CAPITULO 1 INTRODUCCION El levantamiento artificial por gas lift es uno de los métodos más utilizados en pozos petroleros de todo el mundo, y en especial aquí en Bolivia en el Bloque Mamoré que es donde se encuentran los cuatro campos mayores de petróleo en nuestro país. La mayor parte de estos pozos que se encuentran en este bloque producen con el método artificial de gas lift pero en esta última parte se encontraron pozos con tuberías de revestimiento colapsados o con ranuras porqué el gas de inyección tiene un alto contenido de dióxido de carbono; lo que se trata de hacer con el método de gas lift mediante Coiled Tubing es aislar la tubería de revestimiento utilizando la tubería de producción como anular e inyectar gas por el Coiled Tubing dentro de la tubería de producción. 

1.1 ANTECEDENTES1 El bloque Mamoré está ubicado en el límite de las zonas geomorfológicas conocidas como Pie de Monte y llanura Chaco-Beniana de Bolivia. 

Fue concedido inicialmente a la sociedad integrada por Maxus Bolivia (REPSOL – YPF) con 50% y BHP Billiton Boliviana del Petróleo con 50%. Posteriormente la empresa adquirió el 100% del mismo a través de REPSOL – YPF Bolivia E&P. el contrato se extiende hasta el año 2029. El bloque Mamoré está constituido por 4 campos: * Surubí Noroeste * Surubí 

1 MAXUS BOLIVIA en el proyecto piloto de gas lift mediante coiled tubing presentado por REPSOL-YPF, Octubre del 2008 

* Surubí Bloque Bajo * Paloma 

En la secuencia estratigráfica están presente las formaciones chaco, Yecua, Petaca (Upper y Lower), Naranjillo, Yantata e Ichoa, los reservorios Productores son Lower Petaca y Yantata, saturados con petróleo liviano, gas condensado y gas. 

El principal reservorio es el Lower Petaca ( Terciario ) y consiste de cuerpos arenosos de variable continuidad depositados en un ambiente de tipo continental-fluvial de moderada a alta energía. Las arcillas y pelita de las formaciones Upper Petaca y Yecua constituyen el sello regional. 

El otro reservorio productor es la formación Yantata ( Cretácico Sup.), en su parte inferior, denominada Yantata Reservorio. Está formado por cuerpos arenosos continuos depositados en un ambiente continental-eólico-fluvial, y dadas las características de su depositación, esta formación es masiva e hidráulicamente más continua que el Lower Petaca. La formación Naranjillos es el sello regional. 

Actualmente el pozo Surubí C3 produce con este nuevo arreglo. 

A nivel internacional se tiene información que en Venezuela se aplica para la producción de

petróleo pesado con hueco en la tubería de revestimiento. 

La utilización de una tubería flexible dentro de la tubería de producción data de hace mucho tiempo en México se lo conoce con el nombre de sarta de velocidad. 

1.2 DELIMITACION 1.3.1 Limite geográfico El proyecto de gas lift mediante coiled tubing se realizara en el pozo surubi C1 que se enccuentra en: Departamento: Cochabamba Provincia: Carrasco Campo: Surubí Pozo : Surubí C1 Titular: Repsol YPF 

1.3.2 Límite temporal El proyecto se realizara entre 2do semestre del año 2010 y el 1er semestre del 2011 

1.3.3 Limite sustantivo Para el desarrollo de este proyecto se tomara en cuenta los conocimientos adquiridos en la universidad, también se consultaran documentos, textos etc. 

1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA En Bolivia y en especial en el Bloque Mamoré ha declinado mucho la producción esto es por diferentes factores, como por ejemplo por falta de inversiones para seguir perforando pozos en el bloque o porque hay problemas para seguir produciendo los pozos. 

El pozo surubí C1 produce con el sistema de gas lift, pero el gas que se inyecta esta corroyendo la tubería de revestimiento y va hacer que el gas de inyección se salga hacia la formación como sucedía en el pozo surubí C3. 

1.4 FORMULACION DEL PROBLEMA ¿Se lograra optimizar la producción en el pozo Surubí C1 aplicando el método de gas lift mediante Coiled Tubing? 

1.5 SISTEMATIZACION DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCION Al tratarse de un perfil de grado que propone la solución de un problema, cuyas teorías técnicas de desarrollo de desarrollo se encuentran totalmente definidas y establecidas, se procede en primer lugar en la sistematización del problema utilizando el método que emplea la relación CAUSA Y EFECTO y posteriormente se aborda la solución mediante la relación ACCION FIN. 

1.6.4 Desarrollo del problema y abordaje de la solución 1.5.1.1. Causas * Contenido de dióxido de carbono en el gas de inyección * Mayor área de producción * Revestidor colapsado 

1.5.1.2. Efectos * Corrosión en la tubería de revestimiento. * Menor velocidad de flujo * El gas de inyección se sale hacia la formación 

1.5.1.3. Acciones * Mejorar el gas tratamiento del gas de inyección * Cuando de introduce el Coiled Tubing dentro de la tubería de producción se reduce el área de producción. * Aislar la tubería de revestimiento 

1.5.1.4. Fines * El gas con menor cantidad de CO2 es menos dañino para la tubería de producción y revestimiento. * Aumentar el caudal de producción de hidrocarburos. * El gas ya no se sale por la tubería colapsada. 

DIAGRAMA DE CAUSA Y EFECTO E1 Corrosión en la tubería de revestimiento 

E2 Menor velocidad de flujo 

E3 El gas de inyección se sale hacia la formación 

PROBLEMA Disminución en la cantidad de producción de hidrocarburos C3 Revestidor colapsado 

C2 Mayor área de producción 

C1 Contenido de dióxido de carbono en el gas de inyección 

F1 El gas con menor contenido de CO2 es menos dañino para el casing F2 Aumenta el caudal de producción 

F3 El gas ya no se sale por la tubería colapsada. 

SOLUCION Utilizar el gas lift mediante el Coiled Tubing y producir por el espacio anular entre el Tubing y el Coiled Tubing A3 Aislar la tubería de revestimiento 

A2 Reducir el área de producción A1 Tratar el gas de inyección 

1.6 OBJETIVOS 1.6.1.- Objetivo general * Incrementar la producción de hidrocarburos aplicando el método de gas lift mediante Coiled Tubing. 

1.6.2.- Objetivos específicos * Incrementar la producción del pozo Surubí C1. * Implementación de un sistema alternativo para el levantamiento artificial de producción de hidrocarburos. * Evaluación económica del sistema de gas lift con Coiled Tubing. * Optimizar el consumo de gas de inyección. * Optimizar la producción por el espacio anular tubería – Coiled Tubing. * Seleccionar la profundidad del gas de inyección. 

1.7 JUSTIFICACION 1.8.5 Justificación científica Para cumplir los objetivos propuestos de la investigación se recurrirá a los métodos de diseño de Gas Lift aplicando Coiled Tubing, evaluación de integridad del pozo y optimización del sistema de producción. 

1.8.6 Justificación económica Al aumentar la producción de hidrocarburos permitirá un nuevo programa de producción, generándose recursos económicos provenientes de la venta del producto generado. 

1.8.7 Justificación social Aumentando la producción de hidrocarburos tendremos mayores ingresos económicos y por lo tanto mayores ingresos para el país. También genera empleos, capacitación y dar a conocer un método nuevo para los trabajadores de las empresas. 

1.8.8 Justificación ambiental Se tomara en cuenta todas las leyes ambientales para evitar cualquier problema ambiental. 

1.8.9 Justificación personal El presente proyecto de grado me permitirá aplicar el conocimiento adquirido en el transcurso de mi educación superior y asimismo lograr obtener el título de ingeniero en gas y petróleo. 

1.8 METODOLOGIA Los métodos de investigación que se utilizaran en el presente proyecto son de recopilación de información mediante observación directa, entrevistas, las cuales están enfocadas a completar la información necesaria para la elaboración del presente proyecto. 

1.9.10 Tipo de estudio El tipo de estudio es de tipo no experimental porque no se manipula ninguna variable la investigación que se realiza es algo concreto que es aumentar la producción de hidrocarburos. Es descriptivo porque se aplica los conceptos y conocimientos que ya se tienen acerca de las características del pozo Surubí C1 y también ya se tiene conocimientos de las características de las herramientas que vamos a aplicar. Es de tipo transaccionales transversal porque los datos que se recolectan son en un solo tiempo. 

1.9.11 Método de investigación Deductivo.- se investigara todo lo referente del gas lift para llegar a aplicarlo en uno solo que es gas lift mediante Coiled Tubing. 

Analítico.- tratamos de descomponer toda la investigación por partes para realizar la investigación de acuerdo a cada etapa. 

1.9.12 Fuentes de información Las fuentes de información son indispensables para la realización del siguiente proyecto, las cuales se dividen en: fuentes primarias y fuentes secundarias 

1.9.13.1 Fuentes primarias * Entrevistas a los ingenieros de Repsol y los de Compropet que estuvieron a cargo de realizar esta completación en el pozo Surubí C3. 

* Solicitud de datos del pozo Surubí C1 a Repsol YPF que es la empresa operadora del campo Surubí. Esta solicitud se realizara mediante una carta al gerente Ingeniería de producción de Repsol YPF. 

1.9.13.2 Fuentes secundarias * Bibliografía de textos que estén relacionados con el tema en estudio. * Internet de todas las páginas que tengan alguna relación con el perfil. * Revistas y artículos que nos puedan brindar alguna ayuda con el tema.

1.9.13 Procedimientos para la recolección y tratamiento de la información Procedimientos para la recolección de datos: * Como bibliografía se consultaran textos relacionados con el tema en estudio. Como por ejemplo: * Análisis y diagnostico de pozos de levantamiento con gas. * Gas lift Básico de Ricardo Magguiolo. Y todos los textos que nos puedan ayudar con el tema. * Se realizaran entrevistas a ingenieros que tengan conocimiento del tema. * Se solicitara ayuda a Repsol YPF que es la empresa operadora del campo Surubí donde se encuentra el pozo Surubí C1. Esto se realizara mediante una carta a la empresa. 

Tratamiento de la información: * Verificación de la información del pozo a estudiar. * La información obtenida se clasificara de acuerdo a lo que se necesitara para cada etapa

del presente estudio. * Se utilizara la información del pozo para realizar los cálculos que se requieren. * Evaluación económica del proyecto utilizando costos y pronósticos de producción. 

1.9 ESTRUCTURA PROVISIONAL DEL PROYECTO 1.10.14 CAPITULO I INTRODUCCION 1.9.1.1 Introducción 1.9.1.2 Antecedentes 1.9.1.3 Delimitación 1.9.1.4 Planteamiento del Problema 1.9.1.5 Formulación del Problema. 1.9.1.6 sistematización del problema y abordaje de la solución 1.9.1.7 Objetivos 1.9.1.8 Justificación 1.9.1.9 Metodología 1.10.15 CAPITULO II MARCO TEORICO 1.9.2.1 Marco Teórico Conceptual 1.9.2.2 Marco Teórico Referencial 1.9.2.3 Marco Teórico Jurídico. 1.9.2.4 Marco Teórico Histórico 1.10.16 CAPITULO III INGENIRIA DEL PROYECTO 1.9.3.1 análisis del estado subsuperficial del pozo. 1.9.3.2 diseño de la tubería de producción con el Coiled Tubing. 1.9.3.3 Cálculo del gas de inyección. 1.9.3.4 Calculo de la profundidad de inyección. 1.10.17 CAPITULO IV ANALISIS DE RESULTADOS 

1.9.4.1 Exposición 1.9.4.2 Evaluación de Resultados 1.9.4.3 Consideraciones Económicas 1.9.4.4 Conclusiones y recomendaciones 

1.9.2 BIBLIOGRAFIAS 1.9.3 GLOSARIO 1.9.4 ANEXOS 1.9.5 APENDICES CAPITULO II MARCO TEORICO 

2.1 MARCO TEORICO CONCEPTUAL 2.2.1 Levantamiento artificial2 Consiste en la aplicación de un sistema que permita la recuperación del crudo cuando la presión del yacimiento desciende y la producción del pozo baja, hasta llegar al punto donde el pozo no produce por sí solo. Cuando esto sucede, se hace necesario ayudar al ascenso del petróleo mediante un medio artificial de producción. 

Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes: * El bombeo mecánico 

* Extracción con gas o Gas Lift. * Bombeo con accionar hidráulico. * Pistón accionado a gas (plunger lift). * Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible. * Bomba de cavidad progresiva. 

Gas lift3.- Se trata de un método de extracción artificial basado en la inyección de un gas con el objeto de elevar el fluido del pozo a la superficie, utilizando las condiciones físicas, propias de los gases, de tener muy baja densidad y expandirse en forma inversa a la presión a la que están sometidos, y en relación directa a la temperatura. 

Existen 2 tipos básicos de levantamiento artificial por gas que son: 

2Tesis. De José Castillo Rosales Presentado en la UNAM. “Bombeo Neumático Continuo”. 2005. Pag. 5 3ESP OIL. Ricardo Magguiolo. “Gas lift Basico”. 2004. Pag. 9 

* LAG Continuo: donde se inyecta gas en forma continua en la columna de fluido para levantarla bajo condiciones de flujo continuo. * LAG Intermitente: donde se inyecta gas en forma cíclica en la columna de fluido para levantarla en flujo intermitente, es decir, en forma de tapones de líquido. 

La otra variante del Gas Lift es la de Flujo Anular (GLA), esta configuración es la más apropiada bajo los siguientes escenarios: Elevados caudales de producción, ya que en flujo vertical anular la pérdida de carga por fricción es menor debido a un diámetro equivalente mayor al ID del tubing. En nuestro caso el espacio equivalente entre un tubing de 2 7/8” y un casing de 5.5” es de aproximadamente 4.5”, bastante mayor al ID del tubing de 2.449” 

Rangos de aplicación de los tipos de gas lift * Gas lift continuo.- Se utiliza en pozos con alta a mediana energía (presiones estáticas mayores a 150 lpc/1000 pies) y de alta a mediana productividad (preferentemente índices de productividad mayores a 0,5 bpd/lpc) capaces de aportar altas tasas de producción (mayores de 200 bpd). La profundidad de inyección dependerá de la presión de gas disponible a nivel de pozo. 

* Gas lift intermitente.- Se aplica en pozos de mediana a baja energía (presiones estáticas menores a 150 lpc/1000 pies) y de mediana a baja productividad (índices de productividad menores a 0,3 bpd/lpc) que no son capaces de aportar altas tasas de producción (menores de 100 bpd). 

El Sistema de LAG El sistema de LAG está formado por un sistema de compresión, una red de distribución de gas a alta presión, equipos de medición y control del gas comprimido, los pozos conjuntamente con sus mandriles, válvulas de descarga y válvula operadora, y la red de recolección del gas a baja presión. 

Recorrido del gas El gas a alta presión proviene del sistema de compresión de donde se envía a los pozos a través de una red de distribución, luego el gas delos pozos, es

recolectado por las estaciones de flujo donde el gas separado es enviado al sistema de compresión a través de un sistema de recolección de gas a baja presión. 

Usos del gas comprimido Una fracción del gas comprimido es utilizado nuevamente con fines de levantamiento mientras que el resto es destinado a otros usos: compromisos con terceros, combustible, inyección en los yacimientos, transferencia a otros sistemas, etc. 

2.2.2 Coiled Tubing4 La tubería enrollada (Coiled Tubing, por sus siglas en inglés) CT, se define como cualquier producto tubular fabricado de manera continua en longitudes que requieren que sea enrollado en un carretel durante el proceso de fabricación. La tubería se endereza antes de introducirla en el pozo y se enrolla nuevamente en el carretel al sacarla. Los diámetros generalmente varían entre 0,75 y 4,0 pulgadas, y se comercializan en carreteles sencillos, en longitudes que exceden los 30.000 pies en aceros que han soportado fuerzas desde 55.000 PSI hasta 120.000 PSI. 

Elementos claves en una unidad de CT La unidad de CT enrollada está formada por un conjunto completo de equipos necesarios para llevar a cabo actividades estándar en el campo, en operaciones con tubería continua. 

4International Coiled Tubing Association ICOTA. “Una introducción a una tubería enrollada”. 2007. Pag.3 La unidad consiste de cuatro elementos básicos: * Carretel: para el almacenamiento y transporte de la CT. * Cabezal de inyección: para suministrar en superficie la fuerza necesaria para introducir y retirar la CT. * Cabina de control: desde la cual el operador del equipo monitorea y controla la CT. * El conjunto de potencia: para generar la potencia hidráulica y neumática requerida para operar la unidad de CT Ventajas de la CT Mientras la ventaja inicial del desarrollo de la tubería continua enrollada era poder trabajar en pozos en producción activos, la rapidez y la economía se han convertido en el principal beneficio en la utilización de la tubería enrollada, así como los espacios reducidos y tiempos de operación más cortos en las operaciones de perforación y reparaciones.Algunas de las ventajas clave asociadas con la utilización de la tecnología CT son las siguientes: * Seguridad y efectividad para intervenir en pozos activos. * Rapidez en la movilización y montaje de los equipos. * Posibilidad de mantener el pozo circulando mientras se introduce y extrae la tubería. * Disminución de los tiempos de viaje, lo que significa una menor pérdida de producción. * Reducción en el número de operarios requeridos. * Los costos pueden ser significativamente reducidos. 

2.2.3 Análisis nodal5 

5 Ing. José Luis Rivero. “Análisis Nodal y explotación del petróleo”. 2004. Pag. 9 El análisis nodal se define como la segmentación de un sistema de producción en puntos o

nodos en donde se producen cambios de presión, los cuales están definidos por diferentes ecuaciones y correlaciones El punto de partida de todo método de diseño de un sistema de levantamiento artificial debe ser el análisis nodal ya que de esta forma se puede conocer la capacidad real de producción del pozo. Si el pozo va ser completado por primera vez, o se está programando un cambio en la completación, el análisis nodal es el procedimiento de cálculo obligado para la determinación de los diámetros de tubería y, para pozos en LAG, del punto de inyección de gas. Para la optimización rutinaria del pozo en LAG, el análisis nodal debe ser usado para el cálculo del volumen óptimo de levantamiento. Debido a la importancia del cálculo de la profundidad del punto de inyección y del volumen óptimo de levantamiento. 

En su manera más general, el análisis nodal consiste en encontrar el caudal único que un sistema hidráulico puede manejar, si se conocen las presiones a la entrada y salida del mismo. 

Curvas de afluencia El yacimiento es sin duda, de todos los componentes de un análisis nodal, el componente más difícil de modelar de una manera realista. Esto se debe no tanto al grado de complejidad de las ecuaciones usadas, sino más bien a la incertidumbre en los valores exactos de variables, tales como la permeabilidad, la presión estática etc. 

2.2.4 Flujo Multifásico en Tuberías6 El flujo Multifásico en tuberías es definido como el movimiento concurrente de gases libres y líquidos en las tuberías y ductos, los cuales pueden existir dentro de la tubería en una forma homogénea, en baches de líquidos con gases 6 Tesis. Presentado en la UNAM. “Flujo Multifásico en Tuberías”. 2004. Pag. 5 empujándolo, o pueden ir viajando paralelamente uno con otro, entre otras combinaciones que se puedan presentar. 

El flujo Multifásico involucra un gran número de variables, entre las cuales se encuentran los gastos de flujo, las propiedades físicas, los diámetros y ángulo de inclinación de las tuberías. El problema se complica a causa de la presencia de muchos procesos como el deslizamiento entre fases, los patrones de flujo, el movimiento en la interface del gas-liquido y la posible transferencia de calor y masa. 

Algunas de las aplicaciones más importantes del cálculo de las caídas de presión en la tubería son: * Minimizar las pérdidas de energía en el flujo de fluido del pozo a la superficie. * Determinar el diámetro apropiado de la tubería de producción * Obtener el diseño apropiado de las instalaciones del sistema artificial de producción. * Determinar el diámetro y longitud adecuado de la tubería horizontal que transporta los fluidos de la cabeza del pozo a las baterías de separación. 

2.2 MARCO TEORICO REFERENCIAL 2.2.1 las normas API 11v para el gas lift 

API 11V 1 especificaciones para fabricantes y pruebas de las válvulas, dummy y válvulas de orificio 

API 11V2 practicas recomendadas para pruebas y desarrollo de eficiencia de flujo de válvulas IPO y PPO API 11V 5 practicas recomendadas para operaciones de válvulas descargue, ajuste, arranque y problemas API 11V6 diseño de válvulas de gas lift API 11V 7 practicas para reparar, reacondicionar, fijar presiones para válvulas de gas lift usadas. API 11V8 practicas recomendadas para diseñas y predecir la eficiencia del sistema de gas lift. API 11V9 Completación dual. API 11V 10 practicas recomendadas para el diseño y operación del sistema de gas lift 

2.3 MARCO TEORICO JURIDICO 2.4.5 Ley de hidrocarburos N° 3058 ARTÍCULO 9º Los planes, programas y actividades del sector de hidrocarburos serán enmarcados en los principios del Desarrollo Sostenible, dándose cumplimiento a las disposiciones establecidas en el Artículo 171º de la Constitución Política de Estado, la Ley del Medio Ambiente, y la Ley Nº 1257, de 11 de julio de 1991, que ratifica el Convenio Nº 169 de la OIT y Reglamentos conexos. 

ARTÍCULO 43º (Explotación de Hidrocarburos mediante el Uso de Técnicas y Procedimientos Modernos, Quema y Venteo de Gas Natural). La Explotación de Hidrocarburos en los campos deberá ejecutarse utilizando técnicas y procedimientos modernos aceptados en la industria petrolera, a fin de establecer niveles de producción acordes con prácticas eficientes y racionales de recuperación de reservas hidrocarburíferas y conservación de reservorios. La Quema o Venteo de Gas Natural deberá ser autorizada por el Ministerio de Hidrocarburos, y su ejecución estará sujeta a la Supervisión y Fiscalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), conforme a Reglamento. 

2.4.6 Ley N° 1333 del medio Ambiente ARTICULO 16º Todos los informes y documentos resultantes de las actividades científicas y trabajos técnicos y de otra índole realizados en el país por personas naturales o colectivas, nacionales y/o internacionales, vinculadas a la temática el medio ambiente y recursos naturales, serán remitidos al Sistema Nacional de Información Ambiental. 

ARTICULO 73º Los recursos energéticos constituyen factores esenciales para el desarrollo sostenible del país, debiendo su aprovechamiento realizarse eficientemente, bajo las normas de protección y conservación del medio ambiente. Las actividades hidrocarburíferas, realizadas por YPFB y otras empresas, en todas sus fases, deberán contemplar medidas ambientales de prevención y control de contaminación, deforestación, erosión y sedimentación así como de protección de flora y de fauna silvestre, paisaje natural y áreas protegidas. Asimismo, deberán implementarse planes de contingencias para evitar derrames de hidrocarburos y otros productos contaminantes. 

2.4.7 Reglamento de Normas y técnicas y de seguridad para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos (RNTS) DS. 28397 ARTICULO 150°.- Los equipos de Producción por Gas Lift deben tener la capacidad necesaria para producir hasta el máximo volumen de fluido de los pozos. Asimismo, deberán tener instalados medidores de gas para determinar los volúmenes de gas empleados en las Operaciones de Gas Lift. 

ARTICULO 153°.- Se debe aplicar buenas prácticas técnicas de la industria que como mínimo podrán incluir las Prácticas Recomendadas por el API en las actividades que correspondan y las siguientes especificaciones que sean aplicables. RP11S5 Prácticas recomendadas para sistemas cable sumergidos. Especificaciones para válvulas y orificios de Gas Lift. Prácticas recomendadas para operaciones y mantenimiento en instalaciones de Gas Lift. SPEC 11 VI Prácticas recomendadas para diseñar Gas Lift continúo. RP11V5 Prácticas recomendadas para reparación y prueba de válvulas de Gas Lift. RP11V7 Prácticas recomendadas para reparación y prueba de válvulas de Gas Lift. RP17B Prácticas recomendadas para Tubería flexible. 

ARTICULO 184°.- Las normas de seguridad que se deben adoptar para los trabajos de intervención de pozos, deben ser como mínimo las normas API y NFPA. 

2.4 MARCO TEORICO HISTORICO El pozo Surubí C1 empezó la perforación el 6 de diciembre de 1993 y se termino al 22 de enero de 1994. 

En febrero de 1994 fue terminado con un arreglo simple en las formaciones lower Petaca y Yantata y el pozo arranca en conjunto con los dos niveles. En esta fecha el pozo produce un promedio de 459 BPD con una gravedad de 46 API° y un promedio de 695 MSCF/D de gas. 

En abril de 1997 se decide asistirlo con la recuperación artificial de gas lift porque la presión natural del pozo ya no es suficiente para elevar el petróleo a la superficie. 

En febrero del 2003 se realiza un tratamiento acido, después de este tratamiento el pozo arranca con una producción de 110 MPCD de gas y 314 BPD de petróleo. 

Actualmente el pozo produce un promedio de 40 barriles de petróleo por día y 100 MPCD de gas. 

CAPITULO III PLAN DE TRABAJO 

3.1 ACTIVIDADES MES: Septiembre,Octubre y Noviembre. | Realización del perfil del proyecto de grado será

durante todo el mes de septiembre, octubre y noviembre del 2010. | ACTIVIDAD 2MES: Diciembre. | Defensa del perfil del proyecto de grado se la realizara entre el 10 y el 23 de Diciembre del 2010. | ACTIVIDAD 3MES: Febrero hasta Julio. | Inicio de clases de la primera gestión del 2011, desde la segunda mitad del mes de Febrero hasta el mes de Julio. | ACTIVIDAD 4MES: Abril, Mayo. | Primera revisión del proyecto de grado (Marco Teórico), será desde la segunda mitad del mes de Abril hasta la segunda semana del mes de Mayo. | ACTIVIDAD 5MES: Abril. | Primera revisión por el tutor o asesor se lo hará en la segunda mitad del mes de Abril. | ACTIVIDAD 6MES: Mayo. | Segunda revisión del proyecto de grado (Ingeniería del Proyecto), se revisará durante todo el mes de Mayo | ACTIVIDAD 7MES: Junio. | Presentación completa del proyecto de grado, será durante todo el mes de Junio. | ACTIVIDAD 8MES: Julio | Revisión final de proyecto de grado se lo realizará durante la primera semana del mes de Julio. | ACTIVIDAD 9MES: Julio. | Presentación y defensa final del proyecto de grado, será desde la segunda semana del mes de Julio hasta la última semana del mes de julio. | 

3.2 DIAGRAMA DE GANTT DIAGRAMA DE GANTT | ACTIVIDADES | MESES | | Nov. | Dic. | Feb. | Marzo. | Abr. | May. | Jun. | Jul. | 1. Realización del Perfil. | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | 2. Defensa del Perfil. | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | 3. Inicio de Clases Gestión I/2011 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | 4. 1º Revisión de Proyecto de Grado (Marco Teórico). | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | 5. 1º Revisión por los docentes Tutores yRevisores. | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | 6. Segunda revisión del proyecto de grado (Ingeniería del Proyecto). | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | 7. Presentación completa delproyecto de grado | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | 8. Revisión final de proyecto de grado | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | Presentación y Defensa Final del Proyecto de Grado | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | 

BIBLIOGRAFIA * American Petroleum Institute. API 11V6 – Práctica recomendada para el diseño de instalaciones de gas lift de flujo continuo usando válvulas accionadas por presión de inyección. * International Coiled Tubing Association ICOTA. “Una introducción a la tubería enrollada”. 2007. * ESP OIL. Ricardo Magguiolo. “Gas Lift Basico”. 2004 * ESP OIL. Ricardo Magguiolo. “Optimización de la producción por Análisis Nodal”. 2008 * Pan American Energy. Pablo Bizzotto. “Producción simultanea de gas & petróleo en reservorios multicapas del yacimiento cerro dragón”. 2005 * PDVSA- CEPET. “Manual del curso de levantamiento artificial por gas avanzado. Segunda edición”. 2001 * PDVSA-CEPET. “Análisis y diagnostico de Pozos de Levantamiento Artificial con Gas”. 1990 * PDVSA. “Diseño de Coiled Tubing Gas Lift para Pozos de Crudos Pesados con Hueco en

el Revestidor de Producción”. 2008 * TESIS. Jose Castillo Rosales presentado en la UNAM.. “Bombeo Neumático Continuo”. 2005. * TESIS. Presentado en la UNAM. “ Flujo Multifásico en Tuberías”. 2004 * UNIVERSIDAD DE ZULIA. INSTITUTO DE INVESTIGACIONES PETROLERAS. “ Curso de Flujo Multifásico”. 1999. * Ing. Jose luis Rivero. “Análisis Nodal y Explotación del Petroleo”. 2004 * REPSOL-YPF. Ing. F. Sanchez. “Gas Lif Mediante Coiled Tubing”. 2008