Piray con Línea Corta cerrado posteriormente por
caudal no comercial y Sara la Línea Larga. Inicialmente se explotó mediante
agotamiento natural; sin embargo, a partir de 1999 la producción de este campo se
realiza mediante levantamiento artificial con agua (bombeo hidráulico) y con gas
(gas lift) como fluido motriz, el campo actualmente cuenta con dos sistemas de
levantamiento artificial. El HSR-1, produce asistido por inyección de agua y los
pozos HSR-4 y HSR-5 por el sistema de gas lift continuo. El reservorio productor
es la arenisca Sara, perteneciente a los niveles arenosos de la Formación El Carmen
del Sistema Silúrico. El reservorio Sara es un yacimiento sub saturado, donde el
mecanismo de empuje es la expansión de fluidos.
La sucesión litológica se inicia en formaciones del Sistema Terciario, continúan
sedimentos Cretácicas, (en esta zona están ausentes las rocas del Sistema
Carbonífero), e inmediatamente se encuentran sedimentos del Sistema Devónico,
donde se alojan los reservorios Piray y Sara productores de petróleo.

4. 1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
La declinación de la presión es un factor por el cual pasa todo pozo a través del
trascurso de su vida útil, creando una bajada de su presión natural, disminuyendo el
caudal de producción
La producción de agua en el pozo HSR-4 es problema ocasionado por la caída de
presión, ya que el agua va ocupando todos los espacios vacíos y impide que el crudo
siga el recorrido hasta la tubería de producción.
El Factor de recuperación secundario casi al límite de hidrocarburos que solía
recuperarse con este método bajo, la cual podría llevar a la disminución de los
ingresos económicos.

5. 1.4 IDENTIFICACION DEL PROBLEMA
El problema de la declinación de la producción en el pozo HSR-4 es debido a la
madurez, causando una bajada de producción de líquidos en el pozo a pesar de que
este cuente con volúmenes considerables de hidrocarburos líquidos recuperables.
1.5 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
¿Será posible que a través de la ingeniería básica por gas lift intermitente en el pozo
HSR-4 podremos incrementar la producción de líquidos?

6. 1.6 ARBOL DE PROBLEMAS:
Fuente: Elaboración propia
BAJA PRODUCCION DE
PETROLEO EN EL POZO HSR-4
REDUCCION
DE LA VIDA
UTIL DEL
POZO
DECREMENTO
DE LOS
INGRESOS
ECONÓMICOS
CIERRE
PREMATURO
DEL POZO
PRODUCCION
AGUA
DECLINACION
DE LA PRESION
DEBIDO A LA
LARGA VIDA
UTIL DEL POZO
FACTOR DE
RECUPERACION
SECUNDARIO
CASI AL LÍMITE
EFECTO
CAUSAS
PROBLEMA

7. 1.7 OBJETIVOS
1.7.1 Objetivo General
Realizar un diseño mediante la ingeniería básica por gas lift intermitente en el pozo
HSR-4 para incrementar la producción de petróleo.
1.7.2 Objetivos Específicos
• Identificar las características del campo HSR y del pozo HSR-4.
• Evaluar el sistema de levantamiento artificial por gas lift.
• Realizar un diagnóstico del diseño conceptual actual.
• Determinar el tipo de gas lift intermitente y establecer la profundidad de las
válvulas, cuantificar y regular la inyección de gas.
• Simular mediante el software “PROSPER” la inyección de gas y la
productividad del pozo HSR-4.
• Realizar un análisis económico del presente método.

8. TABLA 1 : OBJETIVOS ESPECÍFICOS Y ACCIONES
Identificar las características del
campo HSR y del pozo HSR-4.
Realizar un estudio de la ubicación geográfica del
pozo.
Describir aspectos geológicos del campo.
Evaluar el historial de producción del pozo HSR-4.
Evaluar el sistema
de levantamiento artificial
por gas lift.
Determinar las características de gas lift.
Identificar los métodos de gas lift y los tipos de
válvulas de inyección.
Diferenciar gas lift continuo de gas lift intermitente.
Realizar un diagnóstico del diseño
conceptual actual.
Determinar el diagrama de ubicación de las válvulas.
Analizar la tasa de inyección de gas.
Realizar el estudio del arreglo de producción y de los
datos petrofísicos.
Determinar el tipo de gas lift
intermitente, establecer la
profundidad de las válvulas,
cuantificar y regular la inyección
de gas.
Realizar los cálculos de las diferentes técnicas de gas
lift intermitente.
Definir los caudales de inyección y producción con
válvulas balanceadas y desbalanceadas.
Elaborar el nuevo arreglo de pozo con las
especificaciones del diseño calculado.
Simular mediante el software
PROSPER del diseño de gas lift
Realizar las simulaciones de las técnicas a utilizar.
Determinar los caudales de producción.

9. intermitente y la productividad del
pozo HSR-4.
Comparar los datos obtenidos del diseño con los
resultados de la simulación y definir la técnica
utilizar.
Fuente: elaboración propia

10. 1.8ALCANCE
1.8.1 Alcance Temático
El presente trabajo al tener relación con las siguientes áreas de especialidad:
Geología, Producción Petrolera e Ingeniería de Reservorios, se encuentra dentro del
upstream en el período de explotación del campo.
1.8.2 Alcance Geográfico
El presente trabajo será aplicado en el departamento de Santa Cruz en la provincia
Santa Rosa del Sara, específicamente en el Campo HSR.
1.8.3 Alcance Temporal
La elaboración del proyecto se llevará a cabo a partir del mes de enero de 2018,
concluyendo el mismo en el mes de noviembre del 2018. En total serán 11 meses
en los que se desarrollará todos los capítulos del proyecto.

11. 1.9 JUSTIFICACIÓN
1.9.1 Justificación Técnica
El presente estudio ayudara a desarrollar el conocimiento técnico en el área de
recuperación de hidrocarburos mediante el método de recuperación artificial por
gas lift, que nos ayudaran a calcular ,predecir y comparar los nuevos resultados de
la producción de pozos petroleros, el conocimiento en esta área será de mucho
beneficio para otros campos petroleros que representan este problema, ya que con
este método se podrá remediar el problema de la declinación de hidrocarburos
llegando a un resultado favorable en el incremento de producción de hidrocarburos.
1.9.2 Justificación Económica
El hecho de recuperar mayores volúmenes de petróleo principalmente, por ser el
gas asociado, y aumentar el tiempo de vida útil del campo, permitirá obtener
mayores ingresos por pozo, por concepto de recaudaciones relacionadas a regalías,
como ingresos para el país.