bombeo neumático contínuo
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Sistemas Artificiales de Producción:Bombeo Neumático ContínuoTesis de la UNAMTRANSCRIPT
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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTNOMA DE MXICOUNIVERSIDAD NACIONAL AUTNOMA DE MXICOUNIVERSIDAD NACIONAL AUTNOMA DE MXICOUNIVERSIDAD NACIONAL AUTNOMA DE MXICO
FACULTAD DE INGENIERAFACULTAD DE INGENIERAFACULTAD DE INGENIERAFACULTAD DE INGENIERA
SISISISISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIN:N:N:N: BOMBEO NEUMTICO CONTINUBOMBEO NEUMTICO CONTINUBOMBEO NEUMTICO CONTINUBOMBEO NEUMTICO CONTINUOOOO
T E S I ST E S I ST E S I ST E S I S
QUEQUEQUEQUE PARAPARAPARAPARA OBTENEROBTENEROBTENEROBTENER ELELELEL TTTTTULOTULOTULOTULO DEDEDEDE
I N G E N I E R OI N G E N I E R OI N G E N I E R OI N G E N I E R O P E T R O L E R OP E T R O L E R OP E T R O L E R OP E T R O L E R O
P R E S E N T A :P R E S E N T A :P R E S E N T A :P R E S E N T A :
JOELJOELJOELJOEL CARBAJALCARBAJALCARBAJALCARBAJAL MEJMEJMEJMEJAAAA
DIRECTOR:DIRECTOR:DIRECTOR:DIRECTOR: M. en I. JOSM. en I. JOSM. en I. JOSM. en I. JOS ANGANGANGANGEL GMEZ CABRERAEL GMEZ CABRERAEL GMEZ CABRERAEL GMEZ CABRERA
MXICO D. F., MXICO D. F., MXICO D. F., MXICO D. F., MAYOMAYOMAYOMAYO 2008200820082008
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D E D I C A T O R I A SD E D I C A T O R I A SD E D I C A T O R I A SD E D I C A T O R I A S
A DIOS:A DIOS:A DIOS:A DIOS:
Porque nunca dejaste que perdiera la fePorque nunca dejaste que perdiera la fePorque nunca dejaste que perdiera la fePorque nunca dejaste que perdiera la fe
y an en los momentos difciles me has bendecido.y an en los momentos difciles me has bendecido.y an en los momentos difciles me has bendecido.y an en los momentos difciles me has bendecido.
En memoriaEn memoriaEn memoriaEn memoria::::
M. en I. Jos Luis Estrada ArriagaM. en I. Jos Luis Estrada ArriagaM. en I. Jos Luis Estrada ArriagaM. en I. Jos Luis Estrada Arriaga
Valentn Barrera Miranda.Valentn Barrera Miranda.Valentn Barrera Miranda.Valentn Barrera Miranda.
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Joel Carbajal CoronaJoel Carbajal CoronaJoel Carbajal CoronaJoel Carbajal Corona Mara de los Dolores Meja ZigaMara de los Dolores Meja ZigaMara de los Dolores Meja ZigaMara de los Dolores Meja Ziga
Por que no existen palabras para agradecerPor que no existen palabras para agradecerPor que no existen palabras para agradecerPor que no existen palabras para agradecer el cario y ejemplo que me brindaron.el cario y ejemplo que me brindaron.el cario y ejemplo que me brindaron.el cario y ejemplo que me brindaron.
No me des la bienvenida cuando llegoNo me des la bienvenida cuando llegoNo me des la bienvenida cuando llegoNo me des la bienvenida cuando llego ni me despidas cuando me vaya,ni me despidas cuando me vaya,ni me despidas cuando me vaya,ni me despidas cuando me vaya, porque yo nunca me voy cuando partoporque yo nunca me voy cuando partoporque yo nunca me voy cuando partoporque yo nunca me voy cuando parto ni tani tani tani tampoco regreso cuando me ves venir.mpoco regreso cuando me ves venir.mpoco regreso cuando me ves venir.mpoco regreso cuando me ves venir.
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Mara Elena Barrera MirandaMara Elena Barrera MirandaMara Elena Barrera MirandaMara Elena Barrera Miranda
Por toda esa comprensin, paciencia Por toda esa comprensin, paciencia Por toda esa comprensin, paciencia Por toda esa comprensin, paciencia y apoyo que siempre he recibido.y apoyo que siempre he recibido.y apoyo que siempre he recibido.y apoyo que siempre he recibido.
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Por su gran calidad humana y como unPor su gran calidad humana y como unPor su gran calidad humana y como unPor su gran calidad humana y como un ttttestimonioestimonioestimonioestimonio para recordarles:.para recordarles:.para recordarles:.para recordarles:.
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Hermann HesseHermann HesseHermann HesseHermann Hesse....
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A G R A D E C I M I E N T O SA G R A D E C I M I E N T O SA G R A D E C I M I E N T O SA G R A D E C I M I E N T O S AAAA la :la :la :la : Universidad Nacional Autnoma de MxicoUniversidad Nacional Autnoma de MxicoUniversidad Nacional Autnoma de MxicoUniversidad Nacional Autnoma de Mxico y la Facultad dy la Facultad dy la Facultad dy la Facultad de Ingeniera.e Ingeniera.e Ingeniera.e Ingeniera.
A A A A mi director de tesis:mi director de tesis:mi director de tesis:mi director de tesis: M. en I. Jos ngel Gmez CabreraM. en I. Jos ngel Gmez CabreraM. en I. Jos ngel Gmez CabreraM. en I. Jos ngel Gmez Cabrera
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la realizacin de este trabajo.la realizacin de este trabajo.la realizacin de este trabajo.la realizacin de este trabajo. De manera muy especialDe manera muy especialDe manera muy especialDe manera muy especial a los profesores: a los profesores: a los profesores: a los profesores: Dr. Nstor Martnez RomeroDr. Nstor Martnez RomeroDr. Nstor Martnez RomeroDr. Nstor Martnez Romero M. en I. Mario Becerra ZM. en I. Mario Becerra ZM. en I. Mario Becerra ZM. en I. Mario Becerra Zepedaepedaepedaepeda M. en I. Guillermo Trejo ReyesM. en I. Guillermo Trejo ReyesM. en I. Guillermo Trejo ReyesM. en I. Guillermo Trejo Reyes M. en I. Martn Carlos Velzquez FrancoM. en I. Martn Carlos Velzquez FrancoM. en I. Martn Carlos Velzquez FrancoM. en I. Martn Carlos Velzquez Franco M. en I. Roque Riquelme AlcantarM. en I. Roque Riquelme AlcantarM. en I. Roque Riquelme AlcantarM. en I. Roque Riquelme Alcantar Dr. Rolando Springall GalindoDr. Rolando Springall GalindoDr. Rolando Springall GalindoDr. Rolando Springall Galindo M. en I. Sergio Tirado LedesmaM. en I. Sergio Tirado LedesmaM. en I. Sergio Tirado LedesmaM. en I. Sergio Tirado Ledesma Dr. Jess Gracia SnchezDr. Jess Gracia SnchezDr. Jess Gracia SnchezDr. Jess Gracia Snchez Dr. Ernesto Vzquez FernndezDr. Ernesto Vzquez FernndezDr. Ernesto Vzquez FernndezDr. Ernesto Vzquez Fernndez M. en I. Vctor FrancoM. en I. Vctor FrancoM. en I. Vctor FrancoM. en I. Vctor Franco Dr. CarDr. CarDr. CarDr. Carlos A. Escalante Sandovallos A. Escalante Sandovallos A. Escalante Sandovallos A. Escalante Sandoval Dra. Lilia Reyes ChvezDra. Lilia Reyes ChvezDra. Lilia Reyes ChvezDra. Lilia Reyes Chvez M. en I. Patrocinio Arroyo HernndezM. en I. Patrocinio Arroyo HernndezM. en I. Patrocinio Arroyo HernndezM. en I. Patrocinio Arroyo Hernndez M. en I. Juan Ansberto Cruz GernM. en I. Juan Ansberto Cruz GernM. en I. Juan Ansberto Cruz GernM. en I. Juan Ansberto Cruz Gern M. en I. Martn Rubn Jimnez MagaaM. en I. Martn Rubn Jimnez MagaaM. en I. Martn Rubn Jimnez MagaaM. en I. Martn Rubn Jimnez Magaa Ing. LeobardoIng. LeobardoIng. LeobardoIng. Leobardo Ramos VieyraRamos VieyraRamos VieyraRamos Vieyra Ing. Jorge Ing. Jorge Ing. Jorge Ing. Jorge A. Perez PintoA. Perez PintoA. Perez PintoA. Perez Pinto Ing. Norberto Jos Torres GarcaIng. Norberto Jos Torres GarcaIng. Norberto Jos Torres GarcaIng. Norberto Jos Torres Garca
A Srita.A Srita.A Srita.A Srita.Julia SnchezJulia SnchezJulia SnchezJulia Snchez MartnezMartnezMartnezMartnez Por ser una excelente persona y su invaluable ayudaPor ser una excelente persona y su invaluable ayudaPor ser una excelente persona y su invaluable ayudaPor ser una excelente persona y su invaluable ayuda
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Al jurado: Al jurado: Al jurado: Al jurado:
Dr. Nstor Martnez RomeroDr. Nstor Martnez RomeroDr. Nstor Martnez RomeroDr. Nstor Martnez Romero
M. en I. Jos ngel Gmez CabreraM. en I. Jos ngel Gmez CabreraM. en I. Jos ngel Gmez CabreraM. en I. Jos ngel Gmez Cabrera
M. en I. Guillermo Trejo ReyesM. en I. Guillermo Trejo ReyesM. en I. Guillermo Trejo ReyesM. en I. Guillermo Trejo Reyes
Dr. Carlos A. Escalante SandovalDr. Carlos A. Escalante SandovalDr. Carlos A. Escalante SandovalDr. Carlos A. Escalante Sandoval
M. en I. Sergio Tirado LedesmaM. en I. Sergio Tirado LedesmaM. en I. Sergio Tirado LedesmaM. en I. Sergio Tirado Ledesma
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N D I C E
Pgina
INTRODUCCIN
I. SISTEMA INTEGRAL DE PRODUCCIN
I.I. YACIMIENTO......................12
I.II. POZO.............19
I.III. INSTALACIONES SUPERFICIALES............22
II. DETERMINACIN DEL MOMENTO OPORTUNO PARA INSTALAR UN
SISTEMA ARTIFICIAL DE PRODUCCIN....24
III. PROCEDIMIENTO PARA LA SELECCIN DE UN SISTEMA ARTIFICIAL DE
PRODUCCIN... 26
IV. DESCRIPCIN DEL SISTEMA ARTIFICIAL DE PRODUCCIN Y EJEMPLOS
DE APLICACIN....33
V. DISEO DEL SISTEMA ARTIFICAL DE PRODUCCIN...43
VI. ANLISIS ECONMICO......61
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES...............64
BIBLIOGRAFA...66
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N O M E N C L A T U R A
SIMBOLOS UNIDADES
B Constante de entrada del agua bl/lb/in2
Bg Factor de volumen del gas (menor a uno) adimensional
Bo Factor de volumen del aceite (mayor a uno) adimensional
Gradiente
p Cada de Presin kg/cm2
f Fluido (s); formacin (agua, aceite o gas)
IP ndice de productividad (m30/da)/(kg/cm2)
J ndice de productividad (m30/da)/(kg/cm2)
K Permeabilidad absoluta Darcy
Kg Permeabilidad efectiva al gas Darcy
Ko Permeabilidad efectiva al aceite Darcy
Kw Permeabilidad relativa al agua Darcy
Krg Permeabilidad relativa al gas Darcy
Kro Permeabilidad relativa al aceite Darcy
Krw Permeabilidad relativa al agua Darcy
Pe Presin corriente abajo del estrangulador kg/cm2
Ps Presin de separacin kg/cm2
Pth Presin en la boca del pozo kg/cm2
Pwf Presin de fondo del pozo cuando esta fluyendo kg/cm2
Pws Presin de fondo del pozo cuando esta cerrado kg/cm2
q Gasto (ritmo) de produccin m3/da
re Radio de drene del pozo m
RGA Relacin gas-aceite instantneo m3g/ m3o
S Saturacin m3f/ m3p
Sf Saturacin de un fluido m3f/ m
3p
V Volumen m3
Vf Volumen del flujo m3
Vp Volumen de poros m3
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L I S T A D E F I G U R A S
FIGURA DESCRIPCIN
1 Sistema Integral de produccin.
2 Corte de una formacin y representacin en la misma de un yacimiento con acumulacin de aceite y gas.
3 Sarta de produccin.
4 Ntese las dos zonas productoras con sus respectivos empacadores; uno doble y el otro sencillo.
5 Anlisis del rango de costo de inversin ptimo.
6 Costo de inversin vs profundidad.
7 Instalaciones abiertas se usan para flujo continuo e intermitente.
8 Instalacin semi-cerrada adecuadapara flujo constante e intermitente.
9 Instalacin cerrada adecuada para bombeo intermitente
10 Vlvula diferencial se usa en pozos poco profundos y de baja produccin.
11 En la tubera de produccin a diversas profundidades (presin esttica a 7000 pies de 2000 lb/in2 man.).
12 En la tubera de produccin a la profundidad de la primera vlvula a 3150 pies.
13 Gasto de produccin de 275 lb/da en la primera vlvula.
14 Los gastos en la tubera de produccin a las profundidades de las vlvulas instaladas quedan por debajo de 200 y 600 bl/da.
15 La interseccin de las curvas A y B muestra que el pozo producir a 545 bl/da, la presin opuesta a la vlvula 6 es de 410 lb/in. La grfica pequea muestra que con un gasto de 545 bl/da por una tp de 2 7/8 in, la RGL ptima es de 2.6 mil pies cbicos/bl.
16 Vlvula con fuelle cargado a presin tambin llamada de flujo intermitente, se usa para flujo constante e intermitente.
17 Instalacin tpica de bombeo neumtico continuo cuenta con 6 vlvulas en el pozo. Las 4 vlvulas superiores son las de descarga, la quinta es la operante y una vlvula adicional que se agrega por seguridad.
18 Gradientes y presiones del recorrido de los fluidos hasta la superficie.
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L I S T A D E T A B L A S
TABLA DESCRIPCIN
1 Productividad del pozo y sistema artificial recomendado.
2 Profundidad del pozo para el sistemas artificial recomendado.
3 Problemas que influyen al elegir el sistema artificial de produccin.
4 Resultado de la sarta de vlvulas profundidad, gasto.
5 Gasto mximo de produccin, volumen de gas inyectado.
6 Dimetro de estranguladores de cada vlvula con redondeo a 1/64.
7 Profundidad a la que las vlvulas deben ir colocadas en la sarta.
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10
I N T R O D U C C I N
En la industria petrolera, los sistemas artificiales de produccin para pozos
petroleros, conocidos tambin por sus siglas SAP, tienen gran importancia ya que
en Mxico como en otros pases productores de petrleo, son utilizados para
mantener un ritmo de produccin, cuyo beneficio siempre impacta sobre el
aumento de la produccin del pozo, cuando esto sea econmicamente fctible.
Entonces de acuerdo con lo anterior, el objetivo de instalar un sistema artificial
de produccin es el de incrementar la produccin de un pozo fluyente o reinstalar
a produccin un pozo que ha dejado de fluir por abatimiento de su presin para
obtener un incremento en el ingreso.
El SAP que actualmente domina la Regin Marina de nuestro Pas es el
bombeo neumtico, empleado tambin de manera intensiva en el resto del mundo
en su modalidad de bombeo neumtico contino, ya que resulta adecuado para
pozos en plataformas marinas, pozos desviados donde se perfora de manera
direccional y con una relacin gas-aceite (RGA) alta, adems de permitir el manejo
eficiente de materiales slidos y la introduccin de equipos de registro y
mantenimiento dentro del pozo a travs de la tubera de produccin (TP). Tiene la
bondad de poner a producir pozos con un rango muy amplio de volmenes a
diferentes profundidades, lo que hace que este sistema sea muy flexible. El
equipo de superficie ligado a este sistema es muy pequeo, poco costoso y de
mantenimiento econmico.
Fsicamente el sistema funciona por un mtodo de levantamiento de fluidos
desde el fondo del pozo hasta la superficie, a travs de la inyeccin de gas.
Dada la gran importancia que tiene este sistema y el impacto sobre la
produccin, este trabajo pretende mostrar de forma general los aspectos
relevantes de sus componentes y el procedimiento a seguir para el diseo del
mismo.
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11
Por lo que esta investigacin esta estructurada como a continuacin se
describe:
En el Capitulo I Sistema integral de produccin se describen los conceptos
generales involucrados en este tipo de sistemas.
El Captulo II Determinacin del momento oportuno para instalar un
sistema artificial de produccin, se dan una serie de recomendaciones que
permitan garantizar el empleo de este tipo de tecnologa.
En el Captulo III Procedimiento para la seleccin de un sistema artificial de
produccin se presenta una serie de consideraciones para poder elegir entre
las distintas tcnicas.
La descripcin del SAP se detalla en el Captulo IV.
En el Captulo V Diseo del sistema artificial de produccin se dan las
bases para el diseo y un ejemplo de aplicacin ampliamente tratado que liga
las unidades anteriores.
La forma de hacer un anlisis econmico se presenta en el Captulo VI.
Finalmente, se dan una serie de conclusiones y recomendaciones para este
tipo de sistemas.
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12
I. SISTEMA INTEGRAL DE PRODUCCION
Este sistema se muestra en la figura 1.
Figura 1.- Sistema Integral de produccin.
I.I. YACIMIENTO
Las acumulaciones de aceite y gas ocurren en trampas en el subsuelo
formadas por carcter estructural o estratigrfico. Generalmente estas
acumulaciones se producen en porciones de estratos porosos y
permeables, que principalmente son arenas, calizas y dolomas, en las
aberturas intergranulares, en espacios porosos causados por fracturas o
actividad de algn solvente.
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13
El yacimiento es una porcin de una trampa geolgica que contiene
hidrocarburos, la cual se comporta como un sistema intercomunicado
hidrulicamente. Los hidrocarburos ocupan los poros o huecos de la
roca almacenndola y estn a alta presin y temperatura, debido a la
profundidad a que se encuentra el yacimiento.
Existen diversas clasificaciones de los yacimientos:
De acuerdo al tipo de roca almacn.
De acuerdo al tipo de trampa.
De acuerdo al tipo de fluido o fluidos almacenados.
De acuerdo a la presin original.
De acuerdo al tipo de empuje predominante.
De acuerdo al diagrama de fase.
El yacimiento consiste en una o varias unidades geolgicas de flujo.
Mientras que la forma del pozo y el flujo convergente han creado en el
pasado la nocin de la configuracin del flujo radial, nuevas y modernas
tcnicas como la ssmica 3-D, y nuevos registros geofsicos y tcnicas de
medicin y pruebas a pozos, han permitido una descripcin mas precisa
de la forma y el carcter de produccin del pozo y del yacimiento. Esto es
particularmente real en la identificacin lateral y vertical de los lmites y la
heterogeneidad del yacimiento, como puede observarse en la figura 2.
Una descripcin apropiada del yacimiento incluyendo las extensiones
de las heterogeneidades, discontinuidades y anisotropas, siempre ha
sido importante, pero ahora se ha vuelto apremiante ante la aparicin de
pozos horizontales con longitudes de varios miles de pies.
El hallazgo de discontinuidades laterales tiene un gran impacto en la
produccin esperada del pozo horizontal, la trayectoria del pozo tiene
tambin un gran efecto en la produccin del pozo. Ordinariamente slo
habra una sola direccin ptima del pozo.
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14
Figura 2.- Corte de una formacin y representacin en la misma de un yacimiento con acumulacin de aceite y gas.
Saturacin:
La saturacin de un fluido en un medio poroso, se define como el
volumen del flujo que se encuentra en el medio poroso, entre su volumen
de poros, es decir, Vf/Vp,Sf = donde f puede representar agua, aceite o
gas.
En todos los yacimientos de hidrocarburos existe agua; los valores de
Sw congnita u original son del orden del 10 al 30 por ciento, en tanto
que en etapas avanzadas de extraccin, por entrada natural o artificial de
agua, la Sw puede alcanzar valores de 0.8, dejando solamente
saturaciones residuales de gas y aceite.
Se conoce como saturacin crtica al valor de la saturacin S a partir
del cual el fluido correspondiente puede comenzar a moverse.
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15
Factores de volumen:
Estos factores indican el comportamiento de los volmenes de las fases,
cuando acta una cada de presin sobre estas.
El factor de volumen del gas Bg se define como el volumen de una
masa de gas medido a condiciones de presin y temperatura del
yacimiento, entre el volumen de la misma, pero medida a condiciones
estndar.
El factor de volumen del aceite oB es el cociente del volumen de
aceite ms su gas disuelto a condiciones de presin y temperatura del
yacimiento, entre el volumen de aceite muerto (sin gas disuelto) a
condiciones estndar.
En el volumen del numerador, se involucra la expansin trmica del
aceite con su gas disuelto, una expansin del aceite al disolver el gas y la
compresin del aceite y su gas disuelto al estar sometido a la presin del
yacimiento.
Presin de fondo Pw:
Se utilizan los concepto de Pwf para sealar la presin de fondo del pozo
cuando esta fluyendo y Pws cuando esta cerrado. En general, ambas
varan con el tiempo.
Presin esttica Pe:
El valor de Pws que se obtiene para un tiempo de cierre suficientemente
grande. Este tiempo es del orden de 24 horas para yacimientos de alta
permeabilidad y aumenta a medida que el valor de este parmetro
disminuye.
Excepto cuando acte un fuerte empuje hidrulico en el yacimiento, el
valor de esta presin esttica podr disminuir, al estarse explotando otros
pozos en el mismo yacimiento.
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16
Radio de drene re:
En general, el rea de drene de un pozo no es circular, pero para
algunos estudios se supone que si lo es, a manera de aproximacin. Al
radio de esta rea se le conoce como radio de drene. La presin
correspondiente al radio de drene es precisamente Pe, que es la presin
que se alcanza en un pozo despus de un tiempo de cierre
suficientemente grande.
Relacin gas-aceite instantnea R o RGA:
Es el gasto total de gas, es decir, gas disuelto mas gas libre, a
condiciones estndar, entre el gasto de aceite muerto a condiciones
estndar para un instante dado.
Permeabilidades:
Permeabilidad absoluta (k):
Se denomina as a la propiedad de la roca que permite el paso de un
fluido a travs de ella (poros intercomunicados, fracturas, cavernas, etc.)
cuando esta roca se encuentra saturada al 100% con el fluido, que es el
mismo que se utiliza como fluido desplazante durante la prueba. Se mide
en Darcy, ya que se utiliza la ecuacin de Darcy para determinar el valor
de k.
g2
v
D
L f h
2
f =
hf = Prdida por friccin, en m. f = Factor de friccin, adimensional.
L = Longitud del conducto, en m. D = Dimetro del tubo, en m.
v = Velocidad media, en m/s g = Aceleracin de la gravedad, en m2/s.
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Permeabilidad efectiva (ko, kw, kg):
Es la permeabilidad del medio poroso al fluido, cuando la saturacin del
fluido es menor al 100% es decir, el medio poroso esta saturado por dos
o mas fluidos.
Permeabilidad relativa (kro, krg, krw):
Es el valor del cociente que resulta de dividir la permeabilidad efectiva de
un fluido, entre la permeabilidad absoluta.
COMPORTAMIENTO DE LAS FORMACIONES PRODUCTORAS.
El abatimiento de presin en el yacimiento, es definido como la diferencia
de la Pwf o presin de fondo fluyendo y la Pws, o presin esttica.
= 2
g1plbPwfPwsp
Otro concepto importante es la relacin que existe entre el gasto de la
produccin de un pozo y el abatimiento de presin, denominada ndice
de productividad, o IP que tambin se simboliza con la letra J.
=
21gp
lbda
bl
PwfPws
qJ
Si el valor del IP se considera constante, independientemente de la
produccin actual del pozo, se puede escribir la ecuacin anterior de la
siguiente forma:
donde: pJq = Es el gasto
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18
Por lo tanto, la relacin entre q y el abatimiento es una lnea recta que
pasa por el origen y tiene una pendiente J.
Casi siempre es de esperar que la lnea sea curva. A partir de la
definicin de J, la direccin de la curvatura es tal que el valor de J
decrece al incrementar los valores del abatimiento, o del gasto. Para
relacionar ambos casos, Gilbert utiliz el trmino relacin del
comportamiento del flujo de entrada IPR (Inflow Performance
Relationship) para realizar una descripcin de la curva de Pwf graficada
contra la produccin total para cualquier pozo en particular.
Generalmente, existen 2 problemas diferentes a resolver, el primero
es la forma de la curva de presin contra gasto en un momento
determinado, y el segundo es la manera en que el IPR decrece a medida
que contina la produccin.
El mtodo de Vogel fue desarrollado de una ecuacin emprica para la
forma del IPR de un pozo productor en un yacimiento con empuje por
gas disuelto en el cual la presin media del yacimiento es menor que la
presin en el punto del burbujeo.
Esto se representa en la siguiente ecuacin:
2
80201
=
p
Pwf
p
Pwf
q
q..
en anlisis posterior, Standing reescribi la ecuacin de Vogel,
obteniendo:
+
=
p
Pwf
p
Pwf
q
q8011 .
y de lo anterior se obtiene:
+
=
p
Pwf
p
qJ 801 .
haciendo despreciable la diferencia entre p y Pws.
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19
I.II. POZO
Dentro del Pozo, podemos tener distintos elementos que van a variar de
acuerdo al tipo de pozo, a su terminacin.
En esta sarta de produccin, pueden estar instaladas vlvulas de
tormenta y check. Esta instalacin se muestra en la figura 3.
Figura 3.-. Sarta de produccin.
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20
Es muy importante considerar todos estos elementos para poder
conocer el comportamiento de los fluidos y del flujo en s dentro del pozo.
De acuerdo a lo anterior, se han realizado numerosas investigaciones
y experimentos, con los cuales se ha llegado a presentar diferentes
correlaciones de flujo multifsico en tuberas verticales. Estas
correlaciones se denominan multifsicas, porque describen el
comportamiento real de un pozo, en el cual en la mayora de los casos,
tendremos ms de 2 fases fluyendo en su interior.
De acuerdo a estas correlaciones, la mayora de estas comienzan
definiendo el tipo de flujo que esta en su interior, y adems, hacen esta
verificacin por intervalos de cada de presin, por lo que sus resultados
son muy aproximados al comportamiento real del pozo.
En el caso de tener cambios de dimetro en la tubera de produccin,
vlvulas, o incluso estranguladores y separadores de fondo, estas
correlaciones se pueden adaptar al pozo, utilizando otras correlaciones
que describen el comportamiento de una mezcla multifsica a travs de
una vlvula, estrangulador, o incluso, separador.
Dentro del pozo, se pueden dar algunas restricciones al flujo que
aunque no son planeadas, se tienen que tomar en cuenta para resolver
este problema, como es el arenamiento del pozo, taponamiento de
parafinas, asfaltenos e hidrocarburos pesados.
Los pozos pueden tener distintos tipos de terminacin, por ejemplo
obsrvese el que se muestra en la figura 4.
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21
TP
TP
EMPACADOR
DOBLE
EMPACADOR
SENCILLO
ZONA
PRODUCTORA 1
ZONA
PRODUCTORA 2
Figura 4.- Ntese las dos zonas productoras con sus respectivos empacadores; uno doble y el otro sencillo.
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22
I.III. INSTALACIONES SUPERFICIALES
Dentro de las instalaciones superficiales, debemos de considerar a todo
el equipo que interviene en la produccin, que se encuentre a partir de la
boca del pozo, y hasta los separadores. Todo este equipo involucra a las
vlvulas en la cabeza del pozo, estrangulador, lnea de descarga, y
batera de separacin.
Dentro de la lnea de descarga, pueden existir ms vlvulas y algunas
derivaciones para dar mantenimiento a la lnea.
Para la lnea de descarga, tambin se debe de hacer un anlisis del
flujo que va a ir a travs de ella, y de una forma muy similar al pozo, se
utilizan correlaciones de flujo multifsico horizontal, con las cuales se
describir el comportamiento de los fluidos y las cadas de presin a
travs de la lnea de descarga.
Estranguladores:
Es una prctica comn en los campos petroleros escoger el
estrangulador para un pozo fluyente de tal modo que las pequeas
variaciones en la presin corriente abajo, no afecten a la Pth, y en
consecuencia, el comportamiento del pozo. Esto implica que el fluido se
desplace por el estrangulador a velocidades superiores a las del sonido,
y se ha determinado, bajo la diversidad de condiciones que se
encuentran en el trabajo de los campos petroleros, este requisito se
satisface si la Pth es por lo menos el doble de la presin promedio en la
lnea de flujo.
Separadores:
La separacin de fases dentro del flujo proveniente del pozo, es la tarea
ms comn y simple de procesamiento. El equipo que realiza esta tarea
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23
se le conoce como separador. La separacin de gas natural de los
lquidos o impurezas en un separador, combina la fuerza de la gravedad
(segregacin gravitacional), tiempo, procesos mecnicos y en algunas
ocasiones, qumicos.
El tamao del separador depende del gasto de gas o lquidos.
Los separadores pueden tener varias formas, verticales, horizontales
y esfricos. Dependiendo de la composicin de los fluidos del pozo,
puede ser deseable el uso de ms de una etapa de separacin para
obtener una recuperacin ms alta de fluidos. En general, entre mas alta
sea la presin en la cabeza del pozo, mas etapas de separacin sern
requeridas.
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24
II. DETERMINACION DEL MOMENTO OPORTUNO PARA INSTALAR UN SISTEMA ARTIFICIAL DE
PRODUCCION
Los sistemas artificiales en general, adicionan energa a los fluidos del pozo,
para ayudarlos a vencer las cadas de presin, a travs de vlvulas, a
vencer la contrapresin de la lnea de descarga y el separador, de tal forma
que los fluidos puedan llegar sin problemas al separador, y a una presin
deseada.
Para tomar la decisin de instalar un sistema artificial de produccin, hay
que considerar un anlisis econmico del proyecto en el cual se considera
la aplicacin del sistema artificial.
El beneficio de un sistema artificial, debe siempre impactar sobre el
aumento de la produccin del pozo, siempre y cuando sea econmicamente
factible.
La instalacin de un sistema artificial de produccin no depende
directamente de la etapa de explotacin del campo, ya que un sistema
artificial puede ser instalado y puesto en operacin desde el inicio de la
explotacin de un campo, y tampoco se limita a los pozos no fluyentes, ya
que la gran variedad de sistemas artificiales cubre toda la gama de
problemas de los pozos, as que tambin pueden quedar instalados en
pozos fluyentes.
Lo que es crtico, como ya se mencion anteriormente, el anlisis
econmico pertinente, en el que se demuestre que las ganancias por el
aumento de la produccin gracias a la instalacin del sistema artificial,
cubren perfectamente los gastos de dicha instalacin, los costos de
mantenimiento, los operacionales, y adems, superen en un buen
porcentaje a las ganancias que se tenan anteriormente, o que se hubieran
tenido si no es instalado el sistema artificial.
-
25
La otra cuestin es la factibilidad tcnica, es decir, que tcnicamente sea
posible instalar un sistema artificial de produccin, considerando los
problemas que implicara al pozo la instalacin del sistema artificial, y
tambin a la formacin, la cual se puede ver daada al aumentar el ritmo de
produccin, o al aumentar el abatimiento de presin en ella, dando
problemas de flujo confinado, entre otros.
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III. PROCEDIMIENTO PARA LA SELECCIN DE UN SISTEMA ARTIFICIAL DE PRODUCCION
La planeacin de un sistema artificial es muy importante; las
consideraciones para el diseo deben iniciar antes que el pozo o un
grupo de pozos que se hayan perforado. Para obtener los gastos de
produccin ptimos por algn sistema de produccin artificial en un
futuro, se deben de proveer suficiente espaciamiento tubular. Los anlisis
de las especificaciones del tipo de instalacin deben de comenzar
mientras los pozos estn fluyendo. La aplicacin de un cierto sistema
artificial de produccin depende de que si un solo pozo, un grupo de
pozos, un campo o un activo lo requieran.
El tipo de sistema artificial requerido es influenciado si existe o no una
terminacin convencional o mltiple. Las terminaciones mltiples
presentan problemas, ya que no proveen suficiente espaciamiento
tubular, por lo que la eleccin del sistema artificial no estar determinada
por el diseo ptimo o por criterios econmicos, sino por limitaciones
fsicas.
Incluido en esto la locacin del pozo, las plataformas marinas estn
limitadas en extensin areal. En igualdad de condiciones, el mejor
sistema artificial en la tierra, puede no ser prctico en una plataforma con
espacio limitado. Aqu de nuevo, las terminaciones mltiples y/o pozos
desviados dictan la eleccin del sistema artificial.
Tambin la consideracin de la existencia de una fuente de energa
como motor principal. En algunas reas puede o no ser existente, de
manera econmica, tcnica o prctica. La electricidad ha cobrado
importancia debido a su disponibilidad y a su aplicacin para la
automatizacin. El costo de compra, transporte, almacenamiento y
manejo se puede volver prohibitivo cuando se requiere diesel o propano
como fuente primaria de energa.
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27
El diseo del sistema artificial tambin depende de las condiciones de
produccin. Condiciones climticas severas afectan la eleccin del
sistema artificial. Fro o calor extremo, fuertes vientos, polvo o nieve
pueden limitar esta eleccin. La corrosin tambin es un factor
importante para escoger un sistema artificial. Crudos amargos,
produccin de salmuera y corrosin por oxgeno y 2
CO afectan tambin
la seleccin del sistema artificial, al igual que la produccin de slidos
como arena, sal parafinas y asfaltenos.
La profundidad del intervalo productor y la desviacin del pozo deben
de ser considerados para lograr un potencial de levantamiento adecuado
para tiempos futuros. Las relaciones gas aceite y agua deben de ser
consideradas tambin, ya que son factores limitantes de los tipos de
sistemas artificiales.
En otras palabras, debe considerarse el yacimiento totalmente.
Los objetivos a largo plazo de produccin dependen de las
caractersticas del yacimiento. El diseo y la seleccin del sistema
artificial deben reflejar estos objetivos.
Esto nos lleva a los sistemas artificiales de produccin bsicos en
servicio.
Las posiciones de acuerdo a las instalaciones a nivel mundial de
estos sistemas es la siguiente.
1. Bombeo mecnico.
2. Bombeo neumtico.
3. Bombeo hidrulico.
4. Bombeo electrocentrfugo.
5. Bombeo hidrulico tipo jet.
6. Bombeo de cavidades progresivas.
7. Embolo viajero.
8. Otros mtodos.
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Estas posiciones pueden variar entre campos, entre estados, y entre
pases.
La eleccin entre los cuatro sistemas artificiales bsicos depende de
varios factores adems de los costos de instalacin y operacin de los
equipos. Algo muy importante es la productividad del pozo, y una primera
etapa para elegir el sistema artificial de produccin apropiado de acuerdo
a lo anterior se muestra en la tabla1.
Tabla 1.- Productividad del pozo y sistema artificial recomendado.
Gasto de produccin (bl/da)
Sistema artificial recomendado
Mayor a 20,000 Bombeo electrocentrfugo o neumtico
2,000-10,000 Cualquiera excepto bombeo mecnico
100-1,000 Cualquiera
Menor a 100 Cualquiera excepto electrocentrfugo
Tambin es importante la presin del yacimiento. Una vez que ha
disminuido por debajo de un tercio de la presin debida a la columna
hidrosttica de los fluidos en el pozo, el bombeo neumtico continuo se
vuelve cuestionable, ya que la cantidad de gas requerida para levantar
los fluidos se vuelve excesiva.
Las bombas sumergibles pueden operar por debajo de algunos
cientos de libras por pulgada cuadrada, y los pistones y los sistemas
hidrulicos pueden operar esencialmente a una presin de cero, tal vez
requiriendo ventilacin de gas.
La profundidad puede ser una limitacin importante, como se ilustra
en la tabla 2:
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29
Tabla 2.- Profundidad del pozo para el sistemas artificial
recomendado.
Profundidad (pies)
Sistema artificial recomendado
Mayor a 12,000 Bombeo hidrulico
10,000 12,000 Cualquiera excepto electrocentrfugo
Menor a 8,000 Cualquiera
En la tabla 3 se muestran los problemas ms comunes que afectan a
la seleccin del sistema artificial de produccin:
Tabla 3.- Problemas que influyen al elegir el sistema artificial de
produccin.
Problema Bombeo
Mecnico Hidrulico Electrocentrfugo Neumtico
Arena Normal Normal Normal Excelente
Parafina Malo Bueno Bueno Malo
Alta RGA Normal Normal Normal Excelente
Agujero desviado
Malo Bueno Normal Bueno
Corrosin Bueno Bueno Normal Normal
Altos Malo Bueno Excelente Bueno
Profundidad Normal Excelente Normal Bueno
Diseo Simple Si No Si No
Dimetro de la TR
Normal Normal Bueno Bueno
Flexibilidad Normal Excelente Malo Bueno
Escala Bueno Normal Malo Normal
Como Factores secundarios, uno que se debe de considerar es que el
sistema artificial apropiado para un pozo promedio es funcin de la edad
del pozo.
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En las etapas iniciales de un sistema artificial, la presin del
yacimiento y la RGA son generalmente altas, por lo que el bombeo
neumtico se ve favorecido. Conforme ambas disminuyen, el bombeo
neumtico pierde sus ventajas y el bombeo electrocentrfugo se convierte
en el ms apropiado.
Finalmente, a bajas presiones y baja productividad, el bombeo
mecnico y el hidrulico se convierten en los ms adecuados. De
cualquier manera, si la presin del yacimiento se mantiene con inyeccin
de agua, el bombeo neumtico y el elctrico se mantienen como buenas
opciones.
En la figura 5 se muestra el anlisis del costo de inversin ptimo de
los bombeos hidrulico y elctrico.
RANGO DE ANLISIS DE COSTOS DE INVERSIN PTIMA
HIDRAULICO
ROD=HIDRAULICO
SUB ELECTRICOROD
BARRILES DE FLUIDO POR DIA
1000
SUB
ELECTR
ICOHID
RAULIC
O
ROD = SUB ELECTRICO
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200
PROFU
NDIDAD (PIES)
Fuente: Spear & Assoc.
Figura 5.- Anlisis del rango de costo de inversin ptimo.
En la figura 6 se muestra el costo de inversin contra la profundidad
de los bombeos hidrulico y elctrico.
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COSTO DE INVERSIN VS PROFUNDIDAD
35
30
25
20
15
10
5
2 3 4 5 6 7
40
35
30
25
20
15
10
2 3 4 5 6 7
35
30
25
20
15
10
5
2 3 4 5 6 7
700BPD
300BPD
500BPD
100BPD
PROFUNDIDAD - M PIES
ROD SUB ELECTRICO HIDRAULICO
400BPD
800BPD12
000BPD 120
00BPD
1000BP
D
800BPD
500 & 6
00BPD
300BPD
100BPD
COSTO DE INVERSIN- M DOLLARS
Fuente: L.D. Johnson
PROFUNDIDAD - M PIES PROFUNDIDAD - M PIES
Figura 6.- Costo de inversin vs profundidad.
Bombeo Neumtico
El bombeo neumtico domina la costa del Golfo como sistema
artificial de produccin y se utiliza de manera extensiva en todo el
mundo. La mayora de estos pozos estn bajo el bombeo neumtico
continuo.
El bombeo neumtico a flujo constante se recomienda para pozos de
alto volumen y alta presin esttica de fondo, donde la mayora de los
sistemas de bombeo tienen problemas. Es una excelente aplicacin para
formaciones clsticas costa afuera con mecanismos de desplazamiento
por expansin del agua de formacin o por entrada de agua de un
acufero activo.
Sus ventajas son:
El bombeo Neumtico es el mejor sistema artificial de produccin para el
manejo de materiales slidos. Muchos pozos producen arenas aunque
tengan instalados sistemas de control de arena. La arena producida afecta
mecnicamente a las vlvulas, pero en menor proporcin que los equipos
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de otros sistemas, que con una cantidad mnima de arena quedarn
daados.
Los pozos desviados pueden ser bombeados con este sistema sin
ningn problema. Esto es de especial importancia para pozos en
plataformas marinas, donde se perfora de manera direccional.
Este sistema permite la introduccin de equipos de registro dentro del
pozo, y de la misma manera, equipos de mantenimiento a travs de la
TP.
El diseo normal de este sistema deja a la TP sin ninguna
obstruccin.
En este sistema, al encontrarnos con un pozo con una RGA muy alta,
nos estamos topando con un beneficio, y no un perjuicio en comparacin
con los dems equipos.
Con el mismo equipo de bombeo neumtico se puede poner a
producir pozos con un rango muy amplio de volmenes y de longitudes,
lo que hace que este sistema sea muy flexible.
El equipo de superficie de este sistema es muy pequeo y poco
costoso, adems de su mantenimiento econmico.
Sus limitaciones son:
La contrapresin relativamente alta dentro del pozo puede causar
serios problemas restrictivos.
El costo de los compresores es muy alto, y estos requieren de mucha
energa, ya que el costo por caballo de fuerza de un compresor supera
los $800 para locaciones en tierra, y de $1800 para plataformas marinas.
Adems, el compresor representa mayor espacio y mayor peso para las
instalaciones superficiales.
Se necesita tener una fuente adecuada de gas durante la vida del
proyecto.
La operacin y mantenimiento de los compresores es muy cara.
Existen restricciones para el bombeo neumtico al trabajar con
aceites con gravedades especficas.
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IV. DESCRIPCION DEL SISTEMA ARTIFICIAL DE PRODUCCION Y EJEMPLOS DE APLICACION
Cuando un pozo llega al fin de su vida de flujo natural, se tiene que elegir
que sistema artificial de produccin ser instalado.
El problema reinicia nuevamente al considerar el inicio de nuevo del flujo
en un peso muerto por medio de la inyeccin de gas y se seala que se
requieren presiones mucho ms altas en la salida del compresor para la
reactivacin que para la produccin permanente. Los intentos para vencer
esta dificultad han llevado al desarrollo de vlvulas para bombeo neumtico
que se corren como parte de la sarta de la tubera de produccin. Estas
permiten la introduccin del gas en la columna esttica del flujo a
profundidades intermedias con el objeto de iniciar el flujo.
Por lo comn, se incluyen varias vlvulas en la sarta de produccin y
estn localizadas de tal modo que el gas inyectado puede entrar a la tubera
de produccin a profundidades progresivamente ms bajas durante el
proceso de inducir nuevamente el flujo por inyeccin de gas en un pozo
muerto. En esta forma, la Pwf puede reducirse al punto en el cual la presin
en la superficie para la inyeccin de gas es suficiente para inyectarlo cerca
del pie de la tubera de produccin.
El costo de instalacin de un compresor se eleva naturalmente con los
caballos de fuerza, y es razonable preguntar si es posible reducir
substancialmente los caballos de fuerza del compresor y mantener todava
un gasto de produccin de aceite cercano al valor ptimo.
Aunque existen modificaciones en la tcnica de bombeo neumtico que
permiten su uso en pequeos pozos productores y que estn abajo del
lmite econmico, este tipo de bombeo es esencialmente un mtodo para
lograr una produccin alta. Como tal, la fase de bombeo neumtico en la
historia de un pozo es por lo general corta (hasta 5 aos) y est entre el
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periodo inicial de flujo natural y la instalacin final de extraccin artificial, la
cual probablemente ser alguna forma de bombeo. El bombeo neumtico,
entonces, tiene sus aplicaciones ms notables donde las restricciones del
mercado y gobierno no son factores limitantes para decidir el gasto de
produccin del pozo. Y, ya que, al final, tiene que instalarse por lo comn
una bomba en cualquier caso, la justificacin econmica de instalar un
sistema de bombeo neumtico descansa frecuentemente en las ventajas
econmicas que se tienen al obtener produccin, y en consecuencia, el
ingreso adelantado tanto como sea posible.
El bombeo neumtico es un sistema artificial de produccin que funciona
por un mtodo de levantamiento de fluidos desde el fondo del pozo, hasta la
superficie, a travs de la inyeccin de gas.
Se utilizan presiones de inyeccin relativamente altas (250 lb/in como
mnimo), esta inyeccin de gas se da a travs del espacio anular, y entra a
la tubera de produccin a travs de vlvulas colocadas en uno o ms
puntos de inyeccin.
Existen 2 mtodos:
Bombeo neumtico continuo.
En este, el gas se introduce de manera continua, es decir, un volumen
continuo a travs del espacio anular a la tubera de produccin para aerear
o aligerar la columna de fluidos, hasta que la reduccin de la presin en el
fondo permita un abatimiento de presin suficiente en la formacin,
causando que el pozo produzca el gasto deseado.
Para realizar esto, se coloca una vlvula en el punto de inyeccin ms
profundo con la presin disponible del gas de inyeccin, junto con la vlvula
reguladora en la superficie. Este mtodo se utiliza en pozos con un alto IP
(mayor a 0.5 bl/da/lb/in) y presiones de fondo fluyendo relativamente altas,
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es decir, que la columna hidrosttica sea del orden del 50% o ms en
relacin a la profundidad del pozo.
En este tipo de pozos, la produccin a obtener puede estar dentro del
rango de 200 a 20000 bl/da a travs de tuberas de produccin comunes. Si
el pozo es explotado por el espacio anular, es posible obtener gastos de
hasta 80000 bl/da. El dimetro interior de la tubera de produccin rige el
gasto, siempre y cuando el ndice de productividad del pozo, la presin de
fondo fluyendo, el volumen y la presin del gas de inyeccin y las
condiciones mecnicas sean las ideales.
Bombeo neumtico intermitente
Este mtodo consiste en producir peridicamente determinado volumen de
aceite impulsado por el gas que se inyecta a alta presin, el gas es
inyectado en la superficie al espacio anular por medio de un regulador o
interruptor, despus, este gas pasa del espacio anular a la tubera de
produccin. A travs de una vlvula que va insertada en un mandril en la
tubera de produccin. Cuando la vlvula abre, el fluido proveniente de la
formacin, que se ha estado acumulando dentro de la tubera de
produccin, es expulsado al exterior en forma de un tapn o bache de aceite
debido a la energa del gas. Sin embargo, debido al fenmeno de
resbalamiento del lquido, que ocurre dentro de la tubera de produccin,
slo una parte del volumen de aceite inicial se recupera en la superficie,
mientras que el resto del aceite cae al fondo del pozo integrndose al bache
de aceite en formacin. Despus de que la vlvula cierra, transcurre un
periodo de inactividad aparente, en el cual la formacin productora contina
aportando fluido al pozo, hasta formar un determinado volumen de aceite
con el que se inicia otro ciclo.
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36
En el bombeo neumtico intermitente el gas es inyectado a intervalos
regulares, de tal manera que el ciclo es regulado para que coincida con la
relacin de fluidos que est produciendo la formacin hacia el pozo.
El bombeo neumtico intermitente es usado en pozos con volumen de
aceite, generalmente bajo o en pozos que tienen las siguientes
caractersticas:
a. Alto ndice de productividad (mayor a 0.5 bl/da/lb/in) en pozos con
baja presin de fondo, columna hidrosttica del orden del 30% o
menor en relacin a la profundidad.
b. Bajo ndice de productividad (menor a 0.5 bl/da/lb/in) en pozos con
baja presin de fondo.
Tipos de instalacin para bombeo neumtico:
En general, el tipo de instalacin para bombeo neumtico esta influenciado
principalmente si el pozo va a ser puesto en produccin con flujo continuo o
intermitente. Tambin la seleccin del tipo de vlvula depende de esta
caracterstica de produccin del pozo. Las vlvulas estn diseadas de tal
manera que trabajen de manera similar a travs de un orificio variable para
flujo continuo, dependiendo de la presin de la tubera de produccin. Las
condiciones del pozo dictarn el tipo de instalacin en un grado alto. El tipo
de terminacin, como en agujero descubierto es muy importante tambin.
Adems, condiciones como la produccin de arena y conificacin por agua
o gas son puntos vitales para el diseo de la instalacin.
En la determinacin del tipo de instalacin inicial, el juicio deber de
estar basado en el comportamiento futuro del pozo, incluyendo la
declinacin de la presin de fondo y el ndice de productividad.
Terminaciones mltiples requerirn una instalacin ms compleja. Pozos
marinos requerirn un anlisis ms exhaustivo debido a los altos costos de
operacin fuera de la costa.
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Instalaciones abiertas:
En esta operacin la tubera de produccin esta suspendida en el pozo sin ningn
empacador. El gas es inyectado por el espacio anular y los fluidos son sacados de
la tubera de produccin. Esto permite una comunicacin entre la tubera de
produccin y el espacio anular, por lo que se restringe este tipo de instalacin a
pozos que ofrezcan un buen sello de fluidos. Esta instalacin se muestra en la
figura 7.
Vlvulas convencionales
Sello de fluido
Produccin
Entrada de gas
Figura 7.- Instalaciones abiertas se usan para flujo continuo e intermitente.
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38
Normalmente esto significa que estos pozos son sujetos solamente a un
flujo continuo. A pesar de esto, puede ser posible poner una instalacin de
este tipo a un pozo con flujo intermitente, pero solamente que exista alguna
condicin para no correr un empacador.
Otro problema que presenta este tipo de instalacin es que al variar la
presin de la lnea de descarga, el nivel del fluido en el espacio anular
subir y bajar, causando una severa erosin en las vlvulas.
Adems, el pozo deber de ser vaciado y reestabilizado cada vez que se
cierre. Como no hay empacador en el pozo, el fluido se elevar durante el
cierre, por lo que este fluido debe de ser sacado del espacio anular.
De acuerdo a las distintas desventajas que presenta este tipo de
instalaciones, es evidente que normalmente no es muy recomendable. De
cualquier forma, existen casos en donde correr un empacador es indeseable
por condiciones de corrosin, mal asentamiento de la tubera de
revestimiento, entre otras. Donde no es posible correr un empacador, se
debe de poner la instalacin abierta, y esta trabajar eficientemente en la
mayora de los pozos con flujo continuo.
Instalaciones semi-cerrada:
Esta instalacin es idntica a la abierta, excepto que se agrega un
empacador para aislar el espacio anular de la tubera de produccin. Este
tipo de instalacin es adecuada para ambos casos de flujo constante o
intermitente. La instalacin se muestra en la figura 8.
Ofrece varias ventajas sobre la instalacin abierta. Primero, una vez que
el pozo ha sido vaciado, no existe la posibilidad de que el fluido reingrese al
espacio anular, ya que todas las vlvulas cuentan con una vlvula check
invertida. Segundo, ningn fluido puede salir de la tubera de produccin y
entrar al espacio anular por la parte de debajo de la tubera de produccin.
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Valvulas de descarga
Entrada de gas
Produccion
valvula de operacion
Figura 8.- Instalacin semi-cerrada adecuada para flujo constante e intermitente.
Este tipo de instalacin tambin se utiliza para bombeo neumtico
intermitente. A pesar de que en la instalacin se permite comunicacin
directa de la presin en la tubera de produccin hacia la formacin, el
empacador evitar que la presin del gas inyectado acte sobre la
formacin, aunque como se menciono anteriormente, este tipo de
instalacin no permite que la presin del gas acte sobre la formacin,
despus de que el gas ingresado a la tubera de produccin a travs de las
vlvulas, lo que puede ocurrir en el bombeo intermitente.
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Instalacin cerrada:
Este tipo de instalacin es similar a su vez, a la instalacin semi-cerrada,
excepto por una vlvula se instala dentro de la tubera de produccin.
Aunque normalmente esta vlvula que se instala en el fondo del pozo, esta
tambin se puede colocar directamente por debajo de la ltima vlvula de
bombeo neumtico. . Esta instalacin se muestra en la figura 9.
Entrada de gas
Valvulas de descarga
Valvulas de operacion
Produccion
Figura 9.- Instalacin cerrada adecuada para bombeo intermitente.
Esta vlvula previene que la presin de gas inyectado acte en la
formacin y debe colocarse en instalaciones de bombeo intermitente.
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Vlvulas:
Los diferentes fabricantes han categorizado a las vlvulas de BN
dependiendo de que tan sensible sea una vlvula a una determinada
presin actuando en la TP o en la TR. Generalmente son clasificadas por el
efecto que la presin tiene sobre la apertura de la vlvula; esta sensibilidad
esta determinada por la construccin del mecanismo que cierra o abre la
entrada de gas.
Normalmente, la presin a la que se expone una vlvula la determina el
rea del asiento de dicha vlvula. Los principales mecanismos de las
vlvulas para ambos casos (en la TP y la TR), son los mismos, y solo la
nomenclatura cambia.
Las vlvulas de BN operan de acuerdo a ciertos principios bsicos, que
son similares a los reguladores de presin.
Las partes que componen una vlvula son:
a) Cuerpo de la vlvula
b) Elemento de carga (resorte, gas o una combinacin de ambos)
c) Elemento de respuesta a una presin (fuelle de metal, pistn o diafragma
de hule)
d) Elemento de transmisin (diafragma de hule o vstago de metal)
e) Elemento medidor (orificio o asiento)
Clasificacin de las vlvulas de BN:
a) Vlvulas Balaceadas
Una vlvula de presin balanceada no est influenciada por la presin en la
tubera de produccin cuando est en la posicin cerrada o en la posicin
abierta.
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Se observa que la presin de la tubera de revestimiento acta en el rea
del fuelle durante todo el tiempo. Esto significa que la vlvula abre y cierra a
la misma presin. De acuerdo a esto, la diferencia de presin entre la de
cierre y la de apertura es cero.
b) Vlvulas Desbalanceadas
Las vlvulas de presin desbalanceadas son aquellas que tienen un rango
de presin limitado por una presin superior de apertura y por una presin
inferior de cierre, determinada por las condiciones de trabajo del pozo; es
decir, las vlvulas desbalanceadas se abren a una presin determinada y
luego se cierran con una presin ms baja.
Para su estudio, se clasifican los tipos de vlvulas que han tenido ms
aplicacin; esta clasificacin es la misma para las vlvulas balanceadas,
exceptuando a la vlvula reguladora de presin.
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V. DISEO DEL SISTEMA ARTIFICIAL DE PRODUCCION
Bombeo Neumtico:
Diseo de vlvulas y sartas para el bombeo neumtico.
La colocacin de las vlvulas en la posicin ptima en la sarta depende
de un gran numero de variables, como la densidad relativa y temperatura
del gas inyectado, los dimetros de la tubera de produccin y
revestimiento, la temperatura del pozo a diversas profundidades, la
presin de la inyeccin del gas y el comportamiento del flujo de entrada
al pozo entre otras, adems de varias caractersticas diferentes del
diseo en los diversos tipos de vlvulas para bombeo neumtico
disponibles en el mercado.
Vlvulas diferenciales:
Las caractersticas principales de la vlvula diferencial se ilustran en la
figura 10.
El vstago de la vlvula est acoplado a un resorte helicoidal, el cual,
en ausencia de otras fuerzas, mantiene el vstago alejado del asiento de
la vlvula, de tal manera que la vlvula esta abierta normalmente. La
accin del resorte puede regularse con una tuerca ajustable.
Cuando la vlvula esta abierta, se aplica presin extrema al vstago
de dos formas: a travs de la ventana u orificio abierto en la parte
superior de la vlvula de modo que la presin total de la inyeccin de gas
a la profundidad en la cual est colocada la vlvula se aplica sobre el
rea del Vstago de la vlvula, oponindose al resorte y actuando para
cerrar la vlvula: otra forma es a travs del estrangulador situado en la
pared de la vlvula.
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Tuberias de produccion
Sello
Vastago de valvula
Tuerca ajustable
Resorte
Estrangulador
Asiento de valvula
Conducto de salida
Figura 10.- Vlvula diferencial se usa en pozos poco profundos y de baja produccin.
Cuando la vlvula esta abierta, y siempre que la presin de inyeccin
de gas sea mayor que la presin en la tubera de produccin a la
profundidad de la vlvula, el gas fluye a travs del estrangulador y dentro
de la tubera de produccin. La presencia del estrangulador ocasiona una
cada de presin, de modo que la presin aplicada a la parte inferior del
vstago de la vlvula es menor que la que se aplica en el extremo
superior. Cuando el flujo de gas a travs del estrangulador llega a ser
suficientemente grande, la diferencia en las presiones del gas aplicada a
los extremos superior e inferior del vstago, multiplicada por la seccin
transversal del vstago, es mayor que la fuerza ejercida por el resorte y
la vlvula se cierra. Por lo comn, la vlvula puede ajustarse para cerrar
cuando la diferencia est en el rango de 100 a 150 lb/in.
Ya que la presin en la tubera de produccin es an menor que la
presin del gas de inyeccin despus del estrangulador, la vlvula no se
volver a abrir hasta que la presin en la tubera de produccin haya
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pasado por una elevacin substancial, de modo que la accin de cierre
es positiva y no hay tendencia a que vibre la vlvula.
Aunque este tipo de vlvula es comparativamente de construccin
simple, barata y aunque tiene la ventaja de que su operacin est
controlada por las condiciones en la columna fluyente, tiene una
desventaja mayor. Para asegurarse que la condicin en la columna que
fluye regula la operacin de la vlvula, es necesario limitar la cada de
presin a travs del estrangulador.
Como resultado, el gasto de la inyeccin de gas que pasa a la tubera
va una vlvula diferencial est limitado y, por lo tanto, no se alcanzan las
condiciones ptimas de flujo en la tubera de produccin arriba de la
vlvula. Por esta razn, las vlvulas diferenciales no se usan en pozos
profundos, es decir, debajo de 4000 pies. Su mayor aplicacin se
encuentra en los pozos en donde los grandes incrementos de la
produccin estn acompaados relativamente por pequeos incrementos
en la RGL; o en pozos en los cuales la baja produccin se obtiene de
profundidades someras (de escasa profundidad o poco profunda).
Ejemplo:
Se disear una sarta de vlvulas diferenciales para utilizarla en el
siguiente pozo:
Datos:
Intervalo productor 7,000 a 7,030 pies
Presin esttica 2,000 a 7,000 pies
Indice de productividad 0.4 bl/da/lb/in
RGL de la formacin 200 ft/bl
Densidad relativa del aceite 25 API
-
46
Est disponible gas de densidad relativa de 0.6 en cantidades
ilimitadas a una presin de 550 lb/in. Estn disponibles vlvulas
diferenciales de varios dimetros de estrangulador y con ajustes de
resorte de 100 lb/in.
El primer paso es decir si hay suficiente presin de gas para permitir
que se inyecte el gas cerca de la zapata de la tubera de produccin (se
supone que esta a 7,000 pies) cuando el pozo est en produccin
constante, y si no, a que nivel de profundidad que sea el ms bajo puede
colocarse una vlvula de tal manera que sea til.
Si el gas se inyecta a 7,000 pies, la presin en ese punto no podra
ser mayor de 500 lb/in. Con una contrapresin de 500 lb/in a 7,000 pies,
la formacin puede producir.
0.4 (2000 500) = 600 bl/da
A esta produccin, suponiendo RGL ptimas, las curvas de la presin
muestran que una presin de 500 lb/in soporta una columna fluyendo de
10,000 pies en una tp de 3 inch Se podra decidir entonces usar una
sarta de tp de 2 7/8 inch., cuando es evidente que el gas har turbulencia
ya sea en la zapata o cerca de ella a 7,000 pies en produccin constante.
Si se ha decidido entonces correr una sarta de 7,000 pies de tubera
de produccin de 2 7/8 inch, el paso siguiente es fijar la posicin de la
primera vlvula (superior). Esto puede hacerse basndose en las
consideraciones estticas.
El aceite es de 25 API, es decir, su densidad relativa es de 0.9042,
por lo que ejerce una presin esttica de 0.39 lb/in/ft. Entonces, cuando
el pozo est fuera de produccin, hay una columna de aceite de longitud
de 2,000/0.39, 5,130 pies en la tubera de produccin y el nivel de
fluido es de 7,000 5,130, 1,870 pies debajo de la superficie.
Sin tomar en cuenta el peso de la columna de gas en el espacio anular y
permitiendo un margen de seguridad de 50 lb/in, la vlvula superior puede
-
47
ajustarse a una profundidad en la cual la columna esttica ejerza una
presin de 500 lb/in. Si esta profundidad es 1D , entonces
1D se calcula
mediante la ecuacin:
0.39 (1D - 1870) = 500
1D = 3150 pies
Ahora se hacen las grficas de las curvas de presin contra el gasto
en la tubera de produccin a diversas profundidades, usando la RGL
natural de la formacin de 200 ft/bl. Esta grfica se muestra en la figura
11.
00 100 200 300 400 500 600 700 750
250
500
750
1000
1250
1500
1650
Gasto de produccion bl/da
Presion, lb/in2 m
an
Presion esttica a 7000 piesde 2000lb/in2 man
7000 pies
6000 pies
5000 pies
4000 pies
3000 pies
2000 pies
1000 pies
Pth
Figura 11.- En la tubera de produccin a diversas profundidades (presin esttica a 7000 pies de 2000 lb/in2 man.).
-
48
Esta grfica surge de los datos calculados a partir de las curvas de
distribucin de la presin para la tp de 2 7/8 inch y una RGL de 200 ft/bl.
Despus, se hace la grfica de la curva de presin contra gasto en la
tubera de produccin a la profundidad de la primera vlvula, a saber,
3,150 pies, usando la RGL natural de la formacin, ya que durante la
induccin al flujo en el pozo mediante inyeccin de gas, cuando el gas de
inyeccin pasa slo por la vlvula superior, el flujo en la sarta de la tp
debajo de esta vlvula est a la RGL de la formacin. La grfica se
muestra en la figura 12.
Gasto de produccin bl/da
Vlvula 400 lb/in2
Presin lb/in m
an
0 100 200 300 400 500 600 700
250
500
750
1000
1250
1500
1750
0
2
3150
3650
4150
4700
52005800
6400
Profundidad de la vlvula Instalada, pies
man1 2 3 4 5 6 7
Figura 12.- En la tubera de produccin a la profundidad de la primera vlvula a 3150 pies.
-
49
De acuerdo a esta grfica, es evidente que el gasto en equilibrio que
se alcanzar con la inyeccin de gas en la vlvula 1 es de 275 bl/da.
Para determinar la profundidad a la cual debe de colocarse la vlvula
2, es necesario encontrar el punto en la tubera de produccin que tenga
una presin de 500 lb/in cuando el gas est inyectado por la vlvula 1 y
la presin a 3,150 pies es de 400 lb/in. Para hacerlo, se hace una grfica
de presin contra profundidad a partir de la primera grfica con un gasto
de produccin de 275 bl/da. Esta grfica se muestra en la figura 13.
Profundidad pies
VlvulasZapata de la tubera de produccin
Presin lb/in m
an
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
250
500
750
1000
1250
1500
0
2
600
550
500
450
395
340
275
Gasto de produccin, bl/da
2 3 4 5 6 71
Figura 13.- Gasto de produccin de 275 lb/da en la primera vlvula.
-
50
Es claro que la vlvula 2 debe colocarse a 3,650 pies.
De la grfica antepasada, se puede ver que el gasto del pozo, cuando la
presin en la tp a 3,650 pies de 400 lb/in ser de 340 bl/da.
Las ltimas 2 figuras muestran ya la continuacin del proceso descrito
anteriormente, para llegar al resultado de la sarta de vlvulas que se
muestra en la siguiente tabla:
Tabla 4.- Resultado de la sarta de vlvulas profundidad, gasto.
Vlvula Profundidad
(pies)
Gasto cuando la presin a esta profundidad es de
400 lb/in. (bl/da)
1 3150 275
2 3650 340
3 4150 395
4 4700 450
5 5200 500
6 5800 550
7 6400 600
Zapata de la tp 7000 500 @ 500 lb/in
El siguiente paso es verificar si, de hecho pueden mantenerse las
presiones de flujo de 400 lb/in junto con una Pth positiva, a las
profundidades calculadas para la colocacin de las diversas vlvulas.
Como parte de esta verificacin, se determinarn los gastos mnimos a
los cuales las diferentes vlvulas deben pasar gas, y stos se usarn
para la etapa final para determinar los dimetros requeridos de
estranguladores.
Suponiendo que se desea operar con una Pth de 50 lb/in. Ya que los
gastos en la tp a las profundidades de las diversas vlvulas quedan debajo
de 200 y 600 bl/da y como la presin a cualquier profundidad de la vlvula
-
51
debe caer a 400 lb/in antes de que esa vlvula cierre, todo lo que se
requiere para determinar si el resorte de vlvula, trabajar en realidad, en
la figura 14.
Relacin gas/lquido, miles de pies cbicos /bl
Profundidad, pies
0 1 2 3 4 5 6 7
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0
7000
8000
Vlvula 1
Vlvula 2
Vlvula 3
Vlvula 4
Vlvula 5
200bl/da
400bl/da
600bl/da
Figura 14.- Los gastos en la tubera de produccin a las profundidades de las vlvulas instaladas quedan por debajo de 200 y 600 bl/da.
En esta figura, la profundidad a la cual la presin en la tp es de 400
lb/in se grafica contra la RGL para gastos de produccin de 200, 400 y
600 bl/da. La informacin se deduce de las curvas de distribucin de
presin anterior.
Las posiciones de las cinco primeras vlvulas se han graficado, pero no
es posible localizar las vlvulas 6 y 7. Se deduce que la vlvula 6 abrir,
pero la presin en la tp a esta profundidad de vlvula nunca se reducir a
-
52
400 lb/in, an a la RGL ptima; por lo tanto, esta vlvula no se cerrar, y
la vlvula 7 no entrar en operacin.
Para determinar la presin mnima que se puede lograr a 5,800 pies
(profundidad de la vlvula 6) y el gasto de produccin correspondiente,
es necesario volver a la grfica de gasto de produccin contra presin en
la tp a esa profundidad (curva A), y superponer la grfica de gasto de
produccin contra la presin a la RGL ptima, suponiendo Pth de 50
lb/in (curva B). Esto se muestra en la figura 15.
Gasto de produccin bl/da
0 100 200 300 400 500 600 700
250
500
750
1000
1250
1500
0
1700
Presin lb/in m
an2
B
A
20
3 4 5 6 7 8 9
100
200
300
400
500
600
Relacin optima gas/lquido, miles de pies /bl3
Gasto de produccin, bl/da
Figura 15.- La interseccin de las curvas A y B muestra que el pozo producir a 545 bl/da, la presin opuesta a la vlvula 6 es de 410 lb/in. La grfica pequea muestra que con un gasto de 545 bl/da por una tp de 2 7/8 in, la RGL ptima es de 2.6 mil pies cbicos/bl.
El gasto de inyeccin de gas a travs de cada vlvula durante la
reactivacin del pozo, y por lo tanto, los dimetros de estranguladores
requeridos para las diversas vlvulas, pueden obtenerse de la
informacin de la penltima figura, para dar como resultado la siguiente
tabla:
-
53
Tabla 5.- Gasto mximo de produccin, volumen de gas inyectado.
Vlvula RGL
requerida en la tp (mpc/bl)
RGL inyectada (mpc/bl)
Mximo gasto de
produccin (bl/da)
Volumen de gas inyectado
diariamente por la vlvula (mpc)
1 0.55 0.35 275 96.25
2 0.80 0.60 340 204.00
3 1.15 0.95 395 375.25
4 1.45 1.25 450 562.50
5 1.80 1.60 500 800.00
6 2.60 2.40 545 1308.00
Para las vlvulas diferenciales bajo consideracin, la presin corriente
arriba es de 500 lb/in y la presin de cierre corriente abajo para las
vlvulas 1 a 5, inclusive es de 400 lb/in. Para la vlvula 6, la presin
mnima corriente abajo es de 410 lb/in. Entonces, utilizando la ecuacin:
2181
1
2
61
1
2
1
2
/..
=
P
P
P
P
P
PF
Los dimetros del estrangulador requeridos en las diversas vlvulas
se pueden encontrar en la siguiente tabla:
Tabla 6.- Dimetro de estranguladores de cada vlvula con redondeo a 1/64.
Vlvula p1 p2 p1/p2 F(p1/p2) A estrangulador Redondeo a 1/64
1 515 415 0.806 0.173 0.0079 0.100 7
2 515 415 0.806 0.173 0.0168 0.146 10
3 515 415 0.806 0.173 0.0309 0.198 13
4 515 415 0.806 0.173 0.0464 0.243 16
5 515 415 0.806 0.173 0.0659 0.290 19
6 515 425 0.825 0.167 0.1117 0.377 25
-
54
En resumen, si se va a usar una sarta de 2 7/8 inch. De vlvulas
diferenciales, el gasto mximo con bombeo neumtico que puede
esperarse es de 545 bl/da y se deben colocar 6 vlvulas en la sarta de la
siguiente manera, como se indica en la tabla 7:
Tabla 7.- Profundidad a la que las vlvulas deben ir colocadas en la sarta.
Vlvula Profundidad
(pies) Dimetro del
estrangulador (in)
1 3150 7/64
2 3650 10/64
3 4150 13/64
4 4700 16/64
5 5200 19/64
6 5800 25/64
Con esta sarta, el punto de inyeccin ms bajo debe ser en la vlvula
6. La inyeccin de gas requerida ser de 1308 miles de pies cbicos/da
de gas a 500 lb/in.
Vlvulas con fuelle cargado a presin:
El tipo de vlvula cargada a presin es la llamada de flujo intermitente
que, a pesar de su nombre, se puede usar para flujo constante lo mismo
que para condiciones de flujo intermitente. Las caractersticas principales
de estas vlvulas, se muestran en la figura 16.
La vlvula se mantiene normalmente cerrada por medio de fuelles o
domos cargados a presin. La fuerza de la carga de presin en el rea
de los fuelles se opone a la fuerza ejercida por la presin de la inyeccin
de gas en el rea de los fuelles menos el rea del vstago de la vlvula
por la presin en la tubera de produccin a la profundidad de la vlvula.
-
55
Conducto de salida
Asiento y orificio de la vlvula
Orificio lateral
Vstago de la vlvula
Fuelle
Tubera de produccin
Figura 16.- Vlvula con fuelle cargado a presin tambin llamada de flujo intermitente, se usa para flujo constante e intermitente.
Si:
=ip Presin de la inyeccin de gas, lb/in
=bp Presin de carga en los fuelles, lb/in
=p Presin en la tubera de produccin, lb/in
=A Presin de los fuelles, in
=B rea del vstago de la vlvula, in
Entonces la vlvula abrir cuando ip se eleve a un valor tal que:
( ) AppBBAP bi >+
Con la vlvula abierta, suponiendo que ip es suficientemente grande para
que tenga lugar la inyeccin de gas, el gas se mueve adentro de la tubera
de produccin a travs de la vlvula. Ya que las aberturas laterales son
grandes y no ejercen ningn efecto de estrangulacin apreciable, la presin
-
56
dentro del cuerpo de la vlvula es igual a la presin de la inyeccin de
gas ip , y sta acta ahora sobre el rea total de fuelles, de modo que la
fuerza que se opone a la influencia de cierre de la carga de los fuelles es
Ap i . Pero ip es mayor que p , de modo que:
( ) B pBAPAp ii +>
Ya que las condiciones del flujo ptimo se alcanza a la profundidad en
que se encuentra cada vlvula, se supera la desventaja de la sarta de
vlvulas diferenciales; las vlvulas de tipo intermitente pueden
espaciarse en intervalos ms amplios que las vlvulas de tipo diferencial.
Sin embargo, el rea del vstago de la vlvula debe ser relativamente
pequea (por lo general de 3/8 de inch o menos); de otra forma, la razn
de esta rea con respecto al rea de los fuelles sera grande, y la
apertura de vlvula llegara a depender altamente de la presin en la
tubera de produccin. Por lo tanto, los gastos altos de gas requeridos
para instalar el bombeo neumtico en un productor grande o para la
extraccin de lodo de un pozo pequeo, por ejemplo, no puede pasar a
travs de una vlvula de flujo intermitente del tipo descrito anteriormente.
Diseo de bombeo neumtico contino:
En la figura 17 se muestra una instalacin tpica de bombeo neumtico
continuo.
Hay 6 vlvulas en el pozo. Las cuatro vlvulas superiores son
utilizadas como vlvulas de descarga para llegar a la quinta vlvula, que
es la vlvula operante. Una vlvula adicional se agrega por seguridad al
cambiar las condiciones del pozo.
-
57
P
GAS DE INYECCIN
ESTRANGULADOR DE INYECCIN
VLVULAS DE DESCARGA
PUNTO DE INYECCIN DEL GAS (VLVULA OPERANTE)
VLVULA ADICIONAL
EMPACADOR
FLUIDO DE CONTROL
PUNTO DE BALANCE
P
WM
OS
GU
GR
Figura 17.- Instalacin tpica de bombeo neumtico continuo cuenta con 6 vlvulas en el pozo. Las 4 vlvulas superiores son las de descarga, la quinta es la operante y una vlvula adicional que se agrega por seguridad.
Como existe una vlvula extra por debajo de la operante, el fluido de
control se ubica en un punto de balance entre la presin en el espacio
anular y la presin de la tubera de produccin.
Sin esta vlvula en el pozo, el nivel del lquido en el espacio anular se
mantendra a la profundidad de la quinta vlvula.
Las cuatro vlvulas de descarga se mantienen inoperantes hasta que
es necesario descargar el pozo de nuevo por alguna razn, como
despus de cerrar el pozo. Si las vlvulas check inversas funcionan
adecuadamente, el nivel del lquido no debera de cambiar en el espacio
anular despus de alcanzar las condiciones de estabilidad.
-
58
En la grfica 18, se muestran los gradientes y las presiones
involucradas en el bombeo del pozo:
D
L
D-L
PUNTO DE INYECCIN
PRESIN DE FONDO FLUYENDO
PUNTO DE BALANCE
PRESIN ANULAR (P )
PRESIN
SO
PRESIN tp (P )t
PROFU
NDIDAD
0
100PSI
Gfb
Gfb
0
PR
Figura 18.- Gradientes y presiones del recorrido de los fluidos hasta la superficie.
En esta ilustracin, se grafica la profundidad contra la presin, y la
presin del recorrido de los fluidos; comienza con la presin de fondo
fluyendo, y sigue todo el camino hasta la superficie.
Asumiendo un gradiente de flujo por debajo del punto de inyeccin, y un
gradiente de flujo promedio por encima del punto de inyeccin, hay que
comenzar con la presin de la tubera de produccin y calcular la presin
de fondo fluyendo, de la siguiente manera:
( ) wffbfawh PLDGLGP =++
-
59
donde:
=whP Presin en la cabeza del pozo, en lb/in2.
=faG Gradiente de flujo promedio por encima del punto de inyeccin,
pies.
=fbG Gradiente de flujo promedio por debajo del punto de inyeccin, pies.
=L Profundidad del punto de inyeccin, pies.
=D Profundidad total del pozo, en pies.
=wfP Presin de fondo fluyendo, lb/in2.
Esta es la base del diseo del bombeo neumtico continuo. El flujo
continuo crea la necesaria presin de fondo fluyendo para permitir que el
pozo fluya a un gasto en particular.
El gas es inyectado en tal punto de tal forma que se consiga esta
presin. Algunos factores como la presin disponible, el volumen de gas
disponible, el dimetro de la tubera de produccin y la presin de flujo en
la tubera de produccin, influenciarn la produccin.
Anlisis nodal
El anlisis nodal del sistema de produccin por Bombeo Neumtico
Continuo se describe a continuacin, utilizando como nodo solucin la
boca del Pozo.
A partir de la presin esttica, suponiendo gastos ( )osq para calcular
la presin en el fondo del pozo ( )wfP .
Este procedimiento se realiza con la IPR calculada con una de las
ecuaciones existentes (Vogel, Fetkovich o Jones).
A partir de esta presin, se calcula la presin del fluido produciendo a
la profundidad de la vlvula ( )tip . Estos clculos se realizan con la R de
la formacin utilizando el mtodo de flujo multifsico apropiado.
-
60
Se calcula la presin en la cabeza del pozo a partir de la presin de la
vlvula calculada anteriormente, pero ahora hay que considerar el gas
inyectado que se incorpora en los fluidos producidos, calculando el flujo
multifsico con una relacin gas total aceite (RGTL) que esta constituida
por el gas de la formacin mas el gas inyectado ( )gi . Este procedimiento se debe de repetir para diferentes gastos de
aceite y RGTL.
Con estos valores calculados de thp contra gasto, a diferentes RGTL.
A partir de la presin de separacin, sp y considerando el flujo en la
lnea de descarga, se calcula la presin en la boca del pozo th2p de la
misma manera que en el procedimiento anterior.
Se grafican nuevamente estos valores como en la grfica sealada
anteriormente.
Se sobreponen las grficas para que podamos observar las distintas
capacidades de produccin del sistema y las presiones en la boca del
pozo a diferentes RGTL o dicho de otra forma, gastos de inyeccin de
gas.
-
61
VI. ANLISIS ECONMICO
Costos de produccin por Bombeo Neumtico Continuo
Para realizar el anlisis econmico de este sistema, primero debemos
calcular la HP (potencia requerida de compresin) de la siguiente forma:
Primero calculamos RCT, relacin de compresin, que esta definido
como:
Pd/PsRCT =
si este valor es mayor a 4 el proceso de compresin debe realizarse en
varias etapas, por lo que se calcula RCS de la siguiente manera:
( ) Pd/PsRCS 1/Nc=
donde:
Ps es la presin de succin de los compresores en lb/in
Pd es la presin de descarga de los compresores, tambin en lb/in
Nc es el nmero de etapas de compresin.
Si RCS sigue siendo mayor de 4, hay que agregar una etapa ms de
compresin y recalcular RCS haciendo este procedimiento de manera
iterativa hasta que RCS sea menor a 4.
Luego, podemos calcular HP de la siguiente forma:
c
s
gk
1k
cE
Fi
1k
k1RSCN44.5HP
=
donde:
cE es la eficiencia de compresin, adimensional (fraccin)
sF es un factor de seguridad
-
62
Ya con HP calculado, podemos proseguir con el anlisis econmico,
calculando INVC, que es la inversin por compresin, en dlares/pozo:
INVC = HP CHP + INVP
CHP= costo de compresin (dlls/HP)
Se calcula ahora el costo total de las inversiones necesarias para
operar el BNC.
INVT= INVC + INVDG + INVVM + INVACP + INVIAG
INVC= Inversin por compresin, en dll/pozo
INVDG= Inversin por instalaciones de distribucin de gas, en
dlls/pozo
INVVM= Inversin en vlvulas y mandriles, en dll/pozo.
INVACP= Inversin por acondicionamiento del pozo, en dlls/pozo
INVIAG= Inversin por instalaciones para el acondicionamiento del
gas, en dlls/pozo.
Calculamos el factor reconversin a costo anual:
( )( ) 1i1
i11FI
n
n
++
++=
Se obtiene la amortizacin anual de las inversiones anteriores:
AMAK = F1 X INVT
El costo de mantenimiento de los compresores (dll/HP/ao)
CMTOC = CMC X HP
CMC= costo por mantenimiento de los compresores, en dll/HP/ao.
-
63
El costo de aditivos del gas, para evitar la corrosin es
365 X CAC X i CAG g=
CAC = precio de aditivos para el gas, en dlls/MMPC.
El costo total del mantenimiento
CMTOT = CMTOC + CECV + CAG
CECV = costo de extraccin y colocacin de vlvulas, en dlls/ao/pozo
El costo anual de combustible (gas) empleado en la compresin del
gas es:
CFU = 24 X 365 X FCM X CGAS X HP/1000
FCM = consumo de gas en la compresin, en pc/hrHP/pozo.
CGAS = precio del gas, en dlls/MPC
El costo de gas perdido por fugas es:
CGL= 365 X FRCG X gi X CGAS X 1000
FRCG = fraccin de gas perdido por fugas.
El costo de barril de aceite producido por BCN se calcula con:
( )onob qqx365CGLCFUCMTOTAMAK
CPB
+++=
obq = gasto de aceite obtenido con el BNC, en bl/da.
onq = gasto de aceite obtenido por flujo natural, en bl/da
-
64
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Los sistemas artificiales de produccin, son herramientas que nos van a
permitir mejorar la produccin de un pozo, por lo que es de gran
importancia seleccionar el ms adecuado para un pozo en particular,
tomando en cuenta todos los factores que rodean al sistema integral de
produccin y tipo de fluido, desde el yacimiento, pozo, hasta las bateras
de separacin, y tambin los factores ambientales.
La eleccin de un sistema artificial, no es un proceso que se tenga
que seguir paso a paso, es un proceso el cual se va construyendo
conforme se va obteniendo ms informacin, este nos permite conocer
mejor al sistema integral de produccin.
Un anlisis econmico es indispensable para la eleccin del sistema
artificial de produccin a instalar, ya que los costos tambin varan
mucho de un sistema a otro; se tiene que conocer los efectos positivos
sobre la produccin que el sistema traer al ser instalado, lo cual se
traduce a mayores ingresos.
Cuando se haya elegido el mejor sistema artificial, el siguiente paso
es disear la instalacin a las condiciones de operacin de cada pozo.
Adems, se tiene que tener en cuenta el mantenimiento que los
distintos sistemas artificiales requieren.
El bombeo neumtico, es un sistema artificial verstil, pero como
todos, se tiene que conocer sus ventajas y sus desventajas, las cuales
sern de peso en el momento de seleccionar el sistema adecuado.
Los principios de operacin del bombeo neumtico, consiste en
reducir la densidad de los lquidos en el pozo al disolver un poco de gas
en ellos (la cantidad a una presin que se requiera) y de esta manera se
disminuye la carga hidrosttica de los fluidos sobre la carga de la
formacin productora.
-
65
Lo recomendable es hacer un estudio completo, para conocer las
condiciones de flujo del pozo, y de esta forma, decidir si un cambio de
sarta de produccin solucionar el problema, o mejorar la produccin,
para obtener un gasto deseado, o si para obtener este gasto es
necesario instalar un sistema artificial de produccin, como bombeo
neumtico
-
66
B I B L I O G R A F I A
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Vocational Trainig Series, Quinta Edicin, E.U.A. Junio 1996.
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Craft, Ben C.,Hawkins, Murray F., Applied Petroleum Reservoir
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