CUESTIONARIO.

1.- ¿Conoce si en Bolivia se han implementado Sistemas de Levantamiento Artificial, en

especial Gas Lift y en que campos?

Actualmente existe en Bolivia campos antiguos que se encuentran en estado de producción por

recuperación primaria con ayuda de sistemas de levantamiento artificial, el bombeo más

utilizado en Bolivia es el Gas Lift, a continuación se muestra los campos y pozos que producen

actualmente con este tipo de bombeo y otros.

CAMPO NUMERO DE

POZOS POZOS

SISTEMA DE

LEVANTAMIENTO

TATARENDA 2

TTR-6, TTR-

11(cerrado)

Gas Lift

TATARENDA 1 TTR-24 Progesive Cavity Pumping

(PCP)

TATARENDA 1 TTR-7 Plunger Lift

COLPA 5

CLP-3,CLP-9, CLP-41,

CLP54L&C, CLP-55

Gas Lift

CARANDA 6 CAR:2-9-55-61-81-

1002LC Gas Lift

BERMEJO 3 7-10-34 Bombeo Mecánico

BERMEJO 1 2 Bombeo PCP

TORO 13 4-6-7-8-12-14-15-16-19-

24-29-31-39 Bombeo Mecánico

TORO 1 25 Bombeo PCP

SURUBI NO 3 SRB-NO-X1, SRB-NO-

X2, SRB-NO-3H Gas Lift

CAMBEITI 4

CBT-002, CBT-004,

CBT-008, CBT-

011(cerrado)

Gas Lift

SURUBI 11

SRB: A1, B2, C1, C3st,

C4, C5, C7-PTC, C8-

ST, D2, D3, D4st.

Gas Lift

PALOMA 7 PLM: B2, B4E, B5, C4,

C5, C6, C7. Gas Lift

SURUBI BB 6

SRB-BB-X101-PTC,

SRB-BB-X103, SRB-

BB-X104 LC, SRB-BB-

105, SRB-BB-109,

SRB-BB-110

Gas Lift

MONTEAGUDO 7 MGD:14, 16, 24, 30, 31,

40, 1003 (cerrado) Gas Lift

LOS PENOCOS 2 LPS-X1(cerrado), LPS-

X3D Bombeo Mecánico

LOS PENOCOS 1 LPS-4 Gas Lift

LA PEÑA 1 LPÑ-13 Gas Lift

CAMIRI 2 CAM-003, CAM-079 Bombeo Mecánico

CAMIRI 13

CAM: 56, 57, 68, 80,

89,105, 114, 122, 134,

162, 166, 167, 175,073,

123.

Gas Lift

LOS CUSIS 9

LCS-01:A, LCS-02:ST,

LCS-03:D, LCS-04:T ,

LCS-05:D, LCS-07:D,

LCS-10:HST , LCS-

11:D, LCS-12:H

Gas Lift

PATUJUSAL 13

PJS-01:H, PJS-02:T,

PJS-04:T, PJS-07:T,

PJS-08:T, PJS-10:T,

PJS-11:T (cerrado), PJS-

12:H, PJS-13:H, PJS-

14:H, PJS-15:H, PJS-

16:D, PJS-18:D (parado

transitoriamente)

Gas Lift

CARRASCO FW 2 CFW-02:T, CFW-03:T Gas Lift

HUMBERTO SUAREZ

ROCA 4

HSR-04:T, HSR-05:T,

HSR-08:T(cerrado),

HSR-10:T (cerrado)

Gas Lift

PATUJUSAL OESTE 2 PJO-01:H, PJO-02:H

Gas Lift

KANATA NORTE 3

KNN-02:Xptc (parado

transitoriamente), KFW-

01:T (parado

transitoriamente), KNN-

04:H

Gas Lift

KANATA 1 KNT-04:H Gas Lift

2.- ¿Actualmente la mayoría de los pozos del campo Camiri se encuentran produciendo con

Gas Lift y Bombeo Mecánico. Considera usted que si no se hubiera implementado estos

sistemas de Levantamiento Artificial en Camiri, los pozos continuarían produciendo? ¿Por

qué?

Para que se tenga una visión clara de cuando se aplica estos sistemas, realizamos una breve

explicación. Luego de haber realizado la perforación y el pozo está en condiciones de producir.

En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural,

lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales

como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el

fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios.

Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión

a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente":

produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural

decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para continuar con la extracción se

procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo. El objetivo principal de utilizar

métodos artificiales de bombeo es de ayudar al pozo a seguir produciendo con caudales

satisfactorios.

Por lo que consideramos que de no a ver sido implementado estos sistemas en pozos del campo

Camiri, estos hubieran continuado produciendo con caudales mínimos que decrecerían

paulatinamente hasta que la altura estática del pozo fuera menor a la profundidad del pozo lo

que significa que el pozo ya no puede producir por flujo natural hasta superficie y necesita de un

método artificial de bombeo.

3.- ¿Considerando que los pozos CAM-073, CAM-111, CAM-123, CAM126 no tienen

implementado ningún sistema de Levantamiento Artificial, los mismos podrían llegar a

ahogarse? ¿Por qué?

Actualmente los pozos CAM-073, CAM-111, CAM-123, y CAM126 están produciendo por

flujo natural, e l mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía es

aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la superficie

por medio del llamado "árbol de Navidad", compuesto por una serie de válvulas que permiten

abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo

diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo.

Fig. 1- Esquema de pozo surgente

Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se considera que el

pozo esta ahogado y se recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo.

Con la extracción artificial comienza la fase más costosa u onerosa de la explotación del

yacimiento.

Por lo tanto, estos pozos podrían llegar a ahogarse cuando estos no tengan la suficiente energía

para transportar el petróleo de la formación a superficie de forma natural lo que significa que la

altura estática de pozo es menor a la profundidad del pozo.

4.- ¿Considera usted que si el campo ya cuenta con líneas de suministro de Gas Lift, los

mismos pueden implementarse en los pozos CAM-073, CAM-111, CAM-123, CAM-126?

¿Porque?

Si un campo cuenta con todas las facilidades para el suministro de Gas Lift estas podrían ser

utilizadas para el suministro de otros pozos, pero debemos tener en cuenta que cada pozo es

diferente al otro y se debe realizar los estudios necesarios si es conveniente aplicar el bombeo

neumático o no y si este es económicamente rentable, además de saber cómo y cuándo es

adecuado aplicar el Levantamiento Artificial.

5.- ¿Desde su punto de vista cual cree que sea la solución?

La solución para incrementar el caudal de los pozos es obviamente realizar los estudios

necesarios para determinar el tipo de bombeo que se debe aplicar y si estos estudios son

factibles para la implementación de Gas Lift se las puede implementar.

Según los reportes finales de producción los pozos CAM-073 y CAM-123 están produciendo

por Gas Lift, el pozo CAM-111 es el único que continua fluyente. El pozo CAM-126

actualmente se encuentra cerrado.

6.- ¿Pensaron implementar anteriormente Gas Lift a los pozos mencionados, y por qué no se

realizo la implementación?

Por las características técnicas que tiene el Bombeo Neumático cuenta con parámetros de

aplicación como ser:

1. Presión de fondo.

2. Índice de productividad.

3. Relación Gas-Aceite de formación.

4. Porcentaje de agua.

5. Profundidad.

6. Tamaño de las tuberías de producción y revestimiento.

Existen tipos de aplicación de este levantamiento artificial;

Gas Lift a flujo Continuo

Se caracteriza porque se aplica inyección continua de gas por el espacio anular para ingresar a la

tubería a través de las válvulas, incrementa su RGP y origina circulación continua hasta

superficie por incremento permanente de la presión fluyente cuando el gas ingresa

definitivamente por la válvula operadora poniendo en funcionamiento al sistema y dando como

resultado producción de petróleo con volumen y presión continua. Aplicación:

Se emplea en pozos que durante el flujo natural han estado fluyendo con flujo continuo.

En pozos con energías de gas en solución e índices de productividad intermedios y

altos.

En pozos con presiones de fondo altas que originan alturas estáticas intermedias y altas.

En pozos petrolíferos con gravedades API entre 25 y 35.

En pozos verticales inclinados y en algunos pozos horizontales.

Gas Lift a flujo Intermitente.

En este método se inyecta gas al anular en forma cíclica para tener flujo en superficie también

cíclica o intermitente. Para este efecto se utiliza válvulas con orificios mas grandes que permitan

controlar más eficientemente el volumen de gas y la presión con la que va a penetrar la tubería,

regulando desde superficie la circulación intermitente cuando el gas va alcanzar la altura de

cada una de las válvulas. Aplicación:

Se toma en cuenta las siguientes aplicaciones:

En pozos con bajas presiones de fondo de pozo

En pozos productores de petróleos de crudos pesados o de densidades medianas y

elevadas.

En pozos que durante el flujo natural han estado produciendo en forma intermitente.

En pozos que han estado produciendo por flujo natural continuo y donde se ha

presentado una severa declinación de las presiones de fondo originando alturas estáticas

bajas.

Ventajas

Es un sistema seguro de operar.

Presenta alta tolerancia a los sólidos (aunque las velocidades de erosiónen el tubing y el

árbol de navidad pueden ser críticas).

Habilidad para manejar altas ratas de producción.

Requiere de poco espacio en superficie.

Generalmente puede ser reacondicionada con wireline.

Acceso completo a través del tubing a las GLVs inferiores.

No es restringido por la desviación de los pozos.

Relativamente insensible a la corrosión.

Muy flexible, se puede convertir de flujo continuo a intermitente, chamberlift o plunger

lift a medida que declina el yacimiento.

La fuente de potencia puede ser ubicada en locaciones remotas.

Fácil de obtener presiones y gradientes en profundidad.

No es problema en pozos con empuje de gas.

Desventajas

Ineficiente en sistemas de bajo volumen, debido a los costos capitales de compresión y

tratamiento del gas.

Requiere de un volumen de gas para su arranque, el cual no siempre está disponible.

Una desventaja del método está referida al hecho de que tanto las válvulas de Gas Lift

como las válvulas superficiales de control de inyección son sensibles a la presencia de

arenas de formación y parafinas.

No es aplicable a pozos poco profundos.

Considerando los siguientes parámetros actuales de los mencionados pozos:

POZO PROFUNDIDAD

(m)

FORMACION

PRODUCTORA

P.

petróleo

P.

gas

P.

agua API

GOR

ACTUAL

CAM-

073 1577 Ar. Basales 1 7 28 0 52 4

CAM-

111 1531.6 Ar. Cero 1 23 0 51.2 23

CAM- 1117 Ar. Sararenda BA+ 5 28 0 48.3 6

123 Basales 2

CAM-

126 1588.5

Ar. 1er Grupo+PPT+SAR-

1..

- - - - -

Fuente, Parte de producción YPFB ANDINA de 3de mayo de 2013

Los pozos CAM-73 y CAM-123 actualmente están produciendo por bombeo Neumático y el

pozo CAM-126 cerrado.

Como podemos observar la RGP del pozo CAM-111es muy alto lo que impide realizar la

aplicación de Gas Lift. La producción de estos pozos del campo Camiri es de condensado de

50ºAPI esto se debe a que el reservorio esta en declinación. Además, según las últimas reservas

certificada por Ryder Scott en el 2009 Camiri contaba con 414MMpc de gas y 167,9Mbbl.

Lo que nos indica que no es económicamente rentable la implementación de un levantamiento

artificial.

7.- ¿Está de acuerdo con la propuesta de implementación de levantamiento artificial con

gas? ¿Aplicado a los pozos CAM-073, CAM-111, CAM-123, CAM126 que no cuentan con

este sistema para la continuidad de producción de los mismos?

Debido a las anteriores razones no es conveniente realizar este tipo de levantamiento artificial.

Porque según sus antecedentes el Campo Camiri fue descubierto el año 1927, siendo el pozo

CAM-X1 el pozo descubridor, iniciando su producción en Agosto/1927 de las arenas del 1er

Grupo, posteriormente se descubrieron y pusieron en producción las Arenas Parapetí y Camiri –

1, año 1942 y 1947 respectivamente, en 1953 se descubrió y se puso en producción la Arenas

Sararenda 1 ó Sararenda BA (Bloque Alto), el mayor productor del Campo. El campo Camiri,

que es el de mayor producción acumulada de petróleo.

El campo presenta actividades de explotación de las arenas: Ar. Cero, Ar Primer grupo,

Sararenda, Parapeti, camiri 1, Ar. Primer Grupo, Ar. 10-11-12, Basales 1.

Por estas razones y las anteriores respondidas a la pregunta 6, concluimos que el campo es muy

antiguo y con pocas reservas, lo que indica que no es factible implementar métodos de

levantamiento artificial puesto que estos son costosos.

8.- ¿Puede ayudar a completar el siguiente cuadro?

Cuál es la causa

del problema

Cuál es el

problema

Cuál es el efecto

que provoca el

problema

La prioridad

del problema

Explique el

problema

Baja producción Depletacion del

pozo

Bajos caudales

de producción.

Dar continuidad

a la producción

Los campos

antiguos después

de un cieto

tiempo de

producción

pasan a un

estado de

declinación lo

que causa bajos

caudales de

producción

Altura estática

baja.

Presión de

formación baja

Pozo ahogado El pozo está en

periodo estático.

Debido a la

perdida de

presión del

reservorio se

produce la

perdida de

energía para

producir lo que

causa altura

estáticas bajas

Separación del

gas del petróleo.

Altos GOR Producción de

petróleos

demasiado

livianos

prácticamente

condensado.

Incremento de

GOR.

El reservorio en

estado de

depletacion a

medida que a

perdido las

energias del

yacimiento el

gas tiende a

condensarse y el

gas a expandirse

lo que se traduce

en una

producción de

petróleo más

liviano y mayor

producción de

gas.

Campo antiguo Reservas

remanentes bajas

No es

económicamente

rentable

Producción del

campo

El campo Camiri

que data de

1927, se

encuentra

actualmente en

etapa de

depletaciòn y

cuenta con

reservas

remanentes que

no son

económicamente

producibles