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GESTIÓN DE SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL, COMO ESTRATEGIA DE DESARROLLO DE CAMPOS MADUROS Clemente Marcelo Hirschfeldt Fernando Bertomeu OilProduction Oil & Gas Consulting Argentina – Colombia - México 1 23 al 24 de Julio de 2014. Buenos Aires. Argentina
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GESTIÓN DE SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL,
COMO ESTRATEGIA DE DESARROLLO DE CAMPOS
MADUROS
Clemente Marcelo Hirschfeldt
Fernando Bertomeu
OilProduction Oil & Gas Consulting
Argentina – Colombia - México
1
23 al 24 de Julio de 2014. Buenos Aires. Argentina
AGENDA
Caracterización y clasificación de campos maduros
La Cuenca del Golfo San Jorge (CGSJ) como ejemplo de
campos maduros
Ciclo de Gestión de los SLA: Actividades ,participantes y
criterios de selección
Adquisición de equipos
Toma de información y evaluación de desempeño de los
SLA
Seguimiento de fallas e inspección
Nuevas tecnologías: como asegurar el éxito
Aplicación de los SLA en CGSJ
Conclusiones2
Campos MadurosCaracterización y clasificación
3
CARACTERÍSTICAS DE CAMPOS MADUROS
Madurez en Función de la declinación.
Alta población de pozos de baja producción.
Alta población de Sistemas de Levantamiento Artificial
Implementación avanzada de proyectos de recuperación
secundaria (incremento en caudal de inyección y
profundidad de desarrollo)
Crudos de menor calidad
Aumento de la producción de agua con composiciones complejas.
Costos de producción incrementales
Problemas con integridad de instalaciones de subsuelo y superficie
4
DESAFÍOS DE LOS CAMPOS MADUROS
Aumento de costos de producción
Desafíos humanos son mayores que los desafíos tecnológicos
Condiciones cambiantes de pozos
Equipos sensibles a la calidad de fluidos y/o antigüedad.
Financieros, baja rentabilidad.
5
CICLO DE VIDA DE UN CAMPO – DEFINICIÓN CLÁSICA
Campo en
desarrolloCampo Maduro Campo Marginal
Grado de explotación
20 % 40 % 100 %
6
DINÁMICA DE DESARROLLO EN CAMPOS MADUROS DE ARGENTINA
Tiempo
Inyección de agua
Bruta
Petróleo
7
COSTO DE PRODUCCIÓN VS % DE AGUA PRODUCIDO
Reference: SPE 69559 (2001) Forecast Techniques for Lifting Cost in Gas and Oil Onshore
Fields - Ricardo E. Martínez-Perez Companc8
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TIEMPO
Evolución de la Producción por Recuperación Secundaria
PILOTOS Proyecto A Proyecto B Proyecto C Pozos In-Fill
DINÁMICA DE DESARROLLO EN CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE
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DINÁMICA DE DESARROLLO EN CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE
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TIEMPO
Evolución de la Producción en Yacimientos Maduros - CGSJ
BASICA PILOTOS Proyecto A Proyecto B Proyecto C INFILL
10
La Cuenca del Golfo San JorgeComo ejemplo de campos maduros
11
Peru
Localizada en la Patagonia Argentina
Primer pozo productor perforado
en Comodoro Rivadavia en1907
28 MM acre
DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE LOS SLA EN LA CGSJ
39,000 pozos perforados desde los inicios de explotación
13
13,532 pozos en extracción efectiva con SLA( May 2014)
530.046
492.509
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Producción de Petróleo y Agua Cuenca del Golfo San Jorge - Marzo 2014
Inyección de agua
Bruta (Agua+ Petróleo)
Producción de Petróleo
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Fuente: Secretaria de Energía
530.046
13.568
8.000
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17.000
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250.000
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Producción Bruta (Petróleo y Agua) vs Pozos en extracción efectiva
Cuenca del Golfo San Jorge (a Marzo 2014)
Bruta (Agua+ Petróleo)
Pozos ExtracciónEfectiva
15
Fuente: Secretaria de Energía
30%
32%
34%
36%
38%
40%
42%
44%
46%
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aEvolución del % de Agua y producción de petróleo por Recuperación
Secundaria
16
Fuente: Secretaria de Energía
ESCENARIOS POSIBLES PARA LOS SLA BASADOS EN CASOS REALES DE CGSJ
#1 - Campos Marginales sin posibilidad de implementacion de
un proyecto de Recuperacion Secundaria
#2 - Campos afectados a proyectos de Recuperación
Secundaria en forma incremental y desarrollo de primaria
#3 - Campos afectados proyectos de Recuperación Secundaría
al límite máximo de implementación
#4 - Campos afectados a Recuperación Mejorada y con
redistribución del agua de Inyección
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Pozo tipo de campo marginal
EJEMPLO #1 – CAMPO MARGINAL
BRUTA NETA
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EJEMPLO #2
BRUTA INYECCIÓN NETA
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95 % de agua 61 % de oil p/RecSec 500 pozos
Fuente: Secretaria de Energía
EJEMPLO #3
0
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1.000
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1.400
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36.000
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BRUTA INYECCIÓN NETA
20
98% de agua 69 % de oil p/RecSec 240 pozos
Fuente: Secretaria de Energía
EJEMPLO #4
0
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1.500
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2.500
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BRUTA INYECCIÓN NETA
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96% de agua 76 % de oil p/RecSec 488 pozos
Fuente: Secretaria de Energía
Ciclo de la gestión de los SLAActividades ,participantes y criterios de selección
22
CICLO EN LA GESTIÓN DE LOS SLA
Reservorio Pozo EntornoDisponibilidad de
SAEEconómicos
ANALISIS
Parámetros operativos
Ensayo de pozos
DISEÑO Y
SELECCIÓN
ADQUISICION
INTERVENCION
A POZOS
SURVEILLANCE
OPERACION
INSTALACION PULLING
INSPECCION Y
ENSAYO
FALLA
SUBSUELOOPTIMIZACION
Cambio en las
condiciones de
operación
23
CICLO DE GESTIÓN INTEGRAL DE LOS SLA
Yacimiento Pozo Entorno DisponibilidadEconómico
s
Consideraciones Iniciales - Selección y Diseño de SAE
Dinamometría
Intervenciones Equip.
Ensayo de pozos
Análisis de fluidos
Estadísticas & Indicadores
Costos
Información AdquiridaANALISIS
SELECCION
DISEÑO
ADQUISICION
INSTALACION / PULLING
OPERACIÓN & MANTENIMIENTO
ANALISIS INICIAL
OPTIMIZACION
24
PARTICIPANTES DEL CICLO DE GESTION DE SLA
25
Sistemas de Levantamiento ArtificialCriterios de selección y modelo de Gestión
26
RESPUESTA
¿ Cual es el mejor Sistema de levantamiento Artificial
para mi campo?
PREGUNTA CLÁSICA
Un campo puede requerir mas de un tipo de SLA, y a
su vez ser distinto a lo largo de la vida del campo.
27
CRITERIOS DE SELECCIÓN DE SLAY MODELO DE GESTIÓN
Límite mecánico
Ventajas, desventajas y restricciones
Selección a través de programas expertos.
CRITERIOS CLASICOS
+TIEMPO
+LECCIONES APRENDIDAS
SELECCIÓN BASADA EN LA EXPERIENCA
INTEGRADA (OPERADORA + SERVICIO)
BENEFICIO
SOSTENIBLE
28
CONSIDERACIONES PARA EL ANÁLSIS, SELECCIÓN Y DISEÑO
IPR
Fluidos
Gas
Arena
Corrosión
PVT
Temperatura
RESERVORIO POZO OTRO
Flexibilidad
Confiabilidad
Disponibilidad y tipo de energía
Eficiencia energética
Disponibilidad de productos y servicios
Know-how
Locación
Geometría
Diámetro
Trayectoria
Terminación
Inversión inicial
Costo operativo
Costo de los servicios
Valor de recuperoEco
nom
icos
ASP
EC
TO
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ÉC
NIC
OS
29
ALS – ANALYSIS, SELECTION & DESIGN
Ingeniería de producción / Operaciones de Producción
Ingeniería de Reservorios (Desarrollo de Reservas)
Ingeniería de Perforación
Datos presentes productividad (IPR)
Datos futuros de producción (Pronóstico de producción / IPR futura)
Conocimiento acerca del mercado de SLA (empresas de servicio,
disponibilidad de servicios en la región)
QUIENES DEBERIAN PARTICIPAR
QUE INFORMACIÓN SE NECESITA
SLA – ANÁLSIS, SELECCIÓN Y DISEÑO
30
Well performance
Caracterización de fluidos y reservorios (modelado dinámico)
Conceptos de termodinámica, mecánica, electricidad y dinámica de fluidos (entre otros)
Principio de funcionamiento y límites mecánicos de los SLA
HABILIDADES Y COMPETENCIAS REQUERIDAS
SLA – ANÁLSIS, SELECCIÓN Y DISEÑO
31
EJEMPLO DE MODELO DE GESTIÓN DE SLA
Referencia: Artificial Lift Management, sugestion of best practices an Recomendation. M.Hirschfeldt 2011.
Revista Ciencia y Tecnología. Ecopetrol-ICP32
Sistemas de Levantamiento ArtificialAdquisición de equipos
33
ADQUISICIÓN DE EQUIPAMIENTO
Ingeniería de Producción
Departamentos de suministros y contratos
QUIENES DEBERÍAN PARTICIPAR ?
POSIBLES MODELOS DE ADQUISICIÓN
Compra
Alquiler con opción a compra
Alquiler
34
ADQUISICIÓN DE EQUIPAMIENTO
“ El equipamiento de SLA debe adquirirse en función de las necesidades presentes y futuras
del campo“
“ Los contratos deben ajustarse a estos requisitos “
35
Toma de informaciónEvaluación de desempeño de los SLA
36
TOMA DE INFORMACIÓN Y MONITOREO
Invertir en la adquisición de datos, significa que tomaremos
decisiones con ellos, sino es un costo.
Existe tecnología para esto, pero muchas veces es difícil
justificarlo desde lo económico.
De todas formas, con o sin toma de información automatizada,
el factor humano es excluyente y se debe trabajar en la
calidad, veracidad y trazabilidad del dato.
Se requiere la validación de los datos de producción y
condiciones de operación con el fin de garantizar efectividad en
el análisis y toma de información.
37
EJEMPLO DE MONITOREO EN SISTEMA PCP
38
EJEMPLO DE MONITOREO EN SISTEMA ESP
39
EJEMPLO DE MONITOREO EN SISTEMA DE BOMBEO MECANICO
40
Seguimiento de fallas e inspecciónProcedimientos, análisis de fallas y seguimiento de indicadores de desempeño
41
INSPECCIÓN DE EQUIPAMIENTO Y ANÁLISIS DE FALLAS
Contar con procedimientos para la inspección y
evaluación de elementos de los SLA
Trazabilidad de los elementos de fondo y superficie
(Número de serie de bombas, de elementos de
bombas, origen y destino de varillas de bombeo y
tubería de producción)
Diseñar criterios de aceptación y descarte en
función del tipo de campo y sus antecedentes.
Llevar una base de datos de fallas, causa raíz ,
frecuencia y % de material descartado y recuperado
42
INSPECCIÓN DE EQUIPAMIENTO Y ANÁLISIS DE FALLAS
Se necesita una activa participación de los ingenieros
de producción y supervisores de producción en el
análisis de fallas e inspecciones de los elementos de
subsuelo
Identificar los pozos problemas en función de su
índice de fallas y sus causas raíces.
43
EJEMPLO DE INSPECCIÓN DE EQUIPOS PCP (IN-HOUSE)
CAPSA –Yacimiento Diadema44
EJEMPLO DE INSPECCIÓN DE EQUIPOS ESP
Fuente: GE45
CENTRO DE INSPECCIÓN – PEMEX POZA RICA
46
SEGUIMIENTO DE INDICADORES – FRECUENCIA DE INTERVENCIONES
47
Estadística de fallas en Varillas de bombeo - 11 meses de 2005
54% (32)
18% (11)
28% (17)Pines Cuerpos Cuplas
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0,020
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5
feb-0
5
mar-
05
abr-
05
may-
05
jun-0
5
jul-05
ago-0
5
sep-0
5
oct
-05
nov-
05
PIN 7/8"
0,011
0,011
0,000
0,010
0,020
0,030
0,040
0,050
0,060
0,070
0,080
0,090
0,100
0
1
2
3
4
5
ene-0
4
feb-0
4
mar-
04
abr-
04
may-
04
jun-0
4
jul-04
ago-0
4
sep-0
4
oct
-04
nov-
04
dic
-04
ene-0
5
feb-0
5
mar-
05
abr-
05
may-
05
jun-0
5
jul-05
ago-0
5
sep-0
5
oct
-05
nov-
05
CUPLAS 3/4"
50%
22%
28%
PINES 1"
7/8"
3/4"
53%
18%
29%
CUPLAS1"
7/8"
3/4"
73%
9%
18%CUERPOS
1"
7/8"
3/4"
0,015
0,025
0,000
0,020
0,040
0,060
0,080
0,100
0,120
0,140
0,160
0,180
0,200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
ene-0
4
feb-0
4
mar-
04
abr-
04
may-
04
jun-0
4
jul-04
ago-0
4
sep-0
4
oct
-04
nov-
04
dic
-04
ene-0
5
feb-0
5
mar-
05
abr-
05
may-
05
jun-0
5
jul-05
ago-0
5
sep-0
5
oct
-05
nov-
05
Pesca de cuerpos
0,022
0,021
0,000
0,010
0,020
0,030
0,040
0,050
0,060
0,070
0,080
0,090
0,100
0
1
2
3
4
5
ene-0
4
feb-0
4
mar-
04
abr-
04
may-
04
jun-0
4
jul-04
ago-0
4
sep-0
4
oct
-04
nov-
04
dic
-04
ene-0
5
feb-0
5
mar-
05
abr-
05
may-
05
jun-0
5
jul-05
ago-0
5
sep-0
5
oct
-05
nov-
05
Inte
rve
ncio
ne
s
CUPLAS 1" Intervenciones IPA- promedio 6 meses
0,048
0,025
0,000
0,010
0,020
0,030
0,040
0,050
0,060
0,070
0,080
0,090
0,100
0
1
2
3
4
5
ene-0
4
feb-0
4
mar-
04
abr-
04
may-
04
jun-0
4
jul-04
ago-0
4
sep-0
4
oct
-04
nov-
04
dic
-04
ene-0
5
feb-0
5
mar-
05
abr-
05
may-
05
jun-0
5
jul-05
ago-0
5
sep-0
5
oct
-05
nov-
05
PIN 3/4"
0,0190,014
0,000
0,010
0,020
0,030
0,040
0,050
0,060
0,070
0,080
0,090
0,100
0
1
2
3
4
5
ene-0
4
feb-0
4
mar-
04
abr-
04
may-
04
jun-0
4
jul-04
ago-0
4
sep-0
4
oct
-04
nov-
04
dic
-04
ene-0
5
feb-0
5
mar-
05
abr-
05
may-
05
jun-0
5
jul-05
ago-0
5
sep-0
5
oct
-05
nov-
05
CUPLAS 7/8"
0,008
0,021
0,000
0,010
0,020
0,030
0,040
0,050
0,060
0,070
0,080
0,090
0,100
0
1
2
3
4
5
ene-0
4
feb-0
4
mar-
04
abr-
04
may-
04
jun-0
4
jul-04
ago-0
4
sep-0
4
oct
-04
nov-
04
dic
-04
ene-0
5
feb-0
5
mar-
05
abr-
05
may-
05
jun-0
5
jul-05
ago-0
5
sep-0
5
oct
-05
nov-
05
Inte
rve
ncio
ne
s
CUERPOS 1" Intervenciones IPA- promedio 6 meses
0,0040,000
0,000
0,010
0,020
0,030
0,040
0,050
0,060
0,070
0,080
0,090
0,100
0
1
2
3
4
5
ene-0
4
feb-0
4
mar-
04
abr-
04
may-
04
jun-0
4
jul-04
ago-0
4
sep-0
4
oct
-04
nov-
04
dic
-04
ene-0
5
feb-0
5
mar-
05
abr-
05
may-
05
jun-0
5
jul-05
ago-0
5
sep-0
5
oct
-05
nov-
05
CUERPOS 7/8"
0,011
0,011
0,000
0,010
0,020
0,030
0,040
0,050
0,060
0,070
0,080
0,090
0,100
0
1
2
3
4
5
ene-0
4
feb-0
4
mar-
04
abr-
04
may-
04
jun-0
4
jul-04
ago-0
4
sep-0
4
oct
-04
nov-
04
dic
-04
ene-0
5
feb-0
5
mar-
05
abr-
05
may-
05
jun-0
5
jul-05
ago-0
5
sep-0
5
oct
-05
nov-
05
CUPLAS 3/4"
SEGUIMIENTO DE INDICADORES – FRECUENCIA DE INTERVENCIONES
48
BASE DE DATOS DE EVIDENCIAS
49
EJEMPLO – INSPECCIÓN DE TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN
29%
9%
3%1%
58%
Inspección de uniones de tbg 27/8"
Roscas engranadas
Corrosión
Golpes externos
Desgaste exterior
Aprobadas
40%
41%
9%
7%
1%
2%
Clasificación de tbgs 27/8"
Grado 2
Grado 3
Grado 4
Grado 5
Grado 6
Grado 7
50
EJEMPLO – SEGUIMIENTO DE CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOS
Densidad Pto Esc Parafinas Asfaltenos
Pozo ° API 25°C 50°C 75°C 90°C Pto Esc % %
#1 26 463 79 35 22 21 24,6 2,1
#2 26 687 80 35 24 21 31,1 3,8
#3 25 1.000 161 66 41 21 26,1 5,2
#4 28 832 77 34 23 20 21,4 1,4
#5 27 794 135 44 29 20 17,8 3
#6 25 671 109 37 24 18 13,8 4,5
#7 26 266 58 26 18 18 32,5 4
#8 24 12.550 1.358 355 205 18 23,2 14
#9 26 793 144 47 30 18 17,1 14,1
#10 27 1.220 95 39 27 17 5,2 0,5
#11 28 396 50 23 15 16 18,9 0,5
#12 25 403 84 32 22 16 33,9 1,5
#13 23 12.700 1.179 296 153 16 16,2 10
#14 23 1.558 283 86 49 16 10,8 19
#15 23 1.558 283 86 49 16 10,8 19
#16 21 4.600 506 57 25 15 14,1 13,2
#17 24 2.535 393 113 64 15 17,3 8,3
#18 23 3.210 518 170 105 14 20,9 10,1
#19 23 1.290 275 85 56 14 12,7 8,7
#20 21 7.060 989 234 137 13 19,2 3,9
Viscosidad cP
51
Como asegurar el éxito de las nuevas
tecnologías
52
POR QUE LAS NUEVAS TECNOLOGÍAS PUEDEN FRACASAR?
Falta de conocimiento de la tecnología por parte del operador
Falta de conocimiento de la tecnología por parte de la empresa de servicios
Falta de monitoreo y vigilancia
Delegación total de responsabilidades (falta de gobernabilidad de los procedimientos de evaluación de nuevas tecnologías)
Falta de compromiso
Falta de documentación de éxitos y fracasos
No hay información adecuada para elegir los pozos candidatos
Falta de infraestructura regional para soportar el producto/servicio
Servicios asociados muy caros
53
POR QUE LAS NUEVAS TECNOLOGÍAS PUEDEN FRACASAR?
Dos típicas expresiones
“este sistema aquí no funciona ”
“Esto ya lo probamos y no funcionó ”
54
Aplicación de los SLAen función de la historia productiva de los yacimientos. Ejemplo CGSJ - Argentina
55
DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE LOS SLAY CANTIDAD EN LA CGSJ
PCP (2,337) BME (11,159) ESP (1,664)
hidráulico (22)
pistoneo (836)
Gas Lift (35) Plunger lift (19)56
DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE LOS SLA EN LA CGSJ
Profundidad de pozos productores - mbbdp
57
Límite mecánico
Límite económico
Dinámica del desarrollo
Aspectos geográficos
Ventajas y Desventajas16,500 pozos productores representados
58
SLA EN CGSJ EN EXTRACCIÓN EFECTIVA
154,3
82,3
43,7
25,3
9,2 7,1 3,2 0,40
20
40
60
80
100
120
140
160
180
ESP BH-JP PCP BME otros + SN GL PL Pistoneo
M3/D
–P
O P
OZ
O
Producción Bruta por SLA – promedio por
pozo
59
Conversor TransmisiónMotor Bomba CaudalEnergía
Eléctrico de
Inducción /
Iman
permanente
Sello /
Protector
Ejes de
motor y
bomba
Etapas
(rotor e
impulsor)
ESP X X
X X X
PCPEléctrico / CI
/HidráulicoCabezal
Varillas de
bombeo
Estator y
RotorX
XX X
X restringido por temperatura
X restringido mecanicamente
BME Eléctrico / CIUnidad de
Bombeo
Varillas de
Bombeo
Pistón -
Barril
X XX
POWER TRANSMISSION AND MECHANICAL LIMITS
PRINCIPALES RESTRICCIONES MECÁNICAS DE LOS SLA
X
X
X X
X
X X
X
X
X compatibilidad con fluidos
60
SPE 124737 - Selection Criteria for Artificial Lift System Based on the Mechanical Limits: Case Study
of Golfo San Jorge Basin / Hirschfeldt / Ruiz
140-150 °C
61
Futuras aplicaciones de Nuevas tecnologías (bombas Slim y motores IP)
SPE 124737 - Selection Criteria for Artificial Lift System Based on the Mechanical Limits: Case Study
of Golfo San Jorge Basin / Hirschfeldt / Ruiz
140-150 °C
62
DISTRIBUCIÓN DE SLA EN CGSJ
125-135 ° C
SPE 124737 - Selection Criteria for Artificial Lift System Based on the Mechanical Limits: Case Study
of Golfo San Jorge Basin / Hirschfeldt / Ruiz
105-115 ° C
63
SPE 124737 - Selection Criteria for Artificial Lift System Based on the Mechanical Limits: Case Study
of Golfo San Jorge Basin / Hirschfeldt / Ruiz
64
1
10
100
1000
10000
bp
d
1
10
100
1000
10000
bp
d
Recuperación Secundaria (waterflooding)
Declinación 1° etapa 2° etapa
BME
ESP
Small pumping unit & pump size
Primaria
Increase pumping speed, pumping units & pump size
Increase pump size & depth setting
Inyección
de aguaOil +
water
Oil
Change ALS for ESP – Increase pumping speed & size
1
2
3 4
65
CONCLUSIONES
La gestión de SLA en el desarrollo de campos maduros requiere de especial atención en cada una de las etapas del proceso integral, con el fin de maximizar la vida del equipamiento, optimizar producción y costos asociados.
Este proceso es dinámico y multidisciplinario…los requerimiento de los pozos de hoy, no serán los mismos de mañana
Requiere compromiso, competencias técnicas y de gestión por parte de quienes participan del mismo.
El seguimiento de indicadores, así como estadísticas relacionadas a la vida útil, fallas y recupero/descarte de materiales es fundamental.
66
CONCLUSIONES
Las empresas de servicio deben ser flexibles para innovar y adaptar sus productos y servicios a las realidades de cada campo y compañía.
Se requiere gobernabilidad del proceso integral de gestión de SLA, estableciendo responsabilidades claras y capacidad en la toma de decisión.
Conformar equipos de trabajo entre empresas de servicio y operadoras es fundamental.
Las nuevas tecnologías deben ser evaluadas con compromiso, tanto por parte del proveedor como el cliente.
La responsabilidad de la gestión de los SLA no debe ser delegada.
67
AGRADECIMIENTOS
Un agradecimiento especial a colegas de la Cuenca del Golfo San Jorge que
colaboraron con su experiencia y opinión:
• Marcelo Teodoulou – Pan American Energy
• Alejandro Figueroa – ENAP-Sipetrol
• Federico Baieli – Tecpetrol
• Leoncio del Pozos
• Dante Fiorenzo – NOV
• Oscar Do Brito - NOV
Muchas Gracias
Clemente Marcelo Hirschfeldt [email protected]
Fernando Bertomeu [email protected]
OilProduction Oil & Gas Consulting
ARGENTINA – COLOMBIA - MEXICO
69
www.oilproduction.net www.noconvencionales.com www.op-ct.com
23 al 24 de Julio de 2014. Buenos Aires. Argentina
