REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO“SANTIAGO MARIÑO”
AMPLIACIÓN MARACAIBO
MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL Y ANÁLISIS NODAL PARA LA OPTIMIZACIÓN
DE LA PRODUCCIÓN
Autores: Abarca Z. Alberto A. Pernalete P. María F. Pernía P. Aidmar A.
Venezuela; Maracaibo 2016
COMPENDIO PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS II
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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ÍNDICE GENERAL
Pp. INTRODUCCIÓN 11 UNIDAD I Cese de la producción por flujo natural…………………………….…… 13 1.1. Proceso de producción ………………………………………………. 13 1.2. Flujo de fluidos en el sistema yacimiento-pozo…………………….. 14
Flujo en el yacimiento………………………………………………….. 14 Flujo en las perforaciones…………………………………………….. 14 Flujo en el pozo………………………………………………………… 15 Flujo en la línea superficial……………………………………………. 15 Flujo No continúo………………………………………………………. 16 Flujo continuo………………………………………………………….. 16 Flujo semi-Continuo…………………………………………………… 16
1.3. Capacidad de producción del sistema yacimiento- pozo………….. 16 1.4. Balance de energía……………………………………………………. 17 1.5. Tasa de producción de equilibrio…………………………………….. 22
1.5.1. Procedimiento para determinar la tasa de producción de equilibrio; Técnica I…………………………………………………….
22
1.5.2. Técnica II……………………………………………………....... 24 1.6. Variables que afectan la tasa de producción………………........... 25
1.7. Efecto del diámetro del eductor……………………………………… 27
1.8. Efecto de otras variables no manipulables en el campo…………. 27 1.9. Cese de la producción por flujo natural……………………............ 28 UNIDAD II Métodos de levantamiento artificial……………………………………... 31 2.1. Levantamiento artificial por gas (LAG)……………………………... 31
2.1.1. Ventajas del método de LAG……………………………..…… 31 2.1.2. Desventajas del método de LAG…………………………....... 32 2.1.3. Parámetros de aplicación del método de levantamiento artificial por gas………………………………………………………....
32
2.1.4. Levantamiento artificial por Gas (Flujo Continuo)……………. 33 2.1.5. Levantamiento artificial por Gas (Flujo Intermitente)……...... 35 2.1.6. Tipos de instalaciones de LAG………………………………… 36 2.1.6.1. Instalación abierta………………………………………..…... 36 2.1.6.2. Instalación semicerrada……………………………………… 37 2.1.6.3. Instalación cerrada…………………………………………… 38 2.1.7. Componentes del sistema de LAG……………………………. 39 2.1.7.1. Equipos de superficie………………………………………… 39
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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Planta Compresora……………………………………………..……... 39 Sistema de distribución de gas………………………………………. 40 Sistema de Recolección de Fluidos…………………………………. 40 2.1.7.2. Equipo de subsuelo…………………………………...……… 40 Mandriles…………………………………………………..........……... 40 Mandril convencional…………………………………………..……... 41 Mandril concéntrico…………………………………………….……... 41 Mandril de bolsillo……………………………………………………… 42 Tamaño de los mandriles……………………………………………... 42 Válvulas…………………………………………………………………. 42 Válvulas operadas por presión de gas……………………………… 43 Válvula no-balanceada con domo cargado (nitrógeno)……………. 43 Válvula balanceada con domo cargado (nitrógeno)………………… 43 Presión de apertura de la válvula bajo condiciones de operación (nitrógeno)…………………………………………………………..…..
43
Presión de cierre de la válvula bajo condiciones de operación (nitrógeno)…………………………………………………………..…..
43
Válvula no-balanceada con domo cargado (resorte)……………….. 44 Presión de apertura de la válvula bajo condiciones de operación (resorte)………………………………………………………….….......
44
Presión de cierre de la válvula bajo condiciones de operación (resorte)………………………………………………………………….
44
Válvulas operadas por fluido………………………………………….. 44 Presión de apertura de la válvula de fluido bajo condiciones de operación……………………………………………………….............
44
Presión de cierre de la válvula de fluido bajo condiciones de operación……………………………………………………….............
44
Proceso de descarga…………………………………………….…… 45 Presión de operación del sistema…………………………………… 45 Reducción de presión. ……………………………………………….. 45 Mecánica de la válvula de gas lift……………………………………. 45 Válvula balanceada…………………………………………….……… 46 Válvula no balanceada…………………………………………..…… 46 Caída de presión de operación o “Spread”…………………….….... 46 Tipos de válvulas y ecuaciones de balance de fuerzas……………. 47 Ventajas y Desventajas de los diferentes tipos de válvulas……….. 52 Ventajas de una válvula cargada con nitrógeno…………………….. 52 Desventajas de una válvula cargada con nitrógeno………………… 52 Ventajas de una válvula de resorte…………………………………… 52 Desventajas de una válvula de resorte………………………………. 52 2.1.8. Diseño del sistema de levantamiento artificial por gas (LAG)……………………………………………………………..……...
55
2.1.8.1. Diseño del sistema de lag flujo continuo…………………... 55 Procedimiento para el diseño de una instalación de levantamiento artificial por gas flujo continuo…………………………………………
58
Compendio Producción de Hidrocarburos II
4
Espaciado de válvulas……………………………………………….... 60 Espaciado de válvulas No Balanceadas…………………………….. 60 Calibración de las válvulas……………………………………………. 62 Espaciado de válvulas balanceadas……………………………….… 72 Calibración de las válvulas……………………………………………. 74 2.1.8.2. Diseño del sistema de LAG flujo intermitente…………..… 76 Procedimiento para el diseño de una instalación del sistema de LAG por flujo intermitente. (Balanceadas)……………...……….…...
79
Procedimiento para el diseño de una instalación del sistema de LAG por flujo intermitente. (No Balanceadas)……………………….
87
Evaluación de instalaciones de levantamiento artificial por gas….. 92 Estrangulador flujo continuo…………………………………...…....... 93 Estrangulador flujo intermitente………………………………………. 93
2.2. Bombeo mecánico……………………………………………….......... 93 2.2.1. Ventajas del método de BM……………………………………. 94 2.2.2. Desventajas del método de BM………………………………. 95 2.2.3. Parámetros de aplicación del bombeo mecánico………….. 95 2.2.4. Componentes del sistema…………………………………...... 95 2.2.4.1. Equipo de superficie…………………………………………. 96 Motor……………………………………………………………………. 96 Motores eléctricos……………………………………………………… 96 Motores de combustión interna………………………………………. 96 Caja de engranaje o reductora de velocidad………….……………. 96 Manivela………………………………………………………………… 97 Pesas o contra peso………………………………………………..….. 97 Prensa estopa………………………………………………………….. 97 Barra pulida……………………………………………………............. 98 Unidad de bombeo…………………………………………………….. 98 Unidad convencional……………………………………………….….. 98 Unidades unitorque Mark II…………………………………………… 99 Unidades balanceadas por aire………………………………………. 99 2.2.4.2. Equipos de subsuelo…………………………………………. 100 Tubería de producción………………………………………………… 100 Sarta de cabillas………………………………………………............. 100 Cabillas API……………………………………………. ……………… 101 Cabillas no API o continuas…………………………………............. 102 Bomba de subsuelo…………………………………………………… 102 Barril o cilindro de la bomba………………………………………….. 103 Pistón o émbolo………………………………………………………… 103 La válvula fija de tipo bola y asiento…………………………………. 103 La válvula viajera………………………………………………………. 103 Anclaje o zapata……………………………………………………….. 103 Tipos de bombas de subsuelo………………………………...……… 104 Bombas API de tubería……………………………………………….. 104 Bombas API de cabillas……………………………………………….. 104
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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Ancla de gas……………………………………………………….…… 105 Ancla natural……………………………………………………….…… 105 Niple perforado (poorman)……………………………………………. 105 Copa (Gilbert)…………………………………………………...……… 106 Multicopa………………………………………………………...……... 106 Empacadura (packer)……………………………………………..…... 106 Ancla de tubería………………………………………………..…….… 106 Las varillas de succión………………………………………………… 107 2.2.5. Diseño de equipos del BM……………………………………… 107 2.2.5.1. Método API RP 11L………………………………………….. 107 Procedimiento de diseño……………………………………………… 109 2.2.5.2. Método lufkin…………………………………………..……… 123 Procedimiento de diseño……………………………………………… 124 Unidades convencionales……………………………………...……... 125 Unidades balanceadas por aire………………………………………. 128 Unidades mark II……………………………………………….………. 128 2.2.5.3. Método convencional………………………...…………….… 129 Procedimiento de diseño……………………………………………… 129 2.2.5.4. Diseño no convencional……………………………………… 138
2.3. Bombeo Electrosumergible (BES)…………………………………… 144 2.3.1. Ventajas del sistema BES……………………………...……… 144 2.3.2. Desventajas del sistema BES…………………………………. 145 2.3.3. Parámetros del bombeo Electrosumergible………………….. 145 2.3.4. Componentes del bombeo Electrosumergible………………. 146 2.3.4.1. Equipo de superficie…………………………………..……… 146 Cabezal……….………………………………………………….……... 146 Bola colgadora………………………………………………….…….... 147 Caja de venteo…………………………………………………….…… 147 El Variador de frecuencia……………………………………..………. 148 Tablero de control……………………………………………………… 148 Transformador…………………………………………………..……... 149 2.3.4.2. Equipo de Subsuelo…………………………………………...…….. 149 Motor eléctrico…………………………………………………..……… 150 Separador de gas………………………………………………….…... 150 Protector………………………………………………………………… 151 Bomba centrífuga sumergible…………………………………..…..… 153 Características de la bomba……………………………………..…… 154 Efecto del cambio de velocidad……………………………….……… 155 Efecto de la densidad relativa………………………………………… 155 Efectos de cambio del diámetro de impulsor……………………….. 155 Fenómeno de cavitación……………………………………………… 155 Cables…………………………………………………………………... 156 Cable conductor eléctrico (POTHEAD)………………………..…….. 156 Sensor de Fondo………………………………………………….…… 158 2.3.4.3. Accesorios…………………………………………………….…….. 159
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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Válvula de contra presión……………………………………...……… 159 Válvula de drenaje……………………………………………...……… 159 Controlador de velocidad variable……………………………………. 159 Centralizadores………………………………………………………… 160 Bandas de cable………………………………………………….……. 160 2.3.5. Diseño del sistema de bombeo electrosumergible………….. 161 Procedimiento……………………………………………………...…... 161 Productividad del pozo………………………………………………… 162 Construcción de la curva de comportamiento de afluencia……..… 162 Obtener la relación entre nivel de fluido y producción…………….. 163 Calculo de la cantidad de gas en el sistema………………………… 164 Solubilidad del gas o gas en solución/petróleo……………...……… 165 Volumen total de fluido…………………………………………..…….. 166 Columna dinámica total…………………………………………..…… 168 Selección del tipo de bomba…………………………………..……… 169 Tamaño óptimo de componentes…………………………………….. 169 Selección de la sección sello y del motor…………………………… 172 Límites de carga……………………………………………………….. 173 Cable eléctrico de potencia…………………………………………… 175 Construcción de la curva de comportamiento de afluencia……….. 179 Obtener la relación entre nivel de fluido y producción……………... 180 Cálculo de la cantidad de gas en el sistema………………...……… 181 Selección del tipo de bomba…………………………………..……… 182 Tamaño óptimo de componentes……………………………..……… 182 Selección de la sección sello y del motor…………………………… 183 Límites de carga…………………………………………………..…… 183 Cable eléctrico de potencia…………………………………………… 184
2.4. Bombeo de cavidad progresiva (BCP)………………..…………...... 184 2.4.1. Tipos de instalación BCP………………………………….…… 185 2.4.1.1. Instalación convencional………………………………..…… 185 2.4.1.2. Instalación Insertable………………………………………… 185 2.4.2. Ventajas del bombeo por cavidad progresiva……………….. 186 2.4.3. Desventajas del bombeo por cavidad progresiva…………… 187 2.4.4. Parámetros de aplicación……………………………….……… 187 2.4.5. Componentes del bombeo por cavidad progresiva…………. 188 2.4.5.1. Equipos de superficie………………………………………… 188 Cabezal de rotación…………………………………………….……… 188 Sistema de transmisión…………………………………………...…... 189 Sistema de freno………………………………………………………. 190 2.4.5.2. Equipos de subsuelo…………………………………………. 190 Tubería de producción………………………………………………… 191 Sarta de cabillas…………………………………………………..…… 191 Estator…………………………………………………………………... 191 Elastómero……………………………………………………………… 192 Rotor…………………………………………………………………….. 192
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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Centralizador……………………………………………………….…... 193 Niple Intermedio o niple espaciador…………………………….….... 193 Niple De Paro…………………………………………………………... 193 Trozo de maniobra………………………………………………...…... 194 Ancla de torsión………………………………………………………… 194 Niple de asiento………………………………………………………… 194 Mandril a copas………………………………………………………… 195 Zapato probador de hermeticidad……………………………………. 195 Caño Filtro……………………………………………………………… 195 2.4.6. Diseño de una instalación de bombeo de cavidad progresiva (BCP)…………………………………………………………………….
196
Calculo de la tasa de producción…………………………………….. 197 Calculo de la presión de la Bomba…………………………………… 198 2.4.7. Ejemplo de una diseño de bombeo de cavidad progresiva… 203 Calculo de la tasa de producción…………………………………….. 204 Calculo de la presión de la Bomba…………………………………… 205
UNIDAD III Optimización de la producción mediante análisis nodal……………..… 208 3.1. Optimización del sistema de producción……………………………. 208
3.1.1. Cotejo del comportamiento actual del pozo………………….. 208 3.1.2. Optimización aplicando análisis nodal……………………...... 209
3.2. Análisis del sistema nodal…………………………………………….. 209 3.2.1. Análisis nodal como solución para pozos de petróleo……... 213 3.2.1.1. Solución en el fondo del pozo………………………………. 213 Problema ejemplo……………………………………………………… 215 Construcción de la curva IPR………………………………………… 218 Flujo ascendente en una zona mediante dos tuberías conductoras……………………………………………………………..
221
Flujo vertical combinando…………………………………………...... 222 Mínima presión de entrada en el conducto de menor diámetro……. 224 Mínima presión de entrada en el anular……………………………… 226 Limitaciones……………………………………………………………. 228 3.2.1.2. Solución en el tope del pozo………………………………… 230 3.2.1.3. Combinación de la solución en el fondo y en el tope del pozo……………………………………………………………………...
233
3.2.2. Análisis nodal aplicado a pozos de inyección………………… 236 Procedimiento standard para diseñar un pozo de inyección agua.. 237 Efecto de las variables en un pozo de inyección de agua…………. 241 3.2.3. Aplicación del análisis nodal en pozos de petróleo y gas empacados con grava………………………………………………….
248
Procedimiento Solución……………………………………………….. 252 Método de análisis…………………………………………………...... 255
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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3.2.4. Análisis nodal aplicado a un pozo cañoneado en forma convencional……………………………………………………………
266
UNIDAD IV Simuladores utilizados en la optimización de la producción 276 4.1. PIPESIM………………………………………………………………… 276
Creación de un modelo de pozo simple (Gas Lift)……………..….. 277 Caso bombas bes……………………………………………………... 297
4.2. ECHOMETER………………………………………………………….. 298 Consideraciones generales acerca de Echometer…………………. 301 Programas……………………………………………………………… 301 Programas de adquisición de datos……………………………….… 301 Programas de análisis de Datos……………………………………… 301 Ambiente………………………………………………………………... 301 Barra del Menú…………………………………………………………. 302 Menú de la modalidad (Mode Menú)………………………………… 302 Menú de opciones (Option Menú)………………………………….… 302 Menú de herramientas (Tool Menú)…………………………………. 302 Importar (Import)……………………………………………………….. 303 Exportar (Export)………………………………………………………. 303 Directorio del área de Trabajo (Workspace)…………………………. 303 Parámetros de las gráficas (Graph Parameters)…………………… 304 Preferencias de los reportes (Report Preferences)………………… 304 Biblioteca (Library)…………………………………………………….. 304 La opción editar biblioteca (Edit Library) ……………………………. 305 Adicionar un nuevo Fabricante (Manufacturer)..……………………. 305 La Barra de dialogo……………………………………………………. 307 Selector de la modalidad de adquisición (Mode Selector)…………. 307 Botones de opciones………………………………………………….. 308 Navegación usando teclas y botones………………………………... 308 Teclas funciones……………………………………………………….. 309 Tecla Tab……………………………………………………………….. 309 Tecla Alt………………………………………………………………… 310 Resumen de las instrucciones de operación para el estudio acústico del pozo……………………………………………………….
310
Sección de chequeo del equipo (Equipment Check)………………. 312 Sección del sensor del dinamómetro (Dynamometer Sensor)……. 313 Información en el archivo base del pozo……………………………. 314 Sección general………………………………………………………... 315 Equipo de superficie…………………………………………………... 315 Interpretación de gráficas…………………………………………….. 324 Detección del nivel de líquido………………………………………... 325 Selección de la tasa de uniones…………………………………….. 326 Ejemplo de pozos……………………………………………………… 326
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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4.3. RODSTAR……………………………………………………………… 331 Características del programa………………………………………… 332 A partir de Rodstar.…………………………………………………….. 334 Nuevo archivo………………………………………………………….. 336 Abrir el archivo…………………………………………………..……... 336 Guardar archivo….…………………………………………………….. 336 Configuración…………………………………………………………... 337 Información……………………………………………………………... 337 Información de producción……………………………………………. 337 Información de la bomba y la tubería………………………………… 337 Información de la cadena de varilla………………………………….. 337 Encuesta de entrada desviación……………………………………… 338 Información de la unidad de bombeo………………………………… 338 Información del motor…………………………………………………. 338 Ventana anterior……………………………………………………….. 338 La siguiente ventana…………………………………………………... 338 Ejecutar…………………………………………………………………. 338 Informe………………………………………………………………….. 338 Icono de correo electrónico…………………………………………… 339 Imprimir…………………………………………………………………. 339 Exportación CBM………………………………………………………. 339 Ayuda…………………………………………………………………… 339 Inicio de Rodstar……………………………………………………….. 339 Interfaz de usuario de Rodstar………………………………………... 339 Introducción de datos de información………………………………... 341 Bomba de ajuste de carga…………………………………………….. 341 % Corte de agua……………………………………………………….. 342 Gravedad API de petróleo…………………………………………….. 342 Introducción de datos sarta de varillas………………………………. 342 Ingreso de su propio (Manual) Rod Cadena………………………… 343
4.4. WELLFLO………………………………………………………………. 349 Selección y Ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades del petróleo………………………………………………
349
Selección y Ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías………………………………………………………………….
351
Determinación de la válvula operadora……………………………… 354 Cotejo del comportamiento actual de producción………………….. 357 Optimización del sistema de producción……………………………. 357
4.5. PIPESOFT-2…………………………………………………………… 361 4.6. PERFORM…………………………………………………………………….. 364
Cuando se trata de pozos nuevos…………………………………… 364 Cuando se trata de pozos existentes………………………………… 364 Escenarios avanzados de diseño…………………………………….. 365 Levantamiento artificial………………………………………………... 365 Modelos de afluencia (inflow)…………………………………………. 365
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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Completaciones………………………………………………………... 365 Múltiples correlaciones para el flujo de una fase y multifásico……. 365
4.7. PC-PUMP………………………………………………………………. 366 Características…………………………………………………………. 366 Beneficios………………………………………………………………. 366
4.8. PROSPER……………………………………………………………… 367 4.9. CARTAS DINAGRAFICAS……………………………………………. 368
Equipo comúnmente usado por el dinamómetro……………………. 368 4.10. Problemas propuestos……………………………………………….. 372
BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………… 399
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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INTRODUCCIÓN
La industria petrolera incluye procesos, entre los cuales se encuentra producción
de hidrocarburos, que consiste en llevar los fluidos contenidos en la formación
desde el subsuelo hasta la superficie. Inicialmente un pozo produce por flujo
natural, debido a que el yacimiento tiene la suficiente energía para llevar los fluidos
desde la formación hasta el cabezal del pozo, sin embargo, en un determinado
momento la energía del yacimiento declina y deja de ser suficiente para levantar
dicha columna, en este momento se requiere aportar una fuente externa de energía
para que el pozo continúe produciendo mediante levantamiento artificial.
El ingeniero de producción debe predecir con exactitud cuando un pozo dejara
de producir por flujo natural de manera que pueda ser puesto inmediatamente en
producción con el tipo de levantamiento artificial que más convenga, dentro de
estos tenemos, Bombeo Mecánico, Bombeo de Cavidad Progresiva, Bombeo
Electrosumergible, Bombeo Hidráulico y el Levantamiento Artificial Por Gas. Antes
de aplicar cualquiera de estos métodos es importante analizar las ventajas y
desventajas que proporciona cada uno de acuerdo a las condiciones con las que
se esté trabajando para hacer una selección más adecuada.
Un ingeniero de producción debe tener conocimientos claros para poner a
producir pozo, conocimientos que se encuentra contemplados en el Compendio de
Producción de Hidrocarburos I. Adicionalmente a lo antes planteado, es necesario
tener otros conocimientos para lograr una producción económicamente rentable y
eficiente a través de la optimización del pozo con métodos como el análisis nodal,
por lo que se hizo necesaria la creación del Compendio de Producción de
Hidrocarburos II que involucre todos los aspectos tanto teóricos como prácticos de
los métodos de levantamiento artificial, así como también de la optimización de la
producción a través del análisis nodal, en razón que el mismo traerá una serie de
beneficios en la formación del ingeniero de petróleo, con el fin de crear
profesionales capacitados para tomar las decisiones adecuadas en la producción
y optimización de los pozos.
Actualmente dentro del pensum de estudio de la escuela de ingeniería de
petróleo del Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño, no existe una
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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asignatura donde se visualice el análisis nodal como herramienta para la
optimización de la producción, motivo por el cual, se genera la inquietud de
proponer la apertura de una materia electiva, donde se tenga como base la
información del Compendio de Producción de Hidrocarburos II para el contenido
programático de la misma, que logra el objetivo de la formación de un ingeniero
de petróleo con los conocimientos suficientes en el área de producción.
Para el cumplimiento del objetivo del compendio de Producción de
Hidrocarburos II, se estructuro el contenido en cuatro (04) unidades:
En la Unidad I se describe el sistema de producción haciendo énfasis en el
balance de energía requerido entre el yacimiento y la infraestructura instalada en
el pozo, para así establecer la capacidad de producción, las cuales se verán
representadas en las curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo.
Asimismo, se analiza el procedimiento para determinar la tasa de producción de un
pozo por flujo natural y las variables que afectan la misma ocasionado el cese de
la producción por flujo natural.
En la unidad II, se estudian los métodos de levantamiento artificial utilizados en
la industria petrolera con el propósito de conocer su funcionamiento, ventajas,
desventajas y entender el diseño del sistema de cada uno.
En la unidad III, se presenta el análisis nodal como un método para la
optimización de la producción en pozos de petróleo, pozos de inyección, pozos
empacados con grava y pozos cañoneados de forma convencional.
Finalmente, en la unidad IV se describen los simuladores utilizados en la
industria petrolera para llevar a cabo la evaluación del sistema de producción y la
optimización del mismo. Posteriormente se presentan una serie de problemas
propuestos útiles para que el estudiante pueda poner en práctica los conocimientos
adquiridos.
Autores:
Abarca Z. Alberto
Pernalete María F.
Pernia Aidmar
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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UNIDAD I
Cese de la Producción por Flujo Natural
El proceso de producción de los hidrocarburos consiste en llevar los fluidos
contenidos en la formación desde el subsuelo hasta la superficie. Un pozo
inicialmente produce por flujo natural, debido a que el yacimiento tiene la suficiente
energía para llevar los fluidos desde la formación hasta el cabezal del pozo, sin
embargo, después de un tiempo la energía del yacimiento declina y deja de ser
suficiente para levantar dicha columna, en este momento se requiere aportar una
fuente externa de energía para que el pozo continúe produciendo.
El objetivo de esta unidad es estudiar las variables que cambian en un
determinado momento y afectan directamente la tasa de producción del pozo, lo
cual genera que producción por flujo natural cese y se hace necesario alterar las
condiciones de los fluidos en el pozo a través de la utilización de los métodos de
levantamiento artificial. Para el cumplimiento del objetivo, inicialmente se describe
el sistema de producción haciendo énfasis en el balance de energía requerido entre
el yacimiento y la infraestructura instalada en el pozo, para así establecer la
capacidad de producción, las cuales se verán representadas en las curvas de
oferta y demanda de energía en el fondo del pozo, para posteriormente, analizar el
procedimiento para conocer la tasa de producción de un pozo por flujo natural y
determinar las variables que afectan la misma, ocasionado el cese de la producción
por flujo natural.
1.1. Proceso de producción.
El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los
fluidos desde el radio externo del área drenaje en el yacimiento hasta el separador
de producción en la estación de flujo. Este proceso tiene cuatro componentes
claramente identificados: Yacimiento, Completación, Pozo, y Línea de Flujo
Superficial, como se visualiza en la figura 1.1.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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Figura 1.1: Proceso de producción
1.2. Flujo de fluidos en el sistema yacimiento-pozo
El recorrido de los fluidos en el sistema de producción comienza con el flujo en
el yacimiento, en el cual el fluido se mueve a través del medio poroso,
posteriormente estos fluidos atraviesan las perforaciones y ascienden a través del
pozo, finalizando con el flujo en la línea superficial al llegar al separador en la
estación de flujo.
Flujo en el yacimiento: El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a
una distancia desde el límite del área de drenaje (re) donde la presión es Pws hasta
el fondo del pozo donde la presión es Pwf, el fluido se mueve en el medio poroso
hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, (rw), donde la presión es Pwfs.
En esta área el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja
capacidad de flujo (Ko, h), y presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño,
S), además de la resistencia al flujo (𝜇𝑜), mientras más grande sea el hoyo mayor
será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo aumentando el índice
de productividad del pozo.
Flujo en las perforaciones: Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la
completacion que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado,
Compendio Producción de Hidrocarburos II
15
normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava,
normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena.
En el primer caso la perdida de energía se debe a la sobre compactación o
trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración
de la perforación; en el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área
expuesta a flujo. Al atravesar la completacion los fluidos entran al fondo del pozo
con una presión Pwf.
Flujo en el pozo: Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la tubería
de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes
internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh.
Flujo en la línea superficial: Al salir del pozo si existe un reductor de flujo en el
cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente del
diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presión es la presión
de línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al
separador en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador
(Psep) en la estación de flujo.
El comportamiento de afluencia en un pozo representa la habilidad del
yacimiento para aportar fluidos a un pozo y depende en su mayor parte del
diferencial de presión al cual están sometidos dichos fluidos dentro del área del
yacimiento drenada por el pozo así como del tipo de yacimiento y mecanismo de
empuje.
La simulación del flujo de fluidos en el yacimiento debe considerar la
composición de los fluidos presentes y las condiciones de presión y temperatura,
para establecer si existe flujo simultaneo de petróleo, agua y gas, la
heterogeneidad del yacimiento, etc.
La fluidez del petróleo se origina cuando se implanta un gradiente de presión
en el área de drenaje y la tasa de flujo dependerá no solo del gradiente de presión,
sino también de la capacidad de flujo de la formación productora, representada por
el producto de la permeabilidad efectiva al petróleo por el espesor de arena
petrolífera (ko, h) y de la resistencia a fluir del fluido conocida como viscosidad (µo).
Dado que la distribución de presión cambia a través del tiempo es necesario
establecer los distintos estados de flujo que pueden presentarse en el área de
drenaje al abrir a producción un pozo, y en cada uno de ellos describir la ecuación
Compendio Producción de Hidrocarburos II
16
que rige la relación entre la presión fluyente (Pwfs) y la tasa de producción (qo) que
será capaz de aportar el yacimiento al pozo. Existen tres estados de flujo que
dependen de la variación de la presión con el tiempo, los cuales son:
Flujo No continuo: Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo
del área de drenaje cambia con tiempo, dp/dt≠0 este flujo se presenta cuando se
abre a producción un pozo que se encontraba inicialmente cerrado o viceversa. En
este periodo ocurre una transición hasta alcanzarse una estabilización pseudo-
estabilización de la distribución de presión dependiendo de las condiciones
existentes en el borde exterior del área de drenaje.
Flujo Continuo: Es un flujo donde la distribución de presión a lo largo del área
de drenaje no cambia en el tiempo, dp/dt=0. Esta ocurre cuando se estabiliza la
distribución de presión en el área de drenaje de un pozo que corresponde a un
yacimiento grande o unido a un acuífero grande, de manera que en el borde
exterior de dicha área existe un flujo para mantener constante la presión (Pws).
Flujo Semi-Continuo: es el tipo de fluido líquido el cual se encuentra en Pws
constante en el límite exterior.
1.3. Capacidad de producción del sistema yacimiento- pozo.
La pérdida de energía en forma de presión a través de cada componente,
depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del
caudal de flujo transportado, de tal manera que la capacidad de producción del
sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del
yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos
hasta la superficie. En la figura 1.2 se muestran las pérdidas de presión a través
de cada uno de los componentes, entre las cuales tenemos las pérdidas de presión
en el yacimiento (∆Py), las pérdidas de presión a través de la completación (∆PC),
las pérdidas de presión en la tubería vertical (∆PV) y las perdidas de presión en la
tubería horizontal (∆PH).
Compendio Producción de Hidrocarburos II
17
Figura 1.2: Perfil de las variaciones de presión
La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente
es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws,
y la presión final, Psep:
Pws – Psep = ∆Py + ∆Pc + ∆Pp + ∆Pl
Dónde:
∆Py = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR).
∆Pc = Pwfs – Pwf = Caída de presión en la completacion, (Jones, Blount &
Glaze).
∆Pp = Pwf – Pwh = Caída de presión en el pozo. (Flujo multifásico en la tubería
vertical).
∆Pl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (Flujo multifásico en
la tubería horizontal).
1.4. Balance de energía
El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numérica
o gráficamente.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
18
Para realizarlo numéricamente consiste en asumir varias tasas de producción y
calcular la presión de oferta y demanda en el respectivo nodo hasta que ambas
presiones se igualen, el ensayo y error es necesario ya que no se puede resolver
analíticamente por la complejidad de las formulas involucradas en el cálculo de las
caídas de presión (∆𝑃) en función del caudal de producción.
Pws − ∆Py − ∆PC = ∆Pp + ∆Pl + Psep
Donde la Caída de Presión en el Yacimiento (∆Py) se determina con la siguiente
ecuación.
qo × μo × βo [ln (rerw
) − 0.75 + S]
0.00708 Ko × h
La Caída de Presión en la Completacion (∆Pc):
[
𝟐, 𝟑𝟎. 𝟏𝟎−𝟏𝟒 × 𝛃 × 𝐁𝐨𝟐 × 𝛒𝐨 × (𝟏𝐫𝐩
− 𝟏𝐫𝐜
)
𝐋𝐩𝟐 𝐓𝐩𝐩𝟐 × 𝐡𝐩𝟐] 𝐪𝐨𝟐 − [
𝛍𝐨 × 𝛃𝐨 × (𝐥𝐧𝐫𝐜
𝐫𝐩)
𝟎, 𝟎𝟎𝟕𝟎𝟖 × 𝟏𝟎−𝟑𝐋𝐩 × 𝐊𝐩]
×𝐪𝐨
𝐓𝐩𝐩 × 𝐡𝐩
La Caída de Presión en el Pozo (∆Pp)
∑∆Z
144(
g × ρm × senθ
gc+
fm × ρm × Vm2
2 gc × d+
ρm × ∆Vm2
2gc × ∆Z)
m
1
La Caída de Presión en la línea (∆Pl)
∑∆Z
144(
g × ρm × senθ
gc+
fm × ρm × Vm2
2 gc × d+
ρm × ∆Vm2
2gc × ∆Z)
n
1
Velocidad
vm =5,615 × qo × βo
86400 × ∆t+
qo(RGP − Rs)Bg
86400 × At
Compendio Producción de Hidrocarburos II
19
Densidad
ρm = ρL × HL + ρg(1 − HL)
Dónde:
qo = Tasa de producción.
μo = Viscosidad, cps.
βo = Factor volumétrico del petróleo, by/bn
re = Radio drenaje, pies.
rw = Radio del pozo, pies.
S = Factor de daño, adim.
Ko = Permeabilidad efectiva al petróleo, md.
h = Espesor de arena neta petrolífera, pies.
β= Coeficiente de velocidad para flujo turbulento, 1/pie.
ρo = Densidad del petróleo, lbm/pie3
rp = Radio de la perforación, pulg.
rc = Radio de la zona triturada alrededor del túnel perforado, pulg.
Lp = Longitud del túnel perforado, pies.
Kp = Permeabilidad de la zona triturada, md.
TPP = Densidad del tiro, tiros/pie.
hp =longitud del intervalo cañoneado, pies
g=Aceleración de la gravedad, 32,2 pie/seg2.
gc = Constante gravitacional, 32,2 pie/seg2. lbm/lbf.
g/gc = Conversión de masa en fuerza, 1 lbm/lbf.
At = Área seccional de la tubería, pie2.
∆Z = Longitud de intervalo de tubería, pies.
ρm = Densidad de la mezcla multrifasica gas-petróleo, lbm/pie3
𝜃 = Angulo que forma la dirección de flujo con la horizontal.
fm = Factor de friccion de Moody de la mezcla multrifasica gas-petróleo, adim.
Vm = Velocidad de la mezcla multifásico gas-petróleo, pie/seg.
Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del pozo, pero la
disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer
Compendio Producción de Hidrocarburos II
20
dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso de producción:
cabezal del pozo, separador, etc.
Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente
varias tasas de flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual
el yacimiento entrega dicho caudal de flujo al nodo, y la presión requerida a la salida
del nodo para transportar y entregar dicho caudal en el separador con una presión
remanente igual a Psep.
En la figura 1.3 se muestra un ejemplo, en el cual el nodo se encuentra en el
fondo del pozo.
Pwf (oferta) = Pws - ∆Py − ∆Pc (Presión de llegada al nodo).
Pwf (demanda) = Psep + ∆Pl + ∆Pp (Presión de salida del nodo).
Figura 1.3: Nodo en el fondo del pozo
En cambio, si el nodo está en el cabezal del pozo. (Ver figura 1.4)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
21
Figura 1.4: Nodo en el cabezal del pozo
Pwh (oferta) = Pws - Py − ∆Pc - ∆Pp (Presión de llegada al nodo).
Pwh (demanda) = Psep + ∆Pl (Presión de salida del nodo).
La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en
función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía
del yacimiento (IPR), y la representación gráfica de la presión requerida a la salida
del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda de
energía de la instalación y es la VLP.
Para realizar gráficamente la solución, se grafican ambas curvas, en un papel
cartesiano para obtener el caudal donde se interceptan de la siguiente manera:
De acuerdo a un valor dado de ql superficial se determinara Pwfs y Pwf partiendo
de la Pws, para luego graficar pwf vs. ql. Seguidamente se repite el mismo
procedimiento anterior para otros valores que se asumirán de ql, y graficamos la
curva de oferta de energía del sistema. Igualmente para cada valor dado de ql
superficial se determinara Pwh y Pwf partiendo de la presión del separador y se
construirá la curva de demanda. Ver figura 1.5.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
22
Figura 1.5: Curva VLP vs IPR
1.5. Tasa de producción de equilibrio.
La tasa de producción de equilibrio y su correspondiente valor de presión de
fondo fluyente (Pwfs) estará determinada en cierto momento de la vida del pozo
por la interacción de la curva de oferta y la curva de demanda de fluidos. Existen
dos procedimientos que se pueden seguir para obtener la tasa de producción de
equilibrio de un pozo; la primera técnica se basa en graficar dos curvas de Pwfs
vs ql mientras que la segunda consiste en graficar dos curvas de Pwh vs ql, una
curva de oferta y otra de demanda.
1.5.1. Procedimiento para determinar la tasa de producción de equilibrio;
Técnica I:
1.- De acuerdo a las condiciones de los fluidos en el yacimiento graficar la curva
de oferta o curva de comportamiento de afluencia (IPR).
2.- De acuerdo al estado mecánico del pozo (profundidad, longitud, diámetro de
la tubería, etc.) y a condiciones actuales de producción (RGL, RAP, Psep, etc.)
graficar la curva de demanda de fluidos.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
23
3.- Interceptar la curva de oferta y la demanda de fluidos para obtener la tasa de
producción de equilibrio con su correspondiente presión de fondo fluyente.
4.- Si se desea obtener la presión en el cabezal de la tubería (Pwh)
correspondiente a la tasa de equilibrio encontrada, se debe graficar los valores de
Pwh obtenidos por cada tasa de producción asumida durante los cálculos
realizados para construir la curva de demanda, para luego leer la presión
correspondiente a la tasa de equilibrio. En la figura 1.6 se observa:
∆P1: Representa las pérdidas de presión ocurridas.
En el medio poroso, desde el límite del área de drenaje hasta el fondo del pozo.
∆P1 = Pws – Pwf
∆P2: Representa a las pérdidas de presión a lo largo de la tubería de producción
(Eductor), desde el fondo del pozo hasta el cabezal.
∆P2 = Pwf – Pwh
∆P3: Representa las pérdidas de presión ocurridas en las líneas de producción
superficiales desde el cabezal de pozo (Pwh) hasta el separador (Psep).
∆P3 = Pwh – Psep
Se ha establecido que las mayores pérdidas de presión ocurren durante el
recorrido del fluido atreves del medio poroso y en la tubería de producción vertical
(eductor).
Compendio Producción de Hidrocarburos II
24
Figura 1.5.1: Tasa de producción de equilibrio
1.5.2. Técnica II:
Otro procedimiento que puede ser utilizado para obtener la tasa de flujo de
equilibrio consiste en graficar dos curvas de Pwh vs ql, una curva de oferta y otra
de demanda. El procedimiento a seguir en esta técnica es el siguiente:
a.- Asumir varias tasas de flujo (ql).
b.- De acuerdo al comportamiento de afluencia determinar la presión de fondo
fluyente (Pwf) correspondiente a cada tasa asumida.
c.- Utilizando las curvas de gradiente vertical determinar la presión en el cabezal
del pozo (Pwh) para cada valor de presión de fondo fluyente obtenido en b.
d.- graficar Pwh vs ql.
2.- Construir la curva de demanda (Pwh vs ql).
a.- Asumir varias tasas de flujo (ql)
b.- Haciendo uso de las curvas de gradiente horizontal, determinar la presión en
el cabezal del pozo (Pwh) correspondiente a cada ql asumida.
c.- Graficar Pwh vs ql.
3.- Interceptar las dos curvas para obtener la tasa de equilibrio y su
correspondiente presión de cabezal de pozo (Pwh).
4.- Si se desea determinar la presión de fondo fluyente (Pwfs) se grafica la curva
de comportamiento de afluencia (IPR) para obtener de ella la presión de fondo
fluyente correspondiente a la tasa de equilibrio. En la figura 1.7 se observa:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
25
∆P1: Representa las pérdidas de presión ocurridas.
En el medio poroso, desde el límite del área de drenaje hasta el fondo del pozo.
∆P1 = Pws – Pwf
∆P2: Representa a las pérdidas de presión a lo largo de la tubería de producción
(Eductor), desde el fondo del pozo hasta el cabezal.
∆P2 = Pwf – Pwh
∆P3: Representa las pérdidas de presión ocurridas en las líneas de producción
superficiales desde el cabezal de pozo (Pwh) hasta el separador (Psep).
∆P3 = Pwh – Psep
Figura 1.5.2: Tasa de equilibrio (Técnica II)
1.6. Variables que afectan la tasa de producción
Una vez que se conoce la tasa de equilibrio es necesario analizar las variables
que afectan la afectan la curva de oferta y la curva de demanda para poder predecir
el comportamiento de la tasa de producción de un pozo. Para analizar el efecto que
tiene una variable en particular, sobre la tasa de producción de equilibrio es
necesario determinar dicha tasa para un conjunto de valores de la variable a
analizar (esto necesariamente exige el uso de un simulador).
Compendio Producción de Hidrocarburos II
26
La técnica más apropiada para calcular la tasa de equilibrio dependerá de las
variables en estudio, por ejemplo para establecer el efecto que la relación gas-
liquido (RGL) tiene sobre la tasa de producción de un pozo, se recomienda utilizar
la técnica I, por cuanto así la curva de oferta será única mientras que la curva de
demanda dependerá de los valores asignados a RGL, de usarse la técnica II habrá
que construir tantas curvas de oferta y demanda como valores que se le asigne a
RGL.
A continuación se analizara el efecto que tienen algunas variables sobre la tasa
de producción de equilibrio.
Efecto de la relación gas-liquido: Cuando la relación gas-liquido aumenta la
columna de fluido el pozo se hace más liviano, por lo que la curva de demanda se
desplazara hacia abajo, en consecuencia la tasa de equilibrio aumenta en la
medida en que la RGL aumenta, sin embargo dada la existencia de un “gradiente
mínimo” para una determinada tasa de producción existirá para cada tasa de
producción, una RGL por encima de la cual la presión de fondo de un pozo (Pwfs)
comenzara a aumentar, por lo que la curva de demanda empezara a ascender en
la medida en que aumenta la RGL en consecuencia la tasa de equilibrio comenzara
a disminuir ver figura 1.8
Figura 1.6: Efecto de la relación gas liquido
Compendio Producción de Hidrocarburos II
27
1.7. Efecto del diámetro del eductor
Para una determinada tasa de producción a mayor diámetro de la tubería de
producción (Eductor) le corresponde menor presión de fondo fluyente (Pwfs) por lo
que la curva de demanda se desplazara hacia abajo como se observa en la figura
1.9 en consecuencia a mayor diámetro le corresponde mayor tasa de producción.
Sin embargo, para una tasa determinada existe un diámetro a partir del cual
comienza a aumentar la Pwfs, efecto por el líquido que se regresa por las paredes
de la tubería.
Figura 1.7: Efecto del diámetro del eductor
1.8. Efecto de otras variables no manipulables en el campo.
a.- Presión estática: A mayor presión estática corresponderá mayor tasa de
producción. La curva de oferta se desplazara hacia arriba
b.- Relación agua-petróleo: A mayor relación agua-petróleo, corresponde menor
tasa de producción. La columna de fluido será más pesada y la curva de demanda
se desplazara hacia arriba.
c.- Presión del separador: A menor presión del separador mayor será la tasa de
producción. La curva de demanda será desplazada hacia abajo.
d.- Índice de productividad: A mayor índice de productividad mayor es la tasa de
producción. La IPR se aproximara más a la horizontal.
Los cambios que normalmente se esperan que ocurran en el pozo son:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
28
1.- Disminución de la presión estática.
2.- Disminución del índice de productividad.
3.- Aumento de la relación agua-petróleo.
4.- Aumento de la relación gas-liquido.
5.- Disminución del diámetro efectivo de la tubería.
6.- Daño en la formación.
Se observara de aquí que a excepción del cuarto (4) todos los otros cambios
que provocan una disminución de la tasa de producción.
Figura 1.8: Efecto de la relación agua-petróleo
1.9. Cese de la producción por flujo natural
A través del tiempo, la producción por flujo natural declinara y el pozo podría
dejar de producir. Las dos fuentes principales de energía que o permiten que un
pozo produzca por flujo natural son: gas y presión. Hay pozos que a pesar de
producir con un gran porcentaje de agua salada muy pesada continúan
produciendo por flujo natural debido a las altas presiones que proporciona el
acuífero, a pesar de que el gas presente sea muy poco o inexistente, también hay
pozos que producen con presiones muy bajas pero poseen una relación gas-
líquido alta.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
29
La energía del yacimiento declinara en medida los flujos sean extraídos
trayendo como consecuencia el cese de la producción por flujo natural. El ingeniero
de producción debe de predecir con exactitud cuando un pozo dejara de producir
por flujo natural para que de esa manera pueda ser puesto inmediatamente en
producción con cualquier tipo de levantamiento artificial que mejor se preste. En
algunos casos, puede convenir más poner un pozo a producir por cualquier método
de levantamiento artificial, aun cuando sea capaz de hacerlo naturalmente. En el
caso “A” de la figura 1.1 se observa que el pozo deja de fluir debido al alto
porcentaje de agua y sedimento mientras que en el caso “B” a pesar de que la
relación gas líquido se incrementa la presión estática del yacimiento disminuye
dejando de fluir el pozo.
Figura 1.9: Cese de la producción por flujo natural
Los parámetros que influyen en el cese de la producción por flujo natural son:
La presión estática (Pe)
La relación gas liquido (RGLT)
El índice de productividad (J)
El porcentaje de agua (%W)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
30
Luego de que la producción por flugo natural cesa es necesario aplicar uno de
los métodos de levantamiento artificial para continuar con la producción. Entre los
métodos de levantamiento artificial de mayor aplicación en la industria petrolera de
encuentran: el Levantamiento Artificial por Gas (L.A.G.), Bombeo Mecánico
(B.M.C.), Bombas por cavidad progresiva (B.C.P.), Bombeo Electrosumergible
(B.E.S.).
El objetivo de estos métodos es minimizar los requerimientos de energía en la
cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de presión a
través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos sin
que generen problemas de producción: migración de finos, arenamiento,
conificacion de agua o gas, etc.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
31
UNIDAD II
Métodos De Levantamiento Artificial
En la unidad I se analizaron las variables que afectan la tasa de producción de
un pozo, las cuales ocasionan el cese de la producción por flujo natural, en este
momento se requiere aportar una fuente externa de energía para que el pozo
continúe produciendo mediante levantamiento artificial. Se debe predecir con
exactitud cuando un pozo dejara de producir por flujo natural de manera que pueda
ser puesto inmediatamente en producción con el tipo de levantamiento artificial que
más convenga, dentro los que se tienen, el Levantamiento Artificial por Gas,
Bombeo Mecánico, Bombeo por Cavidad Progresiva y Bombeo Electrosumergible.
En esta unidad se estudiaran estos métodos con el propósito de conocer su
funcionamiento y entender el diseño del sistema de cada uno. De esta manera, se
podrán analizar tanto las ventajas como las desventajas que proporciona cada
uno de acuerdo a las condiciones con las que se esté trabajando permitiendo así
tomar las decisiones adecuadas en la producción de un pozo mediante
levantamiento artificial
2.1. Levantamiento Artificial por Gas (LAG)
El levantamiento artificial por gas, es un método que utiliza una fuente externa
de gas a alta presión, para levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el
separador, la principal consideración en la selección de un sistema LAG, es que se
debe tener disponibilidad de una planta de compresión de gas. Existe ventajas y
desventajas que determinan la aplicabilidad de este método de acuerdo a las
condiciones con la cuales se vayan a trabajar, entre las cuales se tiene:
2.1.1. Ventajas del método de LAG
El costo inicial de aplicación es menor que el de otros métodos de
levantamiento artificial.
Este sistema es más flexible que otros métodos, ya que permiten variar la
tasa de producción sin necesidad de cambiar el equipo de subsuelo.
Se utiliza en pozos de hasta 10.000 pies de profundidad, dependiendo de la
presión de inyección disponible.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
32
Se puede utilizar en pozos desviados.
En las instalaciones con mandriles de tipo recuperable, se pueden cambiar
las válvulas con guayas en caso del mal funcionamiento.
Requiere de poco espacio en superficie para el cabezal y los controles de
inyección.
Al no restringirse el diámetro interno de la tubería, permite que se corran
registros a través de la tubería.
Permite el uso del gas natural que producen los pozos.
Requieren de poco mantenimiento los equipos que se utilizan.
2.1.2. Desventajas del método de LAG
En este método el gas de inyección debe ser tratado.
Hay que disponer de una fuente de gas de alta presión.
En pozos apartados se tiene problemas con el sistema de distribución de gas
a alta presión.
Si el gas de inyección es corrosivo puede dañar las instalaciones.
El revestimiento de producción del pozo debe estar en buenas condiciones
para soportar la presión de inyección del gas con el fin de que no haya escape del
mismo.
No aplica en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso.
2.1.3. Parámetros de aplicación del método de levantamiento artificial
por gas:
Una gran seguridad de compresión requiere de 95% o más de tiempo de
corrida. El gas debe estar deshidratado y dulce.
Posee un costo bajo por pozo, el costo de compresión dependerá del costo
del combustible y mantenimiento del compresor. La llave es inyectar lo que más
posible sea de RGL.
Excelente flexibilidad. Variadas tasas de inyección de gas para diferentes
tasas de producción. Necesidades de tuberías para diferentes tamaños.
Los niveles de ruido son bajos en el pozo, pero alto en el compresor.
Los motores, turbinas y maquinas pueden ser usadas para la compresión,
siendo buenas fuentes de energía
Compendio Producción de Hidrocarburos II
33
La presión de fondo y el perfil de producción son fáciles de obtener. Se
puede considerar optimización y automatización con procesadores.
Posee buena habilidad para manejar corrosión / escamas. Es posible usar
inhibidores en el gas de inyección y/o en baches dentro del eductor, aumentándolos
para evitar la corrosión en las líneas de inyección.
Es excelente su habilidad para el manejo de gas, ya que reduce la necesidad
de inyección de gas.
Modalidades de aplicación del LAG
En el método de LAG existen dos modalidades de aplicación que son el flujo
continuo y el flujo intermitente, el uso de uno u otro depende de la productividad
del pozo y la capacidad de compresión en superficie además de condiciones
mecánicas del pozo que permiten el uso de alguno de ellos.
Figura 2.1 Efecto de la inyección de gas
2.1.4. Levantamiento artificial por gas (Flujo continuo)
En la inyección continua de gas o flujo continuo, el propósito es aliviar la columna
de fluidos mediante la inyección de gas a través de un punto de la tubería de
producción, lo que causa que aumente la relación gas-liquido por encima del punto
de inyección y con esto la curva de demanda de fluido baje, interceptándose con
la oferta del yacimiento a una tasa mayor como se observa en la figura 2.1. Este
Figura 3. Efecto de la inyección de gas
Pwf
Q Ql
Compendio Producción de Hidrocarburos II
34
método se utiliza en pozos con un índice de productividad alto y con una presión
de fondo alta.
Las tasa de producción que se encuentran en este tipo de pozos también son
altas por lo general, dependiendo del diámetro de la tubería, se utiliza en pozos
con producción de arena y pocos profundos, El levantamiento artificial por Gas en
Flujo Continuo es el que más se aproxima al comportamiento de un pozo de flujo
natural, radicando la diferencia en que se puede controlar la relación gas-liquido
de la columna de fluido. La figura 2.2 muestra el sistema de inyección de gas por
flujo continuo.
Figura 2.2 Flujo Continuo.
Las condiciones del pozo que favorecen una instalación de LAG flujo continuo
son los siguientes:
Alta tasa de producción.
Alta relación gas-liquido del yacimiento.
Poca profundidad ya que existe baja presión fluyente que causa un bajo
gradiente de presión debido a la alta expansión del gas.
Alta producción de arena.
Alta presión del fondo.
PETROLEO
GAS
YACIMIENTO
Empacadura
1. G
AS
Compendio Producción de Hidrocarburos II
35
2.1.5. Levantamiento artificial por gas (flujo intermitente)
En flujo intermitente, existe una válvula con un orificio (puerta) grande que
permite controlar el volumen y la presión del gas que entra a la tubería, regulando
el levantamiento del fluido acumulado por encima de la válvula para que viaje a la
mayor velocidad, de forma que se minimice el deslizamiento y el retorno del fluido
por las paredes de la tubería fall back (retroceder). Generalmente se usa con un
controlador de tiempo de ciclo en superficie y en pozos con volúmenes de fluido
relativamente bajos o que tienen las siguientes características:
a) Alto índice de productividad con baja presión de fondo.
b) Bajo índice de productividad con baja presión de fondo.
En esta modalidad de LAG, el gas se inyecta a intervalos regulares que coincide
con la tasa de llene del pozo por la formación productora. El levantamiento por flujo
intermitente también se realiza inyectando gas por más de una válvula, en este
caso la instalación debe estar diseñada de forma tal que las válvulas abran justo
cuando el fondo del tapón de fluidos las pasa. En la figura 2.3 se puede observar
el sistema de Inyección de gas por flujo intermitente.
Figura 2.3 Flujo Intermitente
Las condiciones del pozo que favorecen una instalación de LAG flujo
intermitente son las siguientes:
Baja tasa de producción.
PETROLEO - GAS
GAS
YACIMIENTO
Tapón en el Fondo
Tapón en Superficie
Empacadura
Compendio Producción de Hidrocarburos II
36
Baja relación gas-liquido del yacimiento.
Pozos profundos con bajo nivel de fluido.
Alta densidad del petróleo.
Pozos sin producción de arena.
Baja presión de fondo.
Bajo índice de productividad.
Ambos sistemas cuentan con ventajas y desventajas, que determinaran su
aplicación. El método LAG continuo se adapta más a los yacimientos que posean
alta presión de fondo fluyente o producen por empuje hidráulico pero su principal
desventaja es la necesidad de tener una presión del yacimiento y de gas de
inyección bastante altas en el fondo del pozo y resulta más difícil de aplicar a
medida que los volúmenes a ser levantados disminuyen o cuando aumenta la
viscosidad del petróleo. Por su parte, el método LAG intermitente no usa la energía
del gas del yacimiento; sin embargo, requiere un equipo de separación de alta
capacidad para un pozo cercano a la estación.
2.1.6. Tipos de instalaciones de LAG
El tipo de instalación de levantamiento artificial que debe utilizarse en un pozo
en particular depende principalmente de si producirá por flujo continuo o
intermitente y de las condiciones propias del pozo tales como: tipos de
completación, posible producción de arena y conificación de agua y/o gas. Además
hay que considerar el futuro comportamiento del pozo, incluyendo la declinación
en la presión de fondo y el decaimiento del índice de productividad.
2.1.6.1. Instalación abierta
En este tipo de instalación la sarta de la tubería está suspendida dentro del pozo
sin empacaduras. El gas se inyecta por el espacio anular tubería-revestidor y los
fluidos son producidos por la tubería eductora. La ausencia de empacaduras deja
que haya comunicación entre la tubería y el espacio anular, lo que limita este tipo
de instalaciones a pozos que exhiben un buen sello de fluido. Normalmente esto
significaría únicamente pozos que producirán por flujo continuo, pero también es
posible utilizarlas en pozos que producirán por flujo intermitente, cuando por alguna
razón no se puede instalar una empacadura.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
37
Bajo ninguna circunstancia se debe emplear una instalación abierta cuando
existe la posibilidad de que el gas alcance el fondo de la tubería, a menos que ésta
se posicione para flujo óptimo. En este caso el gas se inyecta por el fondo de la
sarta de tubería, pero se presenta el inconveniente de requerir de una presión de
inyección muy alta para iniciar la producción. Aunque este método se puede utilizar
en flujo continuo es muy difícil encontrar el punto correcto de inyección, por lo que
en la mayoría de las instalaciones el gas se inyecta por encima del fondo de la
sarta a través de una válvula o por otro conducto. Ver figura 2.4.
Figura 2.4 Instalación abierta.
2.1.6.2. Instalación semicerrada
La instalación es similar a la descrita anteriormente, solo que se le adiciona una
empacadura que sella la comunicación entre la tubería productora y el espacio
anular. Este tipo de instalación se utiliza tanto para levantamiento por flujo continuo
como intermitente. Ofrece varias ventajas sobre las instalaciones abiertas, Primero,
una vez que el pozo ha sido descargado no hay forma de que regrese al espacio
anular, ya que las válvulas de gas-lift están equipadas con check (comprobar) que
impide el paso del fluido a través de ellas en tal sentido y en segundo lugar, no
puede haber circulación de fluido de la tubería al espacio anular, ya que la
empacadura impide que el fluido que salga por el fondo de la tubería pase al
revestidor. Ver figura 2.5.
YACIMIENTO
GAS
Compendio Producción de Hidrocarburos II
38
Figura 2.5 Instalación semicerrada.
2.1.6.3. Instalación cerrada
Este tipo de instalación es similar a la semicerrada excepto que se instala una
válvula fija en la sarta de producción. Esta válvula generalmente se coloca en el
fondo del pozo, aunque también puede ir directamente debajo de la válvula de gas-
lift más profunda. La función de la válvula fija es prevenir que la presión del gas
(cuando se inyecta en la tubería) actué contra la formación. Ver figura 2.6.
Figura 2.6 Instalación cerrada.
EMPACADURA
YACIMIENTO
GAS
EMPACADURA
YACIMIENTO
GAS
VALVULA FIJA
Compendio Producción de Hidrocarburos II
39
2.1.7. Componentes del sistema de LAG
El sistema del levantamiento artificial por gas consta de diferentes elementos
que lo conforman, tanto de superficie como de subsuelo ver figura 2.7, de los cuales
es imprescindible conocer su función.
Figura 2.7 Diagrama esquemático de los equipos de superficie y subsuelo del LAG.
2.1.7.1. Equipos de superficie.
Entre los equipos de superficie del sistema de LAG se tienen: La planta
compresora, Sistema de distribución de gas, sistema de reelección de fluido.
Planta Compresora: Es donde se realiza el proceso de comprimir el gas de baja
a alta presión, Puede ser Centrífuga (turbina) o Reciprocante (motocompresor).
Esta planta recibe el gas de baja presión, el cual puede provenir de los pozos, lo
comprime a su capacidad, lo envía como gas de alta presión a la red de distribución
y, de allí, a cada pozo. Ver figura 2.8.
Figura 2.8 Planta compresora.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
40
Sistema de distribución de gas: La red de distribución, la cual puede ser del tipo
ramificado o poseer un múltiple de distribución, es la encargada de transportar el
gas y distribuirlo a cada pozo. La presión y el volumen de gas que llega al pozo
dependerá de la presión y el volumen disponibles en la planta compresora, menos
la pérdida que se origina en el sistema de distribución. Ver figura 2.9.
Figura 2.9 Sistema de distribución de gas.
Sistema de Recolección de Fluidos: Está formado por las líneas de flujo,
encargadas de transportar el fluido hacía el separador, donde se separan la fase
líquida, la cual es transportada a los tanques, y la fase gaseosa, que es enviada a
la planta compresora. Ver figura 2.10.
Figura 2.10 Sistema de recolección de fluidos.
2.1.7.2. Equipo de subsuelo.
Entre los equipos de subsuelo del sistema de LAG tenemos: Los Mandriles y las
válvulas.
Mandriles: Son tuberías con diseños especiales, en sus extremos poseen
roscas para conectarse a la sarta de producción formando, de este modo, parte
Compendio Producción de Hidrocarburos II
41
integrada de ella. Sirven de receptáculo para instalar la válvula de levantamiento o
inyección a la profundidad que se necesite. Existen tres tipos de mandriles:
convencional, concéntrico y de bolsillo.
Mandril Convencional: Es el primer tipo usado en la industria, consta de un tubo
con una conexión externa, en la cual se enrosca la válvula con protector por encima
de ella y otro por debajo. Para cambiar la válvula se debe sacar la tubería. Ver
figura 2.11.
Figura 2.11 Mandril convencional.
Mandril Concéntrico: La válvula se coloca en el centro del mandril y toda la
producción del pozo tiene que pasar a través de ella. No es posible correr bombas
de presión ni herramientas por debajo del primer mandril colocado, debido a la
limitación del área (1 - 3/8 pulgadas de diámetro). Ver figura 2.12.
Figura 2.12 Mandril concéntrico.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
42
Mandril de Bolsillo: la válvula se encuentra instalada en el interior del mandril,
en un receptáculo llamado bolsillo. Puede ser fijada y recuperada con una guaya
fina, sin necesidad de sacar la tubería. Ver figura 2.13.
Figura 2.13 Mandril de bolsillo.
Tamaño de los Mandriles: El tamaño de los mandriles por utilizar dependerá del
diámetro de la tubería de producción, los tamaños más utilizados son los de 2 -
3/8", 2 - 7/8" y 3 - ½", al definir el tamaño, se define la serie dentro de la cual se
encuentran los mandriles tipo K para válvulas de 1 pulgada y los mandriles tipo M
para válvulas de 1 - ½ pulgada.
Válvulas
Las válvulas del Levantamiento Artificial por Gas son básicamente, reguladores
de presión y flujo volumétrico del gas. Las mismas deben ser diseñadas para
operar en condiciones de fondo y ser capaces de inyectar el gas al volumen y la
presión requerida. Ver figura 2.14.
Figura 2.14 Válvulas.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
43
La clasificación de las válvulas será de acuerdo con la presión que predomina
en la apertura de la misma, estas se clasifican en: Válvulas operadas por presión
de Gas (Pg) y Válvulas operadas por presión de Fluido (Pf).
Válvulas operadas por Presión de Gas: Llamadas usualmente válvulas de
presión, estas válvulas tienen un rango de sensibilidad de un 50 a 100% a la
presión en el anular cuando están en posición cerrada y 100% sensitivas a la
presión en el anular cuando están en posición abierta. Las válvulas operadas por
presión del gas requieren de una restauración de presión en el anular para abrir y
de una reducción de presión en el anular para cerrar.
Válvula no-balanceada con domo cargado (nitrógeno): Esta válvula tiene como
único elemento el domo cargado con nitrógeno. El fuelle o domo permite que el
vástago mueva la esfera hacía su asiento, ya que la presión en la tubería eductora
actúa sobre el área del orificio, esta es la que proporciona la fuerza de apertura,
consecutivamente, se trata de una válvula de presión no-balanceada.
Válvula balanceada con domo cargado (nitrógeno): En esta válvula balanceada,
la presión en el eductor no tiene ningún efecto en la apertura o cierre. La válvula
de presión balanceada no está influenciada por la presión en la tubería, la presión
del anular actúa sobre toda el área del fuelle todo el tiempo, lo cual significa que la
válvula abre y cierra a la misma presión, la presión del domo. El diferencial de
presión es cero independientemente del tamaño del orificio.
Presión de apertura de la válvula bajo condiciones de operación
(nitrógeno): La válvula de apertura bajo condiciones de operación es más
sensitiva a la presión en el anular, la cual se define como aquella presión
en el revestidor requerida para abrir la válvula bajo las condiciones de
operación prevalecientes. Como son varias presiones y áreas envueltas,
es necesario hacer un balance de fuerza para determinar la presión de
apertura.
Presión de cierre de la válvula bajo condiciones de operación
(nitrógeno): Todas las presiones y áreas son idénticas al caso anterior, solo
Compendio Producción de Hidrocarburos II
44
que ahora se asume que la presión por debajo del vástago es la presión
del anular.
Válvula no-balanceada con domo cargado (resorte): Este tipo de válvula se
conoce como válvula de doble elemento por tener dos elementos de carga: el
resorte y el domo cargado. Este tipo de válvula se usa mucho, tanto para flujo
continuo, como para flujo intermitente. A menudo el domo tiene carga cero y solo
y el resorte aporta la fuerza de cierre.
Presión de apertura de la válvula bajo condiciones de operación
(resorte): El balance de fuerzas es similar que el efectuado para la válvulas
con únicamente el domo cargado.
Presión de cierre de la válvula bajo condiciones de operación (resorte):
Cuando la válvula está abierta, se asume que la presión debajo del vástago
es la presión del revestidor.
Válvulas operadas por fluido: Las válvulas de fluido tienen un rango de
sensibilidad de un 50 a 100% a la presión en el eductor en posición cerrada y 100%
sensitivas a la misma presión en posición abierta, requieren de un aumento en la
presión en eductor para abrir y de una disminución para cerrar. Estas válvulas
también se conocen como válvulas operadas por presión de tubería, la
nomenclatura es la misma que para las válvulas de presión y su construcción es
similar solo, que ahora la presión del eductor actúa en el área mayor del vástago y
la presión del revestidor actúa sobre el área del orificio.
Presión de apertura de la válvula de fluido bajo condiciones de
operación: Dado que la válvula de fluido es sensitiva a la presión del
eductor, la presión de apertura se define como la presión requerida para
abrir la válvula bajo las condiciones de operación imperantes, al igual que
la válvula de presión gas.
Presión de cierre de la válvula de fluido bajo condiciones de operación:
Cuando la válvula se encuentra en esta posición, la presión por debajo del
vástago se asume que es presión de tubería, no presión del revestidor,
Compendio Producción de Hidrocarburos II
45
esto significa que el orificio en una válvula de fluido debe ser lo
suficientemente pequeño para que la presión del revestidor caiga a presión
de tubería al fluir el gas a través de la válvula.
Dado que la caída de presión a través de un orificio está relacionada al
volumen de gas que fluye, se puede usar orificios (puertas) más grandes
si el diferencial entre el revestidor y tubería es lo suficientemente tiene el
suficiente tamaño para permitir el paso de un volumen de gas relativamente
grande.
Proceso De Descarga: Inicialmente todas las válvulas (operadas por presión de
gas) están abiertas y cubiertas de fluido de carga. La inyección del gas se
comienza en forma lenta para transferir gradualmente la presión del sistema en el
nivel del pozo (presión de arranque) hacia el anular. De lo contrario, la acción
abrasiva del fluido de completación podría erosionar el asiento de las válvulas, por
alta velocidad con la que circula a través de los mismos. Dentro del proceso de
descarga para el método de LAG se considera la presión de operación del sistema
y la reducción de presión.
Presión de Operación del Sistema: En la medida en que se incrementa la presión
en el anular, el nivel de fluido en él va descendiendo hasta descubrir la válvula
tope, esta regulará la presión en el anular a un valor ligeramente menor que la
presión de operación del sistema.
Reducción de Presión: La reducción de presión en la tubería, producida por el
gas que entra a través de la válvula tope, permite que la descarga del pozo continúe
hasta descubrir la segunda válvula. Al descubrirse esta, la tasa de gas que sale del
anular hacia la tubería de producción es mayor a la que entra por la superficie,
originando una reducción de presión del gas en el anular, que trae como
consecuencia el cierre de la válvula tope, siempre y cuando su presión de cierre
en la superficie sea mayor que la presión de cierre de la segunda. El gas continúa
pasando por medio de la segunda válvula hasta que se descubre la tercera y, así,
sucesivamente, hasta llegar a la que quedará como operadora.
Mecánica de la válvula de gas lift: Antes de seleccionar un diseño de
levantamiento artificial por gas, se debe seleccionar la “válvula de gas lift” con las
Compendio Producción de Hidrocarburos II
46
características apropiadas para las condiciones de diseño. La función principal de
una válvula de gas-lift es regular el paso de gas, generalmente la entrada de gas
del anular hacia el eductor. La mayor o menor cantidad de gas que pasara a través
del orificio de una determinada válvula dependerá del diferencial de presión
existente a través de ésta.
En la terminología petrolera la presión en el revestidor, Pc se refiere a la
presión ejercida por el gas y la presión en el eductor, Pt, es la presión ejercida por
el líquido, ya sea que este fluyendo o estático. Se hace esta distinción porque en
pozos que producen por el anular, el gas se inyecta por el eductor y el líquido se
produce por el espacio anular entre el eductor y revestimiento, el principio
mecánico de las válvulas es idéntico en ambos casos.
Las válvulas de gas-lift se catalogan dependiendo de la presión a la que son
más sensitivas, es decir, la que tiene mayor efecto en su apertura. La sensibilidad
ésta determinada por la construcción mecánica de la válvula y la presión que se
ejerce sobre la mayor área de la misma es la predominante para una válvula en
particular.
A pesar de que existen muchas configuraciones mecánicas de válvulas, estas
se pueden agrupar en dos grandes categorías: las que son cargadas con presión
de nitrógeno y las que cierran mediante la fuerza de un resorte comprimido ya
sean balanceadas o no balanceadas.
Válvula Balanceada: Es sensitiva 100% a la presión del eductor o revestidor y
no tiene caída de presión de operación.
Válvula No Balanceada: Es la válvula corriente, la cual al estar cerrada es
sensitiva a la presión del revestidor y eductor, de acuerdo a la relación Av/Ab y
tiene caída de presión de operación “spread”.
Caída de presión de operación o “Spread”: Es la diferencia de presión de
inyección medida en superficie entre la presión de apertura y la presión de cierre
de la válvula. Es función de la relación Av/Ab y de la carga del líquido en el
momento de su apertura. Este valor es de suma importancia para calcular el gas
de almacenamiento en el anular, en pozos que produce por flujo intermitente.
La válvula que se utilice en flujo continuo debe ser sensitiva a la presión en el
eductor cuando se encuentra en posición abierta, debe responder
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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proporcionalmente al incremento o decremento de la presión en el eductor. En flujo
intermitente se puede utilizar prácticamente, cualquier tipo de válvula si se ha
diseñado apropiadamente. Si la inyección de gas se realiza por un solo punto, la
válvula operada debe tener el orificio del mayor tamaño posible y debe permanecer
abierta por completo hasta el momento de cierre.
Cuando la presión de apertura y de cierre de una válvula es diferente, se dice
que la válvula es no-balanceada y cuando este diferencial de presión (spread) es
cero, se habla de válvula balanceada.
Tipos de válvulas y ecuaciones de balance de fuerzas.
Las válvulas de LAG pueden ser operadas por presión de gas (presión de
Casing) o por presión de fluido (presión de Tubing). En la Figura 2.15, se muestra
el corte longitudinal de una válvula de nitrógeno operada por presión de gas
(válvula de Casing)
Figura 2.15 Válvula de nitrógeno operada por presión de gas.
Donde:
Pbt = Presión al domo (fuelle), lpc
Ab = Área efectiva del domo (fuelle), pulgs2
Pg = Presión de gas (anular), lpc
Av = Área del vástago (asiento), pulgs2
Pf = Presión de fluido (eductor), lpc
Pf
Av
Ab
Pbt
Pg
Compendio Producción de Hidrocarburos II
48
Haciendo un balance de fuerzas se tiene que las fuerzas que mantienen la
válvula en posición cerrada (Fc), son iguales a las que tratan de abrirlas (Fa), por lo
que se puede escribir la siguiente ecuación:
∑𝐅𝐜 = ∑𝐅𝐚 (2.1)
Donde:
Fc = Fuerzas que tratan de mantener la válvula cerrada.
Fa = Fuerzas que tratan de abrir la válvula.
Las fuerzas que tratan de mantener la válvula cerrada, son:
𝐅𝐂=𝐏𝐛𝐭 × 𝐀𝐛 (2.2)
Las fuerzas que tratan de abrir la válvula son:
𝐅𝐚 = 𝐏𝐠(𝐀𝐛 − 𝐀𝐯) + 𝐏𝐟 (𝐀𝐯) (2.3)
- Sustituyendo la ecuación 2.2 y 2.3 en la ecuación 2.1 se tiene:
𝐏𝐛𝐭 × 𝐀𝐛 = 𝐏𝐠(𝐀𝐛 − 𝐀𝐯) + 𝐏𝐟 (𝐀𝐯) (2.4)
- Dividiendo los términos de la ecuación 2.4 por (Ab), se obtiene:
𝐏𝐛𝐭 = 𝐏𝐠(𝟏 − 𝐀𝐯 𝐀𝐛)⁄ + 𝐏𝐟 (𝐀𝐯 𝐀𝐛)⁄ (2.5)
- Haciendo R = (Av Ab⁄ ), en la ecuación 2.5, puede escribirse como:
𝐏𝐛𝐭 = 𝐏𝐠(𝟏 − 𝐑) + (𝐏𝐟 × 𝐑) (2.6)
Donde R = es la relación del área del vástago al área del domo y es
adimensional.
- Las válvulas de nitrógenos deben ser corregidas por temperatura, para lo
cual se debe conocer el Factor de corrección por temperatura (Ct) que se
explicará más adelante, como se obtiene.
𝐏𝐛 = 𝐂𝐭 × 𝐏𝐛𝐭 (2.7)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
49
Luego la presión de arreglo en el taller es (Pvo o Ptro), y es el valor que está
marcado sobre la válvula. Es la presión aplicada sobre el área (Ab-Av), la cual abre
la válvula. La presión sobre el vástago es la presión atmosférica y la temperatura
es de 60º F y se obtiene de la ecuación
𝐏𝐯𝐨 = 𝐏𝐭𝐫𝐨 =𝐏𝐛
(𝟏−𝐀𝐯 𝐀𝐛)⁄ (2.8)
En la figura 2.16, se muestra el corte longitudinal de una válvula de nitrógeno
operada por presión de fluido.
Figura 2.16 Válvula de nitrógeno operada por presión de fluido.
Se puede observar en la figura 2.16, el conducto auxiliar al nivel del asiento, el
cual hace que la presión del líquido actué sobre el área grande (Ab Av)⁄ en vez de
Av como se ve en la Figura 2.15. El tamaño máximo del vástago (Av) es
notablemente reducido y estas válvulas a veces o permiten el pase requerido de
gas en pozos de alta producción.
- Haciendo el balance de fuerzas
∑𝐅𝐜 = ∑𝐅𝐚 (2.1)
𝐏𝐛𝐭 × 𝐀𝐛 = 𝐏𝐟 (𝐀𝐛 − 𝐀𝐯) + 𝐏𝐠 (𝐀𝐯) (2.9)
- Dividiendo los términos de la ecuación 2.9, por (Ab) se tiene:
𝐏𝐛𝐭 = 𝐏𝐟 (𝟏 − 𝐀𝐯 𝐀𝐛 )⁄ + 𝐏𝐠 (𝐀𝐯 𝐀𝐛)⁄ (2.10)
Pf
Ab
Pbt
Pg
Av
Compendio Producción de Hidrocarburos II
50
- Haciendo R = (Av Ab⁄ ), en la ecuación 2.10, puede escribirse como:
𝐏𝐛𝐭 = 𝐏𝐟 (𝟏 − 𝐑) + (𝐏𝐠 × 𝐑) (2.11)
- Las válvulas de nitrógeno son corregidas por temperatura.
𝐏𝐛 = 𝐂𝐭 × 𝐏𝐛𝐭 (2.12)
- Luego la presión marcada sobre la válvula es:
𝐏𝐯𝐨 = 𝐏𝐭𝐫𝐨 =𝐏𝐛
(𝟏−𝐀𝐯 𝐀𝐛)⁄ (2.13)
En la figura 2.17, se tiene el corte longitudinal de una válvula de resorte operada
por presión de gas, en este tipo de válvula se tiene lo siguiente:
La fuerza de cierre es causada por la compresión del resorte.
Es más sensitiva a la presión del gas que a la presión del líquido, sin embargo,
estas válvulas al tener asientos (vástagos) máximos, llegan a ser más sensitivas a
la presión del fluido que a la presión de gas. Esta válvula opera de la misma manera
que la válvula de nitrógeno.
Figura 2.17 Válvula de resorte operada por presión de gas.
- Haciendo el balance de fuerza
𝐏𝐬𝐭 × 𝐀𝐛 = 𝐏𝐠 (𝐀𝐛 − 𝐀𝐯) + 𝐏𝐟 (𝐀𝐯) (2.14)
Pf
Ab
Pst
Pg
Av
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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- Dividiendo los términos de la ecuación 2.14, por (Ab), se tiene:
𝐏𝐬𝐭 = 𝐏𝐠 (𝟏 − 𝐀𝐯 𝐀𝐛 )⁄ + 𝐏𝐟 (𝐀𝐯 𝐀𝐛)⁄ (2.15)
- Haciendo R = (Av Ab⁄ ), en la ecuación 2.15, puede escribirse como:
𝐏𝐬𝐭 = 𝐏𝐠 (𝟏 − 𝐑) + (𝐏𝐟 × 𝐑) (2.16)
- Luego la presión marcada sobre la válvula es:
𝐏𝐯𝐨 = 𝐏𝐭𝐫𝐨 =𝐏𝐬𝐭
(𝟏−𝐀𝐯 𝐀𝐛)⁄ (2.17)
Las válvulas de resorte no son afectadas por temperatura (Ct), razón por la cual
el factor (Ct) no aparece en la ecuación de balance de fuerza. En la figura 2.18, se
tiene el corte longitudinal de una válvula de resorte operada por presión de fluido.
Figura 2.18 Válvula de resorte operada por presión de fluido.
- Haciendo el balance de fuerzas
𝐏𝐬𝐭 × 𝐀𝐛 = 𝐏𝐟 (𝐀𝐛 − 𝐀𝐯) + 𝐏𝐠 (𝐀𝐯) (2.18)
- Dividiendo los términos de la ecuación 2.18, por (Ab), se tiene:
𝐏𝐬𝐭 = 𝐏𝐟 (𝟏 − 𝐀𝐯 𝐀𝐛 )⁄ + 𝐏𝐠 (𝐀𝐯 𝐀𝐛)⁄ (2.19)
- Haciendo R = (Av Ab⁄ ), en la ecuación 2.19, puede escribirse como:
𝐏𝐬𝐭 = 𝐏𝐟 (𝟏 − 𝐑) + (𝐏𝐠 × 𝐑) (2.20)
Pg
Pf
Ab
Pst
Av
Compendio Producción de Hidrocarburos II
52
- Luego la presión marcada sobre la válvula es:
𝐏𝐯𝐨 = 𝐏𝐭𝐫𝐨 =𝐏𝐬𝐭
(𝟏−𝐀𝐯 𝐀𝐛)⁄ (2.21)
Ventajas y Desventajas de los diferentes tipos de válvulas.
El tipo de válvula a escoger para un pozo depende de varios factores y de la
preferencia y conocimiento que tenga el usuario. A continuación se enumeran las
ventajas y desventajas de cada tipo de válvula.
Ventajas de una válvula cargada con nitrógeno
Gran rango de aplicación para intermitente y continuo.
Diseño de LAG fácil y rápido. Sencillo de graduar en el taller.
Asiento grande, ideal para un solo punto de inyección.
Más económica.
Desventajas de una válvula cargada con nitrógeno
Afectada por temperatura, además la temperatura estática es diferente a la
temperatura fluyente en el pozo.
Puede fallar el fuelle y perder presión el domo.
No regula el pase de gas, ya que su posición es cerrada o abierta.
En el diseño, se debe reducir la presión de operación vs profundidad para
garantizar el cierre de las válvulas superiores y también evitar la reapertura de las
mismas durante la descarga del pozo.
Ventajas de una válvula de resorte
Prácticamente no es sensitiva a la presión de gas, la cual la hace apropiada
cuando existe gran fluctuación de presiones en la línea de gas.
Se utiliza la máxima presión de operación hasta el fondo del pozo.
Conveniente para completaciones dobles.
Son convenientes para LAG flujo continuo o flujo intermitente.
Desventajas de una válvula de resorte
Debido a su menor tamaño de asiento el pase de gas es limitado.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
53
Como es sensitiva a la presión de fluido, cualquier aumento de presión
inesperado en el cabezal de la línea de flujo puede mantener la válvula abierta en
LAG flujo intermitente.
En el diseño de LAG se necesita mayor número de válvulas.
La presión del eductor debe ser unos 100 lpc mayor que la presión de cierre
para mantener las válvulas suficientemente abierta y garantizar el pase adecuado
de gas.
Si el pozo produce a una tasa continua mayor a la anticipada, la presión a través
del eductor es mayor y causa la apertura de una o varias válvulas superiores. La
presión de operación del gas de inyección es notablemente reducida, perdiéndose
así la eficiencia en el sistema de levantamiento artificial por gas.
Problema Ejemplo.
Se tiene una válvula cuyo domo está cargado a 860Lpcm a 120 ºF, el área de
fuelle es de 3 pulg2y el área de apertura (vástago) es de 0.7 pulg2. Determinar la
presión de apertura de la válvula si la presión en la columna de fluido es cero.
Datos:
Pbt = 860 lpcm
T = 120 ºF
A𝑏 = 3 pulg2
A𝑣 = 0.7 pulg2
P𝑎𝑝 = ?
Utilizando la ecuación (5)
𝐏𝐛𝐭 = 𝐏𝐠(𝟏 − 𝐑) + (𝐏𝐟 × 𝐑)
Despejando Pg.
𝐏𝐠 =𝐏𝐛𝐭 − 𝐏𝐟 × 𝐑
(𝟏 − 𝐑)
Nota: Las presiones en las ecuaciones de válvulas siempre se expresan en
libras por pulgadas cuadradas absolutas. Por consiguiente, a la presión
manométrica en Lpcm hay que sumarle la presión atmosférica (14.7).
- Sustituyendo los valores en la ecuación se tiene
Compendio Producción de Hidrocarburos II
54
𝐏𝐠 =(𝟖𝟔𝟎 + 𝟏𝟒. 𝟕) − (𝟎 + 𝟏𝟒. 𝟕) × (
𝟎. 𝟕𝟑 )
(𝟏 − 𝟎. 𝟕/𝟑)
𝐑 = 𝐀𝐯
𝐀𝐛=
𝟎.𝟕 𝐏𝐮𝐥𝐠𝟐
𝟑 𝐏𝐮𝐥𝐠𝟐= 𝟎. 𝟐𝟑𝟑
𝐏𝐠 =(𝟖𝟕𝟒.𝟕)−(𝟏𝟒.𝟕)×(𝟎.𝟐𝟑𝟑)
(𝟏−𝟎.𝟐𝟑𝟑) = 𝟏𝟏𝟑𝟔 𝐥𝐩𝐜𝐚 – 𝟏𝟒. 𝟕 𝐥𝐩𝐜𝐦 = 𝟏𝟏𝟐𝟏 𝐥𝐩𝐜𝐦
La presión de apertura de la válvula (Pg) es de 1121 lpcm.
- Para que la válvula cierre la (Pg) tiene que bajar a la presión del domo o
cartucho (Pbt).
1. Con los datos del problema, determinar el “Spread” de la válvula.
“Spread” = Presión de apertura (Pg) – Presión de cierre (Pbt).
“Spread” = 1121 lpcm – 860 lpcm = 261 lpcm
El máximo “spread” de la válvula se obtiene cuando la presión de fluido
en la tubería de producción (Pf) es cero.
2. Con los datos del problema (1) y considerando que la presión en la
columna de fluido (Pf) es 520 Lpcm, determinar la presión de apertura de la
válvula (Pg).
𝐏𝐠 =𝐏𝐛𝐭 − 𝐏𝐟 × 𝐑
(𝟏 − 𝐑)
𝐏𝐠 =(𝟖𝟔𝟎+𝟏𝟒.𝟕)−(𝟓𝟐𝟎+𝟏𝟒.𝟕)×(𝟎.𝟐𝟑𝟑)
(𝟏−𝟎.𝟐𝟑𝟑)= 𝟗𝟕𝟖 𝐥𝐩𝐜𝐚 – 𝟏𝟒. 𝟕 𝐥𝐩𝐜𝐦 = 𝟗𝟔𝟑 𝐥𝐩𝐜𝐦
La presión de apertura de la válvula (Pg) = 963 lpcm
“Spread” = 963 lpcm – 860 lpcm = 103 lpcm
El “spread” de la válvula disminuye en la medida que la presión en la tubería de
producción aumenta.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
55
2.1.8. Diseño del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas (LAG)
En la aplicación del método de levantamiento artificial es esencial realizar el
diseño del sistema, logrando de esta manera conocer el procedimiento a utilizar,
este se puede elaborar tanto para flujo continuo como para flujo intermitente.
2.1.8.1. Diseño del sistema de LAG Flujo continúo
Existen diversos criterios para diseñar una instalación de levantamiento artificial
por flujo continuo. En este Compendio se presenta una técnica que maximiza la
producción de un determinado pozo utilizando parcial o totalmente el volumen del
gas disponible. Para tal efecto se consideran los costos de compresión e inyección
del gas y la utilidad neta obtenida por barril de petróleo producido, y se parte del
hecho de que existe una relación óptima entre el gas inyectado y el petróleo
producido para la cual la ganancia será máxima.
Conociendo la tasa de producción de un pozo a cierta tasa de inversión de gas
y para variaciones de esta última, es posible construir un gráfico de tasa de
producción de líquido “Ql” vs tasa de inyección de gas “Qiny” el cual se conoce
como “Curva de Comportamiento”. Ver figura 2.19.
Figura 2.19 Curva de Comportamiento
En la parte ascendente de la “Curva de Comportamiento” se tiene que a “mayor
tasa de inyección le corresponde mayor tasa de producción” y que manteniendo un
Curva de Comportamiento
0 100 80 60 40 20 3.0
3.5
5.5
4.5
5.0
4.0
TASA DE INYECCIÓN DE GAS (Qiny) (MPCN/D)
QL
TA
SA
DE
PR
OD
UC
CIÓ
N (
QL
) (M
B/D
)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
56
incremento fijo en la producción (ΔQl) se necesita cada vez mayor cantidad de gas
adicional (ΔQiny) para producir tal incremento de la producción, lo cual no se
justifica por los costos para generar el incremento en la tasa de inyección de gas.
El primer paso en el diseño de una instalación de levantamiento artificial por gas,
flujo continuo consiste en determinar la profundidad del punto de inyección. En la
figura 2.20, se muestra el esquema de un pozo produciendo por LAG a la derecha
se trazaron los gradientes de presión correspondientes al gas inyectado por el
revestidor y al fluido producido por el eductor, tanto por encima como por debajo
del punto de inyección, o sea, el flujo gasificado y no gasificado respectivamente.
Figura 2.20 Diseño de una instalación de un pozo produciendo por LAG.
Donde:
Pwh = Presión en el cabezal del pozo, lpc.
Pwf = Presión de fondo fluyente, lpc.
Pws = Presión estática del yacimiento, lpc.
Pop = Presión de operación del gas inyectado, lpc.
Gfg = Gradiente del fluido gasificado, lpc/pie.
Gf= Gradiente del fluido no gasificado o gradiente del fluido del yacimiento,
Lpc/pie.
D = Profundidad del pozo, pies.
Dv = Profundidad del punto de inyección, pies.
Pwf
Pws
Dv
Pop Pwh
Punto de Inyección
Compendio Producción de Hidrocarburos II
57
∆P = Caída de presión del gas, a través de la válvula en (lpc), la cual es
necesaria para garantizar la entrada del gas en el eductor y para efecto del diseño
se tomara 100Lpc.
Para construir la curva de gradiente fluyente en el diseño de una instalación para
el cual se utilizarán las curvas de gradiente de Kermit Brown. En la elaboración de
la curva de gradiente del gas se utilizará la figura. 2.21.
Figura 2.21 Gradiente de Gas
0 10 20 30 40 50 60 70
300
400
200
1000
600
1100
1200
700
500
900
800
0.6 0.65 7.0 0.8 0.9 1.0
PRESION (PSI)/1000
Compendio Producción de Hidrocarburos II
58
El gradiente de fluido estático se determinará con la siguiente ecuación:
𝐆𝐟𝐞 = [𝟏𝟒𝟏.𝟓 × (𝟏−%𝐰)
𝟏𝟑𝟏.𝟓+º𝐀𝐏𝐈 + %𝐰] × 𝐆𝐠 (2.22)
Nota: En caso de no tener los datos del Gg se debe reemplazar en esta ecuación
los datos del (Gfe) = 0.433 lpc/pies.
Donde:
Gfe = Gradiente del fluido estático, lpc/pies.
%w = Porcentaje de agua.
ºAPI = Gravedad del petróleo.
Los requerimientos del gas inyectado se determinan de la siguiente ecuación:
𝐐𝐢𝐧𝐲(𝐑𝐆𝐋𝐭−𝐑𝐆𝐋𝐲)×𝐐𝐥
𝟏𝟎𝟎𝟎 (2.23)
Donde:
Qiny = Tasa de inyección del gas requerido, MPCN/D.
RGLy = Relación gas-líquido del yacimiento, PCN/D.
RGLt = Relación gas-líquido total, PCN/D.
Ql = Tasa de producción líquido, BPD.
Procedimiento para el diseño de una instalación de levantamiento artificial
por gas flujo continuo.
1. Preparar un gráfico de presión- profundidad en papel milimetrado
transparente usando las escalas de las curvas de Kermit Brown.
2. Marcar en dicho grafico el punto correspondiente a la presión en el
cabezal del pozo, (Pwh).
3. Determinar la curva de gradiente del gas en el anular, comenzando con
Pop en el cabezal. Utilizar la figura 2.21 para determinar el gradiente del gas
(Gg).
4. Suponer varios valores de tasas de producción (Ql) y determinar para
cada uno de estos con la relación del comportamiento de afluencia del
yacimiento la presion del fondo fluyente (Pwf) y llevar dichas presiones al grafico
anterior.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
59
5. Dibujar curvas de gradiente, a partir de las presiones de fondo fluyente
determinadas en el paso anterior, utilizando la RGL del yacimiento que
intercepten la curva de gradiente en el anular.
6. En los puntos de intercepción del paso anterior marcar la caída de presión
por válvula (generalmente de 80lpc) y las respectivas profundidades y con las
curvas de gradiente de Kermit Brown encontrar la (RGL) de las curvas que unen
estos puntos con (Pwh) en la superficie.
7. Con las tasas de producción asumidas y las (RGL) encontradas en el
paso 6, calcular las tasas de inyección del gas utilizando la ecuación (2.22).
8. Construir un gráfico de tasas de producción de líquido vs tasas de
inyección de gas “Curva de Comportamiento”.
9. Determinar el rango de valores de (Ql) óptimo y (Qiny) óptimo, como se
muestra en la figura 2.19.
10. Tomar para aquel valor de “Q” asumido que caiga dentro del rango de
(Ql) óptimo. La profundidad en el gráfico de papel transparente, del paso No.6
como la profundidad del punto de inyección.
En la figura 2.22 se puede observar las curvas obtenidas con el procedimiento
explicado anteriormente, para el diseño de una instalación de levantamiento
artificial por gas.
Figura 2.22 Procedimiento del diseño de LAG.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
60
Espaciado de válvulas
Una vez que se ha determinado, la profundidad del punto de inyección, la
cantidad de gas a inyectar y la tasa de producción esperada, se procede a espaciar
las válvulas, para lo cual utilizaremos el método de Brown. Para el espaciado se
debe considerar si son válvulas Balanceadas o No Balanceadas:
Espaciado de válvulas No Balanceadas.
1. En otro gráfico hecho en la misma escala del utilizado para localizar el punto
de inyección, dibujar la curva de gradiente de fluido, dibujar la curva de gradiente
de gas en el anular y la curva que une el punto de inyección con (Pwh). Ver figura
2.23.
Figura 2.23 Espaciado de las válvulas
2. Dibujar una línea de presión de diseño en la tubería que va desde la superficie
hasta el punto de inyección del gas, esta línea debe partir de una presión en la
superficie igual a:
𝐏𝐰𝐡 + 𝟐𝟎𝟎 (2.24) o 𝐏𝐰𝐡 + (𝟎. 𝟐𝟎) × (𝐏𝐨𝐩) (2.25)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
61
3. Para localizar la primera válvula se utiliza la siguiente ecuación:
𝐃𝐯𝟏 = (𝐏𝐨𝐩−𝐏𝐰𝐡
𝐆𝐟) (2.26)
Donde:
𝐃𝐯𝟏 = Profundidad de la primera válvula, pies
4. Dibujar la línea de gradiente de fluido de carga, esta línea empieza en (Pwh)
y se prolonga hasta interceptar la curva de gradiente en el anular.
5. Desde la localización de la válvula No.1 (profundidad) extender una línea
horizontal hacia la izquierda hasta interceptar la línea de presión de diseño de
tubería.
6. Desde el punto de intercepción del paso anterior, trazar una línea paralela a
la línea de gradiente de fluido de carga que intercepte la línea de presión de
operación (Pop) a esta profundidad se localiza la válvula No.2.
7. Repetir el procedimiento del paso 6 hasta alcanzar el punto de inyección de
esta forma quedan localizadas todas las válvulas necesarias.
El principal propósito de espaciar es alcanzar la válvula operada y mantener una
inyección de gas por un solo punto a través de ésta, ya que la inyección por un solo
punto es más eficiente en levantamiento por flujo continuo, que la inyección a
través de varias válvulas.
Las válvulas no pueden ser espaciadas muy cerca del punto de inyección y se
recomienda dejar una distancia de 150 a 200 pies entre válvulas. Otros factores
que hay que tener presentes al realizar el espaciamiento de válvulas en LAG flujo
continuo son los siguientes:
a) Tipo de válvula de gas lift; El tipo de válvula que se emplee en el diseño afecta
el espaciamiento.
b) En muchos casos el pozo se descarga a una presión menor que la presión
del cabezal (Pwh) para la primera válvula únicamente y luego se conecta a las
facilidades normales de producción en superficie. En otros casos puede ser
descargado hasta el fondo antes de ser conectado a las facilidades normales de
Compendio Producción de Hidrocarburos II
62
producción en superficie, lo que permiten realizar un espaciamiento, más profundo
por cada válvula.
c) El nivel estático de fluido y si el pozo fue cargado con un fluido especial para
matarlo antes de sacar la tubería. Si el nivel estático de fluido es menor que
𝐃𝐯𝟏 = (𝐏𝐨𝐩−𝐏𝐰𝐡
𝐆𝐟) (2.26)
- La primera válvula debe situarse al nivel del fluido estático (no por debajo).
d) Si hay presión de arranque especial para descargar el pozo o si se
descargará con la presión normal de operación.
e) Si hay disposición de gas en cantidad ilimitada para la descarga, esto puede
influenciar el espaciamiento cuando se determina si se puede alcanzar o no el
gradiente mínimo de descarga.
Calibración de las válvulas
Una vez espaciadas las válvulas, se procede a calibrarlas realizando los
siguientes pasos:
1. Dibujar en un gráfico similar a los anteriores, la línea de gradiente de gas para
la presión de operación del revestidor.
2. Restar un diferencial de operación de (80 lpc) de la presión de operación en
la superficie.
3. Dibujar una línea paralela a la línea de gradiente de gas que parta del punto
determinado en el paso 2.
4. Construir la curva de gradiente de presión en la tubería para la tasa de
producción deseada y con la RGL ya conocida. Esta curva parte de Pwh hasta
interceptar la línea de presión diferencial en el revestidor del paso 3. Ver figura 2.24
Compendio Producción de Hidrocarburos II
63
Figura 2.24 Procedimiento de la calibración
5. Trazar una curva con RGL = 0 que parta de la profundidad de la válvula No.2
y línea de presión diferencial en el revestidor hasta interceptar la válvula No.1. En
este punto se determina la presión de la tubería (Pf) leyendo el valor
correspondiente sobre el eje de las abscisas.
6. Determinar la relación gas-líquido que corresponda a la curva de gradiente
que una el punto de Pt1 con Pwh, esto se hace gráficamente sobreponiendo el
gráfico sobre las curvas de Brown.
7. Con la RGL determinada en el paso anterior y la siguiente fórmula, determinar
la tasa de inyección de gas. Ver la figura 2.25.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
64
Figura 2.25 Calibración de las válvulas.
𝐐𝐢𝐧𝐲 =𝐑𝐆𝐋𝐭 × 𝐐𝐥(𝐨𝐩𝐭𝐢𝐦𝐨)
𝟏𝟎𝟎 (2.27)
Donde:
RGLt = Relación gas-liquido total, PCN/BN (Paso 6)
Ql(opt) = Tasa de producción liquida, BPD
8. Corregir la Qiny para temperaturas y gravedades diferentes de las
utilidades para posteriormente con la figura 2.26 determinar el diámetro del
orificio de la válvulas.
9.
𝐐𝐢𝐧𝐲(𝐜𝐨𝐫𝐫) = 𝐐𝐢𝐧𝐲 × 𝐅𝐂 (2.28)
Punto de Inyección
Pop Pwh
Pwf
Dv2
Dv3
Dv4
Dv1
Temperatura T.sup T.fondo
D’
Compendio Producción de Hidrocarburos II
65
Figura 2.26 Orificio de la válvula
Donde el factor de corrección (FC) se obtiene de la figura 2.27 o directamente
de la fórmula:
𝐅𝐂 = 𝟎. 𝟎𝟓𝟒𝟒√ɣ𝐠 × 𝐓 (2.29)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
66
Figura 2.27 Factor de Corrección
Donde:
T = Temperatura a nivel de la válvula en ºR y se obtiene de la siguiente ecuación:
𝐓 = 𝐓𝐬𝐮𝐩 + 𝐆𝐫𝐚𝐝 𝐆𝐞𝐨𝐭é𝐫𝐦𝐢𝐜𝐨 × 𝐃 (2.30)
Donde:
Tsup = Temperatura de superficie, ºF
T = Temperatura de la válvula a profundidad, ºF
D = Profundidad de la válvula, pies
Compendio Producción de Hidrocarburos II
67
El gradiente térmico depende del caudal de flujo, del diámetro de la tubería y del
gradiente geotérmico, este valor se determina con la figura 2.28. El gradiente
térmico de flujo se utiliza cuando las válvulas son del tipo recuperables, en caso de
válvulas no recuperables, el gradiente térmico utilizado es el gradiente geotérmico
del lugar.
Figura 2.28 Gradiente geotérmico
Compendio Producción de Hidrocarburos II
68
10. Determinar el tamaño del orificio de la válvula (Port Size) utilizando la figura
antes mencionada 2.26.
11. Una vez determinado el orificio se procede a seleccionar la válvula según la
disponibilidad en el mercado, con lo que queda definido el valor de R y St. Tabla
2.1.
Tabla 2.1 A. Especificaciones de las válvulas MACCO operadas por Fluido
Especificaciones de las válvulas MACCO operadas por Presión del Revestidor
Tabla 2.1 B. Selección de válvula R y St
Tipo de
Válvula
Nombre Área
del
fuelle
LPPC
Puerta
Convencional Recobrable Standard Mínimo Otro (Máximo)
Puerta
nominal
(Pulgs)
Área de
puerta
(𝐏𝐮𝐥𝐠𝐬)𝟐
Factor de
efecto del
revestidor
(1 – R) Puerta
nominal
(Pulgs)
Área de
puerta
(𝐏𝐮𝐥𝐠𝐬)𝟐
Factor de
efecto del
revestidor
(1 – R) Puerta
nominal
(Pulgs)
Área
de
puerta
(𝐏𝐮𝐥𝐠𝐬)𝟐
Factor de
efecto del
revestidor
(1 – R)
Operada por
Fluido
CMO - FS
CMOFS – AK
CMOFS – BK
0.1246
1/8
0.0123
10.8
0.9013
1/8
0.0123
10.8
0.9013
10/64
0.020
19.1
0.8393
CMO - FS
CMO1FS – BK
0.3189
3/16
0.0302
10.5
0.9053
1/8
0.0123
4.0
0.9614
¼
5/32
14/64
0.0554
0.020
0.0394
21.1
6.7
14.1
0.8263
0.9373
0.8765
CMO-FS
CMO2FS –RC
0.7096
1/4
0.0554
8.5
0.9217
1/8
0.0123
1.7
0.9826
5/16
5/32
7/32
0.0797
0.020
0.0394
12.7
2.9
5.9
0.8677
0.9718
0.9443
Tipo de Válvula
Nombre Área del
fuelle LPPC
Puerta
Convencional
Recobrable
Standard Mínimo Otro (Máximo)
Puerta nominal (Pulgs)
Área de
puerta
(𝐏𝐮𝐥𝐠𝐬)𝟐
Factor de
efecto del
Rev.
(1 – R)
R
Puerta nominal (Pulgs)
Área de puerta
(𝐏𝐮𝐥𝐠𝐬)𝟐
Factor de
efecto del
Rev.
(1 – R)
R
Puerta nominal (Pulgs)
Área de
puerta
(𝐏𝐮𝐥𝐠𝐬)𝟐
Factor de
efecto del
Rev.
(1 – R)
R
Operada por Fluido
CM – 1
CM1 – BK
0.3189
3/16
0.0302
10.5
0.9053
0.0947
6/64 6/64
0.0072 0.0072
2.3 1.0
0.9774 0.9899
0.0226 0.0101
9/32 1/8 10/64 13/64 14/64 1/4
0.0652 0.0123 0.020 0.0340 0.0394 0.0554
25.7 4.0 6.7 11.9 14.1 21.0
0.7957 0.9614 0.9373 0.8933 0.8765 0.9262
0.2043 0.0380 0.0637 0.1067 0.1235 0.1738
CM – 2
CM2 – BK
0.7096
5/16
0.0797
12.7
0.8877
0.1123
3/8 7/64 8/64 9/64 10/64 11/64 12/64 13/64 14/64 1/4
0.1142 0.0098 0.0123 0.0163 0.020 0.0243 0.0302 0.0340 0.0394 0.0554
19.2 1.4 1.77 2.36 2.9 3.55 4.45 5.05 5.9 8.48
0.8394 0.7862 0.9826 0.9770 0.9718 0.9658 0.9573 0.9520 0.9444 0.9218
0.1609 0.0138 0.0174 0.0230 0.0282 0.0142 0.0426 0.0480 0.0556 0.0782
CMO
0.1246
3/16
0.0302
32.0
0.7576
0.2424
Compendio Producción de Hidrocarburos II
69
12. Con las características conocidas de la válvula se calcula la presión en el
domo, si se trata de una válvula cargada con nitrógeno en el domo y operada por
presión de Casing, se utiliza la ecuación:
𝐏𝐝 = 𝐏𝐯𝐨(𝟏 – 𝐑) + 𝐏𝐭 × 𝐑 (2.31)
Donde:
Pd = Presión en el domo, Lpc.
Pvo = Presión de apertura de la válvula
Pvo = Pg, Lpc
Pt = Presion en la tubería
Pt = Pf, Lpc
R = Relación del área del vástago al área de fuelle R = (Av Ab⁄ )
13. Corregir la presión del domo a la temperatura del taller (Ptro) utilizando las
tablas 2.29 o 2.30.
14. Repetir el procedimiento a partir del paso 5, para las demás válvulas.
15. Tabular los resultados obtenidos. Ver tabla 2.2
Compendio Producción de Hidrocarburos II
70
Figura 2.29 Corregir la presión del domo a temperatura del taller 60ºF
200 300 400 500 600 700 800
1200
1100
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
900
CORRECCIÓN DE LA TEMPERATURA PARA UN DOMO CARGADO DE
NITRÓGENO. Temperatura Base 80ºF
g 0.60
Corregido Por Gas - Desviación
PRESIÓN DEL DOMO 80ºF
(PSI)
PR
ES
IÓN
DE
L D
OM
O A
PR
OF
UN
DID
AD
(P
SI)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
71
Figura 2.30 Corregir la presión del domo a temperatura del taller 80ºF
200 300 400 500 600 700 800
1200
1100
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
900
CORRECCIÓN DE LA TEMPERATURA PARA UN DOMO CARGADO DE
NITRÓGENO. Temperatura Base 60ºF
g 0.60
Corregido Por Gas - Desviación
PRESIÓN DEL DOMO 60ºF
(PSI)
PR
ES
IÓN
DE
L D
OM
O A
PR
OF
UN
DID
AD
(P
SI)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
72
La siguiente Tabla a desarrollar se basa en el procedimiento del espaciado, la
calibración de cada una de las válvulas.
Tabla 2.2 Tabulación de resultados obtenidos para Válvulas No Balanceadas
Espaciado de Válvulas Balanceadas
Una vez realizado el procedimiento explicado anteriormente y obtenido el punto
de inyección utilizando el mismo procedimiento para las válvulas no balanceadas,
se aplica el siguiente procedimiento:
1. Dibuje una línea que represente el gradiente del fluido muerto bien bajo
presión del tubing (Pwh) o presión cero, dependiendo si o no el pozo va a ser
descargado de la fosa lo a presión de tubing.
2. Extienda esta línea hasta que ella intercepte la presión de arranque (Pko)
menos 50 lpc. Esta es la posición de la primera válvula.
3. Dibuje una línea horizontal a la izquierda desde el punto de la primera
válvula hasta que ella intercepte la línea de gradiente de presión sobre el punto
de inyección de gas. Ver figura 2.31.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
73
Figura 2.31 Procedimiento de espaciado de válvulas Balanceadas
4. Desde la intercepción en el paso 3, dibuje una línea paralela a la línea de
gradiente muerto hasta que ella intercepte la línea de gradiente de operación de
superficie menos 25 lpc se localiza la segunda (2) válvula.
5. Reduzca la presión a la válvula (2) en 25 lpc y dibuje la línea de gradiente
de gas hacia abajo en el pozo.
6. Dibuje una línea horizontal desde la válvula (2) a la izquierda hasta que
intercepte la línea de gradiente de flujo.
7. Desde este punto dibuje una línea paralela a la línea de gradiente de fluido
muerto hasta que ella intercepte la nueva línea de gradiente que se dibujó en el
paso 5. Esta es la válvula (3).
8. Repita el procedimiento de los pasos 5, 6 y 7, hasta que se alcance el punto
de inyección del gas. Ver figura 2.32.
Punto de Inyección
Pko Pwh
Pwf
D’
Pop
Pko - 50
Compendio Producción de Hidrocarburos II
74
Figura 2.32 Espaciado de las válvulas balanceadas
9. Coloque por lo menos una o dos válvulas de gas-lift debajo del punto de
inyección de gas. Esto sirve para tomar en cuenta las condiciones futuras del
pozo y los posibles errores en la información de productividad del pozo.
Calibración de las válvulas
Una vez realizado el espaciado de las válvulas balanceadas, se procede a
calibrarlas realizando los siguientes pasos:
1. Dibuje la línea de gradiente geotérmico desde la temperatura de flujo en la
superficie a la profundidad cerdo hasta la temperatura de flujo al fondo del hoyo
(BHT) a la profundidad total.
2. Determine la temperatura a la profundidad de cada válvula.
3. Marque en el grafico la profundidad de cada válvula.
4. Seleccione la presión de operación de superficie de cada válvula. Esto
puede anotarse directamente del espacio gráfico. La presión de operación de
superficie de la válvula tope está por lo menos 50Lpc menor que la presión de
arranque. Si la presión de operación disponible y la presión de arranque, la
válvula topo tendrá, por lo menos, 25Lpc menos que la presión de operación.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
75
5. Utilizando las figuras 2.33 y 2.34 determine los arreglos de taller de la
válvula a 80ºF, así como la presión de cada válvula.
6. Prepare la tabulación final donde se muestre el número de válvulas,
profundidades, temperatura, presión apertura de superficie, presión a la válvula
y presión de arreglo a 80 ºF y 60 ºF.
Figura 2.33 Arreglos de taller de la válvula a 80ºF
Compendio Producción de Hidrocarburos II
76
Figura 2.34 Arreglo de taller de la válvula a 60ºF
2.1.7.2. Diseño del sistema de LAG Flujo Intermitente
El diseño del sistema de LAG para flujo intermitente es un procedimiento que se
utiliza tanto para inyección por un solo punto como para inyección múltiple, con
válvulas estándar operadas por presión y con controlador de tiempo de ciclo o
control por estrangulación (estrangulador de flujo) en superficie.
Existen dos razones básicas para instalar más de una válvula de LAG que son:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
77
1. Cuando el nivel estático de líquido ésta muy por encima de la válvula de
operación, es necesario la instalación de válvulas de descarga. Sin estas
válvulas se necesitaría presiones de arranque, en muchos casos, varias veces
superior a la presión de operación.
2. Cuando la válvula de operación está muy por encima de la empacadura de
fondo, y se desean instalar más válvulas hasta alcanzar el nivel de la
empacadura la presión del yacimiento o índice de productividad, podrían bajar
la inyección.
La idea básica del flujo intermitente es permitir una acumulación de líquido en la
tubería, al mismo tiempo que se almacena una cantidad de gas en el espacio anular
y en la línea de gas logrando así periódicamente desplazar el líquido en la tubería
con el gas.
En la figura 2.35, se muestra el pozo en el instante cuando abre la válvula. La
columna de fluido ha llegado a una altura L, determinada por las condiciones del
fluido en el pozo que viene del yacimiento (índice de productividad y presión
estática del yacimiento). La presión del gas en el espacio anular y la línea en este
instante ha llegado a su valor máximo, siendo este valor la presión de apertura de
la válvula, la presión del gas por encima del tapón de líquido ha bajado a su valor
mínimo, siendo este la presión del separador.
Figura 2.35 Formación del Tapón de líquido
Compendio Producción de Hidrocarburos II
78
A su vez, en la figura 2.36, se muestra el pozo en el momento cuando el tapón
llega a la superficie. La presión del gas por debajo del tapón llega a su máximo
dependiendo de la presión del separador, del peso del tapón y la fricción. En un
caso ideal, esta es la presión en el espacio anular; en la práctica la presión anular
es mayor cuando el tapón llega a la superficie, la válvula debe cerrar. Las válvulas
operadas por presión de flujo cierran cuando la presión anular llega a la presión de
cierre de la válvula.
Figura 2.36 Desplazamiento del Tapón
El volumen normal del gas debajo del tapón en el espacio anular y en la línea
de gas, al cerrar la válvula, tiene que ser igual al volumen normal del gas en el
espacio anular y la línea, al abrir la válvula. En el procedimiento de diseño para
flujo intermitente que se explicara a continuación, se utiliza tato para inyección por
un solo punto como para inyección múltiple, con válvulas estándar operadas por
presión y con controlador de tiempo de ciclo o control por estrangular en superficie.
La mayoría de los pozos que producen por LAG intermitente deben operar desde
la válvula más inferior y, por consiguiente, requieren el espaciado de válvulas de
descarga desde el nivel de fluido estático o desde el tope si el pozo está cargado
con fluido muerto. Todo lo que hay que lograr en este diseño es asegurar que la
válvula operada se coloque tan profunda como sea práctico y estar seguros que
Compendio Producción de Hidrocarburos II
79
las válvulas de descarga superiores permitirán que el pozo sea descargado a ese
punto.
Procedimiento para el diseño de una instalación del sistema de LAG por
flujo intermitente. (Balanceadas).
1. Preparar un gráfico, en coordenadas cartesianas de presión (eje de las
abscisas) contra profundidad (eje de las ordenadas).
2. Delinee la presión de arranque (Pko) menos 50 lpc a la superficie
(profundidad cero).
3. Obtenga el peso de la columna de gas de la figura 2.21 (gradiente de gas)
y extienda desde la presión del paso 2 hacia abajo.
4. Delinee la presión de operación de superficie (Pop) a profundidad cero y
extienda esta presión hacia abajo en el pozo, tomando en cuenta el gradiente
del gas, de la figura 2.21.
5. Delinee la presión del tubing a profundidad cero (para flujo intermitente),
esta es igual a la presión del separador (Psep).
6. Utilizando la figura 2.37 y 2.38, dependiendo del diámetro del tubing,
seleccione el gradiente de descarga. La práctica común es seleccionar el
gradiente de descarga basándose en la tasa de producción final que tenía el
pozo al producir por flujo continuo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
80
Figura 2.37 Gradiente de Descarga
100 200 300 0 400 500 600 700 800 900 1000
0.04
0.00
0.28
0.24
0.16
0.20
0.12
0.08
0.48
0.40
0.44
0.36
0.32
0.56
0.52
GRADIENTES DESCARGA DE CÁLCULOS PARA
VALVULA DE SEPARACIÓN
TASA DE DISEÑO (BBL/DÍA)
GR
AD
IEN
TE
(P
SI/
PIE
S)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
81
Figura 2.38 Gradiente de descarga
7. Delinee el gradiente de descarga como se determinó en el paso 6, hacia
abajo en el pozo desde la presión del separador. Esto puede ser delineado
desde la presión cero si el pozo va a ser descargado a la fosa desde el fondo.
400 800 1200 0 1600 2000 2400 2800 3200 3600 4000
0.02
0.00
0.14
0.12
0.08
0.10
0.06
0.04
0.24
0.20
0.22
0.18
0.16
0.28
0.26
GRADIENTES DESCARGA DE CÁLCULOS PARA
VALVULA DE SEPARACIÓN
3
TASA DE DISEÑO (BBL/DÍA)
GR
AD
IEN
TE
(P
SI/
PIE
S)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
82
8. En este punto, determine si el pozo está cargado con fluido muerto desde
el fondo hasta la superficie o si el pozo se le sacó la tubería añadiendo fluido
muerto. La primera válvula puede ser colocada al nivel del fluido estático si el
pozo no ha sido matado. Para pozos cargados hasta la superficie, construya el
gradiente desde la profundidad cero (para pozos descargado a la fosa) y desde
la presión de superficie tubing (Psep) para pozos descargados al sistema hacia
abajo del pozo. Para pozos no cargados con fluidos muertos, haga un punto en
la línea de operaciones de Casing al nivel de fluido estático para localizar la
válvula (1).
9. Extienda la línea de gradiente de fluido muerto hasta que ella intercepte
(Pko – 50). En este punto se localiza la válvula (1).
10. Desde este punto dibuje una línea horizontal a la izquierda hasta que ella
intercepte la línea de gradiente de descarga.
11. Desde este punto dibuje una línea paralela a la línea de gradiente de fluido
muerto hasta que intercepte la línea de operación del Casing. Si se dispone de
presión de arranque para descargar hasta el fondo del pozo, esta línea es traída
a (Pko – 75). Para válvulas balanceadas se toma una caída de 25 lpc por válvula
hacia abajo en el pozo. Si la presión de arranque (Pko) = Presión de operación
del Casing (Pop), utilice una caída de 25 lpc por válvula desde la presión de
operación. Esto localiza la válvula (2). En el espaciado utilice la presión de la
válvula superior menos de 25 lpc para localizar la siguiente válvula más baja.
12. Continúe el procedimiento de espaciado entre la línea de gradiente de
descarga y las líneas de presión de operación hasta llegar al fondo del pozo.
13. Ajuste y tabule la profundidad de cada válvula.
14. En el mismo papel dibuje una línea de gradiente geotérmico desde la
temperatura de fondo hasta la temperatura de superficie.
15. Tabule la temperatura de superficie.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
83
16. Tabule la presión de apertura de cada válvula.
17. Haga una tabulación de resumen completo ver tabla 2.3 de profundidad
de cada válvula, temperatura, presión de abertura de superficie, presión de
arreglo de taller utilizando las tablas 2.4, 2.5 y 2.6
Tabla 2.3 Tabulacion de resultados obntenidos para Válvulas Balanceadas
ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct
61
62
63
64
65
0.998
0.886
0.994
0.991
0.989
101
102
103
104
105
0.919
0.917
0.915
0.914
0.912
141
142
143
144
145
0.852
0.850
0.849
0.847
0.845
181
182
183
184
185
0.794
0.792
0.791
0.790
0.788
221
222
223
224
225
0.743
0.742
0.740
0.739
0.738
261
262
263
264
265
0.698
0.697
0.696
0.695
0.694
66
67
68
69
70
0.987
0.985
0.953
0.981
0.979
106
107
108
109
110
0.910
0.908
0.906
0.905
0.903
146
147
148
149
150
0.844
0.842
0.841
0.839
0.838
186
187
188
189
190
0.787
0.786
0.784
0.783
0.782
226
227
228
229
230
0.737
0.736
0.735
0.733
0.732
266
267
268
269
270
0.693
0.692
0.691
0.690
0.689
71
72
73
74
75
0.977
0.975
0.973
0.971
0.969
111
112
113
114
115
0.901
0.899
0.898
0.986
0.894
151
152
153
154
155
0.836
0.835
0.833
0.832
0.830
191
192
193
194
195
0.780
0.779
0.778
0.776
0.775
231
232
233
234
235
0.731
0.730
0.729
0.728
0.727
271
272
273
274
275
0.688
0.687
0.686
0.685
0.684
76
77
78
79
80
0.967
0.965
0.963
0.961
0.959
116
117
118
119
120
0.893
0.891
0.889
0.887
0.886
156
157
158
159
160
0.829
0.827
0.826
0.825
0.823
196
197
198
199
200
0.774
0.772
0.771
0.770
0.769
236
237
238
239
240
0.725
0.724
0.723
0.722
0.721
276
277
278
279
280
0.683
0.682
0.681
0.680
0.679
81
82
83
84
85
0.957
0.955
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121
122
123
124
125
0.884
0.882
0.881
0.879
0.877
161
162
163
164
165
0.822
0.820
0.819
0.817
0.816
201
202
203
204
205
0.767
0.766
0.765
0.764
0.762
241
242
243
244
245
0.720
0.719
0.718
0.717
0.715
281
282
283
284
285
0.678
0.677
0.676
0.675
0.674
86
87
88
89
90
0.947
0.945
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0.941
0.939
126
127
128
129
130
0.876
0.874
0.872
0.871
0.869
166
167
168
169
170
0.814
0.813
0.812
0.810
0.809
206
207
208
209
210
0.761
0.760
0.759
0.757
0.756
246
247
248
249
250
0.714
0.713
0.712
0.711
0.710
286
287
288
289
290
0.673
0.672
0.671
0.670
0.669
Compendio Producción de Hidrocarburos II
84
Tabla 2.4 Factores de corrección de temperatura para el nitrógeno en base a 60ºf con el factor de
"Z"
ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct
74
75
0.971
0.969
114
115
0.986
0.894
154
155
0.832
0.830
194
195
0.776
0.775
234
235
0.728
0.727
274
275
0.685
0.684
76
77
78
79
80
0.967
0.965
0.963
0.961
0.959
116
117
118
119
120
0.893
0.891
0.889
0.887
0.886
156
157
158
159
160
0.829
0.827
0.826
0.825
0.823
196
197
198
199
200
0.774
0.772
0.771
0.770
0.769
236
237
238
239
240
0.725
0.724
0.723
0.722
0.721
276
277
278
279
280
0.683
0.682
0.681
0.680
0.679
81
82
83
84
85
0.957
0.955
0.953
0.951
0.949
121
122
123
124
125
0.884
0.882
0.881
0.879
0.877
161
162
163
164
165
0.822
0.820
0.819
0.817
0.816
201
202
203
204
205
0.767
0.766
0.765
0.764
0.762
241
242
243
244
245
0.720
0.719
0.718
0.717
0.715
281
282
283
284
285
0.678
0.677
0.676
0.675
0.674
86
87
88
89
90
0.947
0.945
0.943
0.941
0.939
126
127
128
129
130
0.876
0.874
0.872
0.871
0.869
166
167
168
169
170
0.814
0.813
0.812
0.810
0.809
206
207
208
209
210
0.761
0.760
0.759
0.757
0.756
246
247
248
249
250
0.714
0.713
0.712
0.711
0.710
286
287
288
289
290
0.673
0.672
0.671
0.670
0.669
91
92
93
94
95
0.938
0.936
0.934
0.932
0.930
131
132
133
134
135
0.868
0.866
0.864
0.863
0.861
171
172
173
174
175
0.807
0.806
0.805
0.803
0.802
211
212
213
214
215
0.755
0.754
0.752
0.751
0.750
251
251
253
254
255
0.709
0.708
0.707
0.706
0.705
291
292
293
294
295
0.668
0.667
0.666
0.665
0.664
96
97
98
99
100
0.928
0.926
0.924
0.923
0.921
136
137
138
139
140
0.860
0.858
0.856
0.855
0.853
176
177
178
179
180
0.800
0.799
0.798
0.796
0.795
216
217
218
219
220
0.749
0.748
0.746
0.745
0.744
256
257
258
259
260
0.704
0.702
0.701
0.700
0.699
296
297
298
299
300
0.663
0.662
0.662
0.661
0.660
Compendio Producción de Hidrocarburos II
85
ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct
61
62
63
64
65
1.040
1.038
1.036
1.033
1.031
101
102
103
104
105
0.958
0.956
0.954
0.953
0.951
141
142
143
144
145
0.889
0.887
0.886
0.884
0.882
181
182
183
184
185
0.829
0.827
0.825
0.824
0.822
221
222
223
224
225
0.776
0.775
0.772
0.771
0.770
261
262
263
264
265
0.729
0.728
0.727
0.726
0.725
66
67
68
69
70
1.029
1.027
1.025
1.023
1.021
106
107
108
109
110
0.949
0.947
0.945
0.944
0.942
146
147
148
149
150
0.880
0.878
0.877
0.875
0.874
186
187
188
189
190
0.821
0.820
0.018
0.817
0.816
226
227
228
229
230
0.769
0.768
0.767
0.765
0.764
266
267
268
269
270
0.724
0.723
0.722
0.721
0.720
71
72
73
74
75
1.019
1.017
1.014
1.012
1.010
111
112
113
114
115
0.940
0.938
0.937
0.934
0.932
151
152
153
154
155
0.872
0.871
0.869
0.868
0.866
191
192
193
194
195
0.814
0.813
0.812
0.810
0.809
231
232
233
234
235
0.763
0.762
0.761
0.760
0.759
271
272
273
274
275
0.718
0.717
0.716
0.715
0.714
76
77
78
79
80
1.008
1.006
1.004
1.002
1.000
116
117
118
119
120
0.931
0.929
0.927
0.925
0.924
156
157
158
159
160
0.865
0.863
0.862
0.861
0.859
196
197
198
199
200
0.808
0.806
0.805
0.804
0.803
236
237
238
239
240
0.758
0.756
0.755
0.754
0.753
276
277
278
279
280
0.713
0.712
0.711
0.710
0.709
81
82
83
84
85
0.998
0.996
0.994
0.992
0.990
121
122
123
124
125
0.922
0.920
0.919
0.917
0.915
161
162
163
164
165
0.858
0.856
0.854
0.852
0.851
201
202
203
204
205
0.801
0.800
0.798
0.797
0.795
241
242
243
244
245
0.752
0.751
0.750
0.749
0.747
281
282
283
284
285
0.708
0.707
0.706
0.705
0.704
86
87
88
89
90
0.989
0.985
0.983
0.981
0.979
126
127
128
129
130
0.914
0.912
0.910
0.909
0.906
166
167
168
169
170
0.849
0.848
0.847
0.845
0.844
206
207
208
209
210
0.794
0.793
0.792
0.790
0.789
246
247
248
249
250
0.746
0.744
0.743
0.742
0.741
286
287
288
289
290
0.703
0.702
0.701
0.700
0.699
91
92
93
0.978
0.976
0.974
131
132
133
0.905
0.903
0.901
171
172
173
0.842
0.841
0.840
211
212
213
0.788
0.787
0.785
251
252
253
0.740
0.739
0.738
291
292
293
0.698
0.697
0.696
Compendio Producción de Hidrocarburos II
86
Tabla 2.5 Factores de Corrección de Temperatura para El Nitrógeno en Base a 80ºF con el Factor
de "Z" 500 Psi Y 1500 Psi
ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct
94
95
0.972
0.970
134
135
0.900
0.898
174
175
0.838
0.837
214
215
0.784
0.783
254
255
0.737
0.736
294
295
0.695
0.694
96
97
98
99
100
0.968
0.966
0.964
0.963
0.961
136
137
138
139
140
0.897
0.895
0.893
0.892
0.890
176
177
178
179
180
0.835
0.834
0.833
0.831
0.830
216
217
218
219
220
0.782
0.781
0.779
0.778
0.777
256
257
258
259
260
0.735
0.733
0.732
0.731
0.730
296
297
298
299
300
0.693
0.692
0.691
0.690
0.689
ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct
61
62
63
64
65
1.050
1.047
1.044
1.042
1.039
101
102
103
104
105
0.951
0.949
0.946
0.944
0.942
141
142
143
144
145
0.870
0.868
0.867
0.865
0.863
181
182
183
184
185
0.803
0.801
0.800
0.798
0.797
221
222
223
224
225
0.746
0.744
0.743
0.742
0.741
261
262
263
264
265
0.696
0.695
0.694
0.693
0.692
66
67
68
69
70
1.036
1.034
1.031
1.028
1.026
106
107
108
109
110
0.940
0.938
0.936
0.933
0.931
146
147
148
149
150
0.861
0.859
0.858
0.856
0.854
186
187
188
189
190
0.795
0.794
0.792
0.791
0.789
226
227
228
229
230
0.739
0.738
0.737
0.735
0.734
266
267
268
269
270
0.691
0.690
0.689
0.687
0.686
71
72
73
74
75
1.023
1.020
1.018
1.015
1.013
111
112
113
114
115
0.929
0.927
0.925
0.923
0.921
151
152
153
154
155
0.852
0.851
0.849
0.847
0.845
191
192
193
194
195
0.788
0.786
0.785
0.783
0.782
231
232
233
234
235
0.733
0.732
0.730
0.729
0.728
271
272
273
274
275
0.685
0.684
0.683
0.682
0.681
76
77
78
79
80
1.010
1.008
1.005
1.003
1.000
116
117
118
119
120
0.919
0.917
0.915
0.913
0.911
156
157
158
159
160
0.844
0.842
0.840
0.839
0.837
196
197
198
199
200
0.781
0.779
0.778
0.776
0.775
236
237
238
239
240
0.726
0.725
0.724
0.723
0.721
276
277
278
279
280
0.680
0.679
0.677
0.676
0.675
81
82
83
84
85
0.998
0.995
0.993
0.990
0.988
121
122
123
124
125
0.909
0.907
0.905
0.903
0.901
161
162
163
164
165
0.835
0.834
0.832
0.830
0.829
201
202
203
204
205
0.773
0.772
0.770
0.769
0.768
241
242
243
244
245
0.720
0.719
0.718
0.717
0.715
281
282
283
284
285
0.674
0.673
0.672
0.671
0.670
Compendio Producción de Hidrocarburos II
87
Tabla 2.6 Factores de corrección de Temperatura para el Gas natural en base a
80 °F y 700 Psi de Presión de Gas de 0.60 Gravedad Específica
Procedimiento para el diseño de una instalación del sistema de LAG por
flujo intermitente. (No Balanceadas)
1. Preparar un gráfico, en coordenadas cartesianas, de presión (eje de las
abscisas) contra profundidad (eje de las ordenadas).
2. Marca la presión de apertura en la superficie en el eje correspondiente y
dibujar desde este punto la línea de gradiente de gas. El gradiente del gas se
obtiene de la figura 2.21.
3. Seleccionar tentativamente una presión constante de cierre en superficie
100Lpc menor que la presión de apertura en superficie, marcar este punto en el eje
de presión y trazar a partir del mismo la línea del gradiente del gas.
4. Seleccionar un gradiente de descarga aproximado utilizando la figura 2.37 y
2.38 de acuerdo al diámetro de la tubería de producción (θt). La práctica común es
seleccionar el gradiente de descarga basándose en la tasa de producción final que
tiene el pozo cuando producía por flujo continuo.
ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct
86
87
88
89
90
0.985
0.983
0.981
0.978
0.976
126
127
128
129
130
0.899
0.897
0.895
0.893
0.891
166
167
168
169
170
0.827
0.825
0.824
0.822
0.820
206
207
208
209
210
0.766
0.765
0.763
0.762
0.761
246
247
248
249
250
0.714
0.713
0.712
0.711
0.709
286
287
288
289
290
0.669
0.668
0.667
0.666
0.665
91
92
93
94
95
0.974
0.971
0.969
0.967
0.964
131
132
133
134
135
0.889
0.887
0.885
0.883
0.881
171
172
173
174
175
0.819
0.817
0.816
0.814
0.812
211
212
213
214
215
0.759
0.758
0.757
0.755
0.754
251
251
253
254
255
0.708
0.707
0.706
0.705
0.703
291
292
293
294
295
0.664
0.663
0.662
0.661
0.660
96
97
98
99
100
0.962
0.960
0.958
0.955
0.953
136
137
138
139
140
0.880
0.878
0.876
0.874
0.872
176
177
178
179
180
0.811
0.809
0.808
0.806
0.805
216
217
218
219
220
0.752
0.751
0.750
0.748
0.747
256
257
258
259
260
0.702
0.701
0.700
0.699
0.698
296
297
298
299
300
0.659
0.658
0.657
0.655
0.654
Compendio Producción de Hidrocarburos II
88
5. Con el gradiente obtenido en el paso anterior dibujar la curva de descarga a
partir de la presión en el cabezal del pozo (Pwh).
6. Determinar el volumen de gas necesario para levantar un ciclo de líquido este
valor se obtiene de la figura 2.39, para utilizar esta figura se asume una presión de
apertura a profundidad igual a la presión de cierre a profundidad más 75 lpcm.
7. Determinar el cambio en la presión del revestidor. Requerido para suministrar
el volumen de gas determinado en el paso 6, el mismo se obtiene de la figura 2.40.
8. Seleccionar la carga máxima en la tubería que puede ser levantada. Como
una aproximación si no se dispone de mejor información utilizar:
𝐏𝐭𝐮𝐛= 𝟏 𝟐⁄ 𝐏𝐞 (2.32)
Donde:
Pe = Presión promedio del yacimiento (Lpc).
Ptub = Presión en la tubería a la altura de la válvula operadora.
9. Seleccionar el tamaño del orificio de la válvula de control para
lo cual es necesario calcular el factor R.
𝐑 =𝐀𝐫𝐞𝐚 𝐝𝐞 𝐚𝐬𝐢𝐞𝐧𝐭𝐨
𝐀𝐫𝐞𝐚 𝐝𝐞 𝐟𝐮𝐞𝐥𝐥𝐞=
𝐀𝐯
𝐀𝐛
𝐑 = 𝐏𝐯𝐨 − 𝐏𝐯𝐜
𝐏𝐯𝐨 − 𝐏𝐭 (2.33)
Donde:
Pvo = Presión de apertura de la válvula, el cual está dado por la presión de cierre
a profundidad más el diferencial de presión determinada en el paso 7.
Pvc = Es la presión en el anular al cierre de la válvula.
Pt = Presión de la carga máxima determinada en el paso 8.
1. Construir la línea máxima presión en la tubería desde el fondo hasta la
superficie. Esto se hace trazando una línea que una el punto que representa la
presión en el fondo del tapón liquido cuando se ha formado frente a la válvula
operadora y el punto que representa la presión en el fondo del tapón cuando ha
alcanzado la boca del pozo. La presión en el fondo del tapón cuando esta abajo se
puede aproximar con la siguiente ecuación.
𝐏𝐓𝐀𝐏 = 𝐏𝐯𝐨 − (%𝐏𝐯𝐨) (2.34)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
89
Figura 2.39 Volumen de Gas
Compendio Producción de Hidrocarburos II
90
Figura 2.40 Presión del Revestidor
Donde:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
91
(%Pvo) Se obtiene de la siguiente tabla:
Tabla 2.7 Presión de apertura de la válvula.
La presión en el fondo del tapón cuando alcanza la boca del pozo se puede
aproximar de la siguiente manera:
Asumir un 7% de pérdida de líquido por cada 1000 pies de viaje.
Determinar la longitud del tapón cuando se encuentra arriba. Esto se hace
restando a la longitud del tapón cuando se encontraba en el fondo las pérdidas de
líquido en el recorrido.
Determinar la resistencia por fricción para la longitud del tapón encontrada y
una velocidad que puede ser aproximada por 1000 pies/min (gradiente de fricción
para una velocidad de 1000Pies/min es igual a 0.184 lpc/pie).
La presión dinámica total en el fondo del tapón cuando este alcanza la
superficie (profundidad = longitud del tapón) es igual a la presión ejercida por el
tapón más la presión en la tubería (Pwh) más la resistencia por fricción.
2. Construir una línea recta, desde la superficie hasta el fondo, que representa
la presión en el revestidor en el instante que la válvula operadora abre esto se hace
trazando una línea desde Pvo a profundidad hasta Pvo menos el peso de la
columna de gas marcado a nivel de superficie.
3. Construir una línea que represente la presión en el revestidor en el instante
que el tapón pasa cada válvula de la siguiente manera. Dibujar una línea recta,
Compendio Producción de Hidrocarburos II
92
entre la presión de apertura en el fondo (Pvo) y la presión de cierre en superficie
(paso 13).
4. Espaciamiento de las válvulas:
a. La primera válvula se espacea construyendo la línea de gradiente de fluido
muerto desde (Pwh) hasta la línea de presión disponible menos 50 lpc de factor de
seguridad para el proceso de descarga.
b. Espaciar 2 o 3 válvulas más de la misma manera, utilizando el gradiente de
descarga determinado en el paso 4.
c. Espaciar las demás válvulas basándose en la línea de presión máxima en la
tubería y en la línea de presión constante de cierre.
5. Tabular los resultados.
Figura 2.41 Resultados del espaciamiento.
Evaluación de instalaciones de levantamiento artificial por gas.
Las instalaciones de levantamiento artificial por gas está sujeta a sufrir diversos
problemas operacionales, por lo que se requiere ser evaluadas y analizadas a fin
de que operen con la eficiencia prevista. A pesar de los avances tecnológicos que
han permitido la creación de válvulas de gas lift semiautomáticas, es necesario
supervisar atentamente su funcionamiento, especialmente durante el proceso de
descarga y mientras transcurre el periodo de ajuste hasta que la inyección del gas
Pwh
LT
P. Tapón
Pvo
Presion (Lpc)
PTAP Pvo
Presion Disponible
Presion de Apertura
requerida (válvula
en el Fluido)
Presion en el
revestidor
cuando pasa el
tapón
Presion de
cierre
constante
Compendio Producción de Hidrocarburos II
93
se regula. En análisis apropiado de una instalación de levantamiento artificial es
muy importante, para determinar cómo está operando una instalación.
A continuación se presentan las formas más usadas para controlar la inyección
de gas, tanto en flujo continuo como en flujo intermitente, y para analizar las
instalaciones de levantamiento artificial por gas.
Estrangulador flujo continuo: Este método es probablemente el mejor y más
simple para controlar una instalación de flujo continuo. Se instala un estrangulador
en la línea de inyección de gas y se regula para que deje pasar la cantidad de gas
deseada si el estrangulador es del tipo ajustable, se facilita para alcanzar el tamaño
necesario, pero también es probable que surjan problemas de congelamiento.
Estrangulador flujo intermitente: El control del gas inyectado también se puede
realizar con estranguladores de flujo, cuando se produce intermitentemente, si se
utiliza válvulas no balanceadas y con suficiente diferencial de presión (Spread).
Este tipo de control requiere mucha atención antes de encontrar el tamaño
adecuado de regulador. La tasa de inyección de gas debe programarse para que
coincida con los requerimientos de pozos, en la mayoría de los casos este control
se utiliza en pozo con poco volumen de gas disponible.
2.2. Bombeo Mecánico
El bombeo mecánico es el método más usado en el mundo. Consiste una bomba
de subsuelo de acción recíprocante, que es abastecida con energía producida a
través de una sarta de cabillas, la energía es suministrada por un motor eléctrico o
de combustión interna colocada en la superficie. Tiene su mayor aplicación mundial
en la producción de crudos pesados y extra pesados, aunque también se utiliza en
la producción de crudos medianos y livianos.
Este método se basa en levantar fluido desde el fondo del pozo hacia los
tanques de recolección o a una estación de producción por medio de una bomba
de subsuelo ubicada en el fondo del pozo cuya energía es proporcionada por un
balancín o equipo de bombeo en superficie y es transmitida por medio de una sarta
de cabillas a la bomba. El fluido levantado es transportado por la tubería de
producción o tubing y luego por las líneas de transferencia hasta el separador
según como estén configuradas las facilidades de superficie.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
94
La función principal de la unidad de bombeo mecánico es proporcionar el
movimiento recíprocante apropiado, con el propósito de accionar la sarta de
cabillas y estas la bomba de subsuelo. La unidad de bombeo, en su movimiento,
tiene dos puntos muy bien definidos: muerto superior y muerto inferior.
Cuando el balancín está en el punto muerto inferior sus válvulas fija y viajera se
hallan cerradas. Al comenzar la carrera ascendente, la presión de fondo y el efecto
de succión del pistón permite la apertura de la válvula fija; el fluido pasa del pozo
hacia el interior de la bomba. Al mismo tiempo, la columna de fluido ejerce una
presión sobre la válvula viajera y permanecerá cerrada durante la carrera
ascendente. El funcionamiento en conjunto de estos elementos es el que permite
que le sea trasmitida la energía adicional al pozo para transportar el fluido desde
el fondo hasta la superficie.
El sistema de bombeo mecánico consiste básicamente de las siguientes partes:
La bomba de subsuelo accionada por las cabillas.
La sarta de cabillas de succión que transmite el movimiento de bombeo
y la potencia desde la superficie a la bomba en el subsuelo. También
incluyen la tubería dentro de la cual operan las cabillas y que conduce el
fluido a la superficie.
El equipo de bombeo superficial que transforma el movimiento
rotacional el motor en movimiento recíproco vertical.
El reductor de la velocidad
El motor que proporciona la potencia necesaria al sistema.
2.2.1. Ventajas del método de BM
Fácil de operar y de hacer mantenimiento.
Puede ser usado durante toda la vida productiva del pozo.
Puede bombear el pozo a una muy baja presión de entrada para obtener la
máxima producción.
Usualmente es la más eficiente forma de levantamiento artificial.
Se puede fácilmente intercambiar de unidades de superficie.
Puede levantar petróleos de alta viscosidad y temperatura.
Puede ser monitoreada remotamente con un sistema de control de
supervisión de bomba.
Puede utilizar gas o electricidad como fuente de poder.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
95
2.2.2. Desventajas del método de BM
Es problemático en pozos con alta desviación.
Susceptible de presentar bloqueo por excesivo gas libre a la entrada de la
bomba.
La unidad de superficie es pesada, necesita mucho espacio y es obtrusiva al
ambiente.
Es obtrusivo en áreas urbanas. Peligro para las personas.
No puede funcionar con excesiva producción de arena.
Cuando no se usan varillas de fibra de vidrio la profundidad puede ser una
limitante.
2.2.3. Parámetros de Aplicación del Bombeo Mecánico
Este método de levantamiento se encuentra entre 20 y 2000 (BPPD).
Se pueden aplicar a una profundidad no mayor a 9000 pies.
No se puede utilizar en pozos desviados.
No debe existir presencia de arenas.
Solo se utiliza en pozos unidireccionales.
Se utiliza en pozos con temperaturas no mayores a 500 °F.
2.2.4. Componentes del Sistema
Los componentes que conforma el método de Bombeo mecánico se dividen en
dos categorías: Equipos de superficie y equipos de subsuelo como se muestra en
la figura 2.42.
Figura 2.42 Diagrama del Bombeo Mecánico.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
96
2.2.4.1. Equipo de superficie
Los equipos de superficie que componen al sistema de Bombeo Mecánico son
los siguientes: Motor, Caja de engranaje, Manivela, Contra peso, Prensa estopa y
la barra pulida.
Motor: La función del motor es suministrar a la instalación energía mecánica la
cual eventualmente es transmitida a la bomba y usada para levantar el fluido. El
motor seleccionado para una instalación debe tener suficiente potencia de salida
para levantar el fluido a la tasa deseada desde el nivel de fluido de trabajo en el
pozo. Ver figura 2.43.
Figura 2.43 Motor
Existen dos tipos de motores usados principalmente: Motores Eléctricos y
Motores de combustión interna.
Motores eléctricos: Son los de mayor aplicación en los campos
petroleros. Se clasifican en dos tipos: Motores convencionales, y de alto
desplazamiento.
Motores de combustión interna: Son básicamente de dos tipos: de alta
velocidad y de baja velocidad.
Caja de engranaje o Reductora de velocidad: Este dispositivo permite cambiar
por medio de engranajes la alta velocidad angular entregada por el motor a un
mayor torque suficiente para permitir el movimiento del balancín. Ver figura 2.44.
Figura 2.44 Caja de Engranaje
Compendio Producción de Hidrocarburos II
97
Manivela: Es la responsable de trasmitir el movimiento de la caja de engranaje
o trasmisión a la biela del balancín, que está unida a ellos por pines que están
sujetas al eje de baja velocidad de la caja de engranaje y cada una de ellas tienen
un número igual de orificios, los cuales representan una determinada carrera del
balancín, lo cuales se sujetan los pines de sujeción de las bielas. Ver figura 2.45.
Figura 2.45 Manivela
Pesas o Contra Peso: Se utiliza para balancear las fuerzas desiguales que se
originan sobre el motor durante las carreras ascendentes y descendentes del
balancín a fin de reducir la potencia máxima efectiva y el movimiento de rotación.
Ver figura 2.46.
Figura 2.46 Pesas o Contra Peso
Prensa Estopa: Consiste en una cámara cilíndrica que contienen los elementos
de empaque que se ajustan a la barra pulida permitiendo sellar el espacio existente
entre la barra pulida y la tubería de producción, para evitar el derrame de crudo
producido. Ver figura 2.47.
Figura 2.47 Prensa Estopa
Compendio Producción de Hidrocarburos II
98
Barra pulida: Se encarga de soportar el peso de la sarta de cabillas, de la bomba
y del fluido dentro de la tubería. La relación directa entre la sarta de varillas y el
equipo de superficie es la barra pulida. Ver figura 2.48.
Figura 2.48 Barra Pulida
Unidad de bombeo: La unidad de bombeo es un mecanismo cuya función
principal es accionar la sarta de varillas y la bomba a fin de elevar el fluido desde
el subsuelo a superficie. El movimiento rotatorio resultante se transforma en uno
recíprocante, a través de la manivela, la biela y el propio balancín. La unidad de
bombeo mecánico está compuesta por tres unidades que la conforman como lo
son: Unitorque Mark II, Convencional y Balanceada por aire. Ver figura 2.49.
Figura 2.49 Unidad de Bombeo
Unidad Convencional: La unidad convencional balanceada por manivelas es la
más universal, conocida y popular utilizada en los campos petroleros, de fácil
manejo y manteniendo mínimo. En este tipo de balancín la rotación de las
manivelas origina que la viga principal oscile y mueva hacia arriba y hacia abajo al
vástago pulido. Para muy diversas condiciones de bombeo en las que la
confiabilidad, y la sencillez son factores primordiales, la unidad convencional ha
sido siempre la preferida. Un limitante para este tipo de unidades es que su tamaño
aumenta notablemente en función de la producción a extraer. Ver figura 2.50.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
99
Figura 2.50 Convencional
Unidades Unitorque Mark II: Esta unidad es un rediseño del balancín
convencional, que cambia la posición de los brazos y del poste maestro para
obtener un sistema unitorsional, a fin de reducir el torque en la caja de engranajes.
La geometría del Mark II tiende a reducir la carga máxima y mínima de la barra
pulida, proporcionando un rango de operación más aceptable. Ver figura 2.51.
Figura 2.51 Unitorque Mark II
Unidades balanceadas por aire: Se caracteriza por utilizar un cilindro con aire
comprimido en lugar de usar pesas de hierro, su costo por transporte e instalación
es más económica que las convencionales por lo cual puede ser usada costa
afuera o cuando es necesario mover con frecuencia la unidad, el mantenimiento
del cilindro de aire, pistón compresor y controles de neumáticos, los hacen ser la
unidad costosa en cuanto a operaciones pero son más resistentes a cargas que
las convencionales.
El uso de aire comprimido en lugar de pesas permite controlar mejor el
contrapeso; el peso de la unidad se reduce aproximadamente un 40% más que las
otras unidades. Ver figura 2.52.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
100
Figura 2.52 Balanceada por aire
2.2.4.2. Equipos de subsuelo
Los equipos de subsuelo que componen al sistema de Bombeo Mecánico son
los siguientes: Tubería de producción, Sarta de cabillas, Bomba de subsuelo, ancla
de gas, ancla de tubería y la varillas de succión.
Tubería de producción: La tubería de producción, la conforma una serie de tubos
de acero que tienen por objeto conducir el fluido proveniente de la formación, desde
el fondo del pozo hasta la superficie, y al mismo tiempo sirve de guía a la sarta de
cabilla que acciona la bomba de subsuelo. Ver figura 2.53.
Figura 2.53 Tubería de Producción
Sarta de cabillas: La sarta de cabillas constituye el medio de conexión entre la
unidad de bombeo en la superficie y la bomba en el subsuelo. Mediante ésta se
transmite el movimiento recíproco vertical a la bomba que efectuara el
desplazamiento del fluido. Las cabillas de subsuelo se clasifican en dos tipos
básicos: API (o convencionales) y No API (o continuas). Ver figura 2.54.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
101
Figura 2.54 Sarta de Cabillas
Cabillas API: Las cabillas API pueden ser de 25 o 30 pies, utilizando niples de
cabillas (tramos de cabillas de menor longitud), en los casos que ameriten para
obtener la profundidad de asentamiento de la bomba, diseñado para adicionar peso
al colocarse en la parte inferior de las barras. Ver figura 2.55
Figura 2.55 Cabillas API
De acuerdo al material de fabricación, existen tres tipos de cabillas API: C., D,
K. resumen sus especificaciones. Ver tabla 2.8.
CLASE
API
METALURGIA
ESFUERZO DE
TENSIÓN MÍNIMO
(LPC)
ESFUERZO DE
TENSIÓN
MÁXIMO (LPC)
DUREZA
BRINELL
C ALSI 1036 90.000 115.000 185 – 235
D CARBON 115.000 140.000 235 – 285
K ALSI 46XX 85.000 115.000 175 – 236
Tabla 2.8 Cabillas API. Especificaciones de fabricación
Las cabillas API son de 25pies de longitud (variación de ± 2 pulg) aunque
también las hay de 30pies. Ver tabla 2.9
Compendio Producción de Hidrocarburos II
102
DIÁMETRO (PULG)
PESO (LBS/PUL
G)
AREA
(𝐏𝐮𝐥𝐠𝟐)
CUELLO NORMAL (PULG)
(DIAM. EXT.) ESPECIAL
(PULG)
TUBERÍA NORMAL (PULG)
(DIAM. INT.) ESPECIAL
(PULG)
½ 0.726 0.1964 --- 1.000 --- 1.66
5/8 1.135 0.3068 1.500 1.250 2 – 1/16 1.99
¾ 1.634 0.4418 1.625 1.500 2 – 3/8 2 – 1/16
7/8 2.224 0.6013 1.813 1.625 2 – 7/8 2 – 3/8
1 1.904 0.7854 2.188 2.000 3 – ½ 2 – 7/8
1 – 1/8 3.676 0.9940 2.375 --- 3 – 1/2 ---
Tabla 2.9 Especificaciones de Cabillas API.
Cabillas No API o continuas: Las cabillas No API son aquellas cabillas que no
cumplen con las normas API, ellas son; Electra, continuas y fibra de vidrio dentro
de las cuales las más usadas son las cabillas continuas, su elongación es 3.8 veces
mayor que las cabillas de acero para la igual carga y diámetro. Ver figura 2.56
Figura 2.56 Cabillas No API o Continuas
Bomba de Subsuelo: Es una bomba a pistón que se utiliza para levantar fluido
desde el fondo del pozo hasta la superficie, accionada por el movimiento
recíprocante que le suministra la unidad de bombeo o balancín a través de la sarta
de cabillas. Los principales son: el barril o camisa, pistón o émbolo, válvula fija,
válvula viajera, anclaje. Ver figura 2.57.
Figura 2.57 Bomba de Subsuelo
Compendio Producción de Hidrocarburos II
103
Barril o Cilindro de la bomba: Es un cilindro de superficie interna pulida, dentro
del cual se mueve el pistón.
Pistón o émbolo: El pistón es el embolo de la bomba, tiene la superficie externa
pulida, se mueve dentro de la camisa y su diámetro determina la capacidad de
desplazamiento. Pueden ser de acuerdo a su configuración lisos, de copa, de
sucesión de anillos, estriados, etc. Y de acuerdo al material se clasifican en
metálicos y no metálicos.
La válvula fija de tipo bola y asiento: La válvula fija es un dispositivo formado por
una esfera de acero y su asiento colocando en el fondo de la bomba, que permite
la entrada de fluido del pozo al interior de la misma.
La válvula viajera: Es también un dispositivo formado por una esfera y su
asiento, pero que alterna su posición durante el ciclo de bombeo. Está ubicada en
el pistón.
Anclaje o zapata: El anclaje es un niple que tiene en su parte interna que tiene
un cono y aloja el anillo de bronce que la válvula fija lleva en su exterior permitiendo
el sello hermético.
Todos los accesorios de la bomba de subsuelo antes mencionados serán
mostrados en la figura 2.58.
Figura 2.58 Componentes de la Bomba de subsuelo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
104
Tipos de bombas de subsuelo
El instituto americano de petróleo (API) clasifica las bombas de subsuelo
fundamentalmente en dos tipos: Bombas de tubería y Bombas de cabillas (o
inserción). Además de las bombas API se utilizan con frecuencia las bombas SIS,
también de ambos tipos:
Bombas API de tubería: En este tipo de bombas el barril y la zapata forman parte
integral de la tubería de producción. El pistón es corrido con las cabillas y en su
parte inferior lleva un pescante que se utiliza para colocar la válvula fija en la zapata
de la bomba o para sacarla de la misma. Estas bombas están diseñadas para
producir mayor volumen, que una bomba de cabilla, para una misma tubería de
producción. Esto se debe a que el barril de dichas bombas puede ser mayor que
el diámetro interno que la tubería de producción. Ver figura 2.59.
Figura 2.59 Bombas API de Tubería
Bombas API de cabillas: Este tipo de bombas se instala y se saca con la sarta
de cabilla sin necesidad de sacar la tubería. Ver figura 2.60.
Figura 2.60 Bombas API de Cabillas
Compendio Producción de Hidrocarburos II
105
Las bombas de subsuelo dependen de las especificaciones que muestra la
siguiente tabla 2.10
TIPO
DIÁMETRO
(PULG)
LONGITUD
DEL BARRIL (PIES)
RANGO DE ALCANCE
(PIES)
LONGITUD DE LA JUNTA DE LA BOMBA DE
EXTENSIÓN (PIES)
ROSCA PARA
ENTUBADO (PULG)
CABILLA DE
BOMBEO DE
CONEXIÓN
Bomba de cabilla de bombeo
31.8 38.1
44.45 31.8 38.1
44.45
2.1 – 2.4 – 2.7 – 3.0 – 3.3 – 3.6 – 3.9 – 42 – 4.5 – 4.8 – 5.7 – 6.0 – 6.6 – 73 –
9.1
1.5 - 6
0.3 – 0.6 – 0.9
2 – 3/8 2 – 7/8 2 – 7/8 2 – 3/8 2 – 7/8 2 – 7/8
CYG16 CYG19 CYG19 CYG16 CYG16 CYG16
Bomba de
tubería
57.15 69.85 82.55 95.25
1.5 – 7.8
0.3 – 0.3 –
0.9
2 – 7/8 2 – 7/8 3
– 1/2 3 – 1/2 3 – 1/2
CYG19 CYG22 CYG25
---
Tabla 2.10 Especificaciones de las bombas de subsuelo
Ancla de gas: El ancla de gas consiste en un tubo ranurado o perforado que
permite separar el gas del petróleo, minimizando la entrada de gas a la bomba y
consecuentemente obtener mayor eficiencia volumétrica. Los tipos de anclas
sirven para el mismo propósito y también el principio de funcionamiento, pero
presentan pequeñas variantes. Ver figura 2.61.
Figura 2.61 Ancla de Gas
Ancla Natural: El ancla natural consiste en un tubo de 20 a 30 pies de longitud
con un niple perforado en la parte inferior, sin tubo de succión.
Niple perforado (poorman): El Niple perforado consiste en un niple perforado
similar al tipo natural al que se le ha adicionado un tubo de succión concéntrico y
otro para la recolección de sedimentos (tubo de barro). Ver tabla 2.11.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
106
Copa (Gilbert): La copa es similar al anterior (niple perforado) solo que lleva copa
de metal a lo largo del niple. Ver tabla
Multicopa: La Multicopa difiere de la anterior, en estar prevista de mayor numero
de copas y en prescindir del tubo de succión adicional, ya que el tubo principal hace
la función de éste. Ver tabla 2.11.
Empacadura (packer): La empacadura consiste en un niple perforado en la parte
superior y un tubo de succión, comunicado con el anular ancla-revestidor, en la
parte inferior. Está instalada a una empacadura y no lleva tubo de barro.
Los diferentes tipos de anclas de gas poseen una serie de especificaciones las
cuales serán mostradas en la tabla 2.11.
Tabla 2.11 Especificaciones de anclas de gas
Ancla de Tubería: El ancla de tubería está diseñado para ser utilizados en pozos
con el propósito de eliminar el estiramiento y compresión de la tubería de
producción, lo cual roza la sarta de cabillas y ocasiona el desgaste de ambos.
Normalmente se utiliza en pozos de alta profundidad. Se instala en la tubería de
TIPO
CLASIFICACI
ON
REVESTIDO
R
DIMENSIONES TUBO DE SECCIÓN
DIAM LONG DIAM LOG
Copa
C – 69 C – 66 C – 63 C – 49 C – 46 C – 43
9 – 5/8” 9 – 5/8” 9 – 5/8” 7” 7” 7”
6” LP 6” LP 6” LP 4 – 1/2 EU 4 – 1/2 EU 4 – 1/2 EU
9’ 6’ 3’ 9’ 6’ 3’
2” LP 2” LP 2” LP 2” LP 2” LP 2” LP
15’ 15’ 15’ 20’ 20’ 20’
Niple Perforado
P – 69 P – 66 P – 63 P – 49 P – 46 P – 43
9 – 5/8” 9 – 5/8” 9 – 5/8” 7” 7” 7”
6” LP 6” LP 6” LP 4 – 1/2 EU 4 – 1/2 EU 4 – 1/2 EU
9’ 6’ 3’ 9’ 6’ 3’
2” LP 2” LP 2” LP 2” LP 2” LP 2” LP
15’ 15’ 15’ 20’ 20’ 20’
Empacadura
PK – 42 PK – 31
9 – 5/8” 7”
4 – 1/2 EU 3 – 1/2 EU
16’ 16’
2” LP 1.5 “ LP
14’ 14’
Natural
N – 31 N – 27 N – 23
7” forro 7” forro 4 – ½ forro
--- --- ---
--- --- ---
3 – 1/2" EU 2 – 7/8” EU 2 – 3/8” EU
20’ 20’ 20’
Compendio Producción de Hidrocarburos II
107
producción, siendo éste el que absorbe la carga de la tubería. Las guías de cabillas
son acopladas sobre las cabillas a diferentes profundidades, dependiendo de la
curvatura y de las ocurrencias anteriores de un elevado desgaste de tubería. Ver
figura 2.62.
Figura 2.62 Ancla de Tubería
Las varillas de succión: Las varillas de succión son hechas de varias aleaciones
de metales. Es un sistema vibratorio complejo mediante el cual el quipo superficial
transmite energía o movimiento. Están sujetas a un funcionamiento mecánico que
le impone esfuerzos de estiramiento, encogimiento y vibración; fatiga, corrosión,
erosión. Es una serie de tubos que se usa para transportar el fluido y, al mismo
tiempo, sirve de guía a la sarta de cabilla que acciona la bomba.
2.2.5. Diseño de equipos del BM
En esta sección se presentan los métodos más comunes de diseño de
instalaciones de bombeo mecánico, que permiten hacer una selección adecuada
de los equipos que las conforman, a fin de obtener una operación eficiente y
segura, con máximo rendimiento al menor costo posible.
Lo importante en el diseño de una instalación de bombeo mecánico, es predecir
los requerimientos de cargas, potencias y contrabalance, así como las relaciones
de esfuerzos, torques y tasas de producción. Una vez conocidos estos parámetros,
el equipo apropiado puede ser seleccionado para cumplir los requerimientos
establecidos.
2.2.5.1.Método API RP 11L:
Este método está basado en el boletín RP 11L de la API, publicado por primera
vez en 1967 y objeto de modificaciones en los años 1972, 1976, 1977 y 1979. Es
Compendio Producción de Hidrocarburos II
108
el más utilizado cuando se dispone de unidades convencionales y se aplica sujeto
a las siguientes condiciones:
a) Unidad tipo convencional.
b) Motores de bajo deslizamiento.
c) Llenado completo de la bomba.
d) No debe haber interferencia de gas.
e) Tubería anclada.
f) Fricción en el pistón nula.
g) Efectos de aceleración mínimos.
h) Pozos rectos.
i) Fluidos de baja viscosidad.
j) Mínima producción de arena.
k) Bombas de subsuelo API.
l) Cabillas de acero como diseño API.
Estas son las mismas condiciones bajo las cuales se llevó a cabo el desarrollo
del método, que en forma resumida consistió en simular las condiciones de
bombeo, con un computador analógico que genero cartas dinagráficas de
superficie y de subsuelo que aportaron datos, de un gran número de casos de
diseño practico, con los cuales se elaboraron tablas y gráficos que permiten hacer
la selección o evaluación de equipos de bombeo de manera más fácil. Las curvas,
en los gráficos, fueron desarrolladas para los siguientes parámetros
adimensionales:
La figura 2.63 Muestra los factores de análisis en una carta dinagráfica. Del
procedimiento de diseño se desprenden dos parámetros de importancia relevantes.
Figura 2.63 Cartas dinagráficas de superficie y de fondo (Parámetros con Nomenclatura API)
S= LONGITUD DE CARRERA EN SUPEFICIE
Fo = CARGA DE FLUIDO SOBRE LA BOMBA
CARG
A M
INIM
A
EN LA
BAR
RA
PULID
A (M
PRL)
PESO
DE
CABI
LLA
EN
FLOT
ACIO
N (W
fr)
CARG
A M
AXIM
A EN
LA B
ARRA
PUL
IDA
(PPR
L) F1
F2
Compendio Producción de Hidrocarburos II
109
Para determinar la velocidad de bombeo combinada, se utiliza la siguiente
ecuación:
𝐍
𝐍𝐨′=
𝐍 𝐱 𝐋
𝟐𝟒𝟓𝟎𝟎𝟎 𝐱 𝐅𝐜 (2.35)
Donde:
N = Velocidad de bombeo, Spm.
No′ = Frecuencia natural de la sarta de cabillas combinadas, Spm.
L = Profundidad de bombeo, Pies.
Fc =Factor de frecuencia, Adim.
Para determinar el esfuerzo de la sarta de cabillas, se utiliza la siguiente
ecuación:
𝐅𝐨
𝐒𝐊𝐫=
𝟎.𝟑𝟒 𝐱 𝐆 𝐱 𝐃𝟐 𝐱 𝐇
𝐒/(𝟏/𝐊𝐫) (2.36)
Donde:
Fo = Carga de fluido sobre el área del pistón, Lbs.
SKr = Carga necesaria para elongar la sarta de cabillas, longitud igual a la
embolada de la barra pulida,lbs.
G = Gravedad especifica del fluido.
D = Diámetro del Pistón,pulg.
H = Levantamiento neto, pies.
S = Longitud de carrera en superficie, pulgs.
1
Kr = Constante de elasticidad de la sarta de cabillas, pulgs/lbs.
De estos parámetros dependen los factores de diseño de un sistema de bombeo
y puede darse el caso donde para diferentes pozos a condiciones distintas se
obtengan cartas dinagráficas similares y valores de las variables aproximados.
Procedimiento de diseño:
La solución final al problema de diseño se alcanza con un proceso de ensayo y
error. En general se requieren tres pasos para diseñar una instalación:
a) Se debe hace una selección preliminar de los componentes de la
instalación.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
110
b) Se calculan las características de operación para los componentes
preseleccionados, usando las formulas, tablas y figuras que propone el método.
c) El desplazamiento de la bomba y las cargas calculadas se comparan con
los volúmenes, rangos de carga, esfuerzos y demás limitaciones de la selección
preliminar. Usualmente se requiere más de un cálculo para encontrar los valores
que se ajustan a las limitaciones del diseño.
Entre la información mínima que se debe conocer (o asumir) para el cálculo del
diseño de una instalación de bombeo mecánico se debe incluir:
1. Nivel del fluido.
2. Profundidad de la bomba.
3. Velocidad de la bomba.
4. Longitud de la carrera en superficie.
5. Diámetro del pistón.
6. Gravedad específica del fluido.
7. Diámetro nominal de la tubería y si está anclada o no.
8. Tamaño y diseño de las cabillas (sarta).
Conociendo estos factores se determina:
9. Emboladas del pistón.
10. Desplazamiento de la bomba.
11. Carga máxima en la barra pulida.
12. Carga mínima en la barra pulida.
13. Torque máximo.
14. Potencia.
15. Contrapeso requerido (contrabalance).
Secuencia a seguir en el diseño
- Registrar la información mínima requerida:
16. Nivel del fluido, H en pies.
17. Profundidad de la bomba, L en pies
18. Velocidad de la bomba, N en Spm
19. Longitud de la carrera en superficie, S en pulg.
20. Diámetro del pistón, D en pulg.
21. Gravedad específica del fluido, G adimensional.
22. Diámetro de la tubería, pulg
23. Anclaje: Si_______, No_______
24. Tamaño y diseño de las cabillas (sarta).
Compendio Producción de Hidrocarburos II
111
Determinar de las tablas 2.12 y 2.13.
1) Wr (Peso de las cabillas en el aire, Lbs)
2) Er (Constante de elasticidad de las cabillas, Pulgs/lbs-pies)
3) FC (Factor de frecuencia, Adimensional)
4) Et (Constante de elasticidad de la tubería, Pulgs/lbs-pies)
Nº Dp Wr Er Fc 1–1/8 1 7/8 3/4 5/8 1/2
44 AII 0.633 0.00199 1.000 --- --- --- --- --- 100.0
54
1.06 1.25 1.50 1.75 2.00
0.776 0.797 0.826 0.872 0.905
0.00170 0.00166 0.00160 0.00153 0.00144
1.128 1.139 1.142 1.130 1.095
--- --- --- --- ---
--- --- --- --- ---
--- --- --- --- ---
--- --- --- --- ---
40.5 45.9 54.5 64.6 76.2
59.5 54.1 45.5 35.4 23.8
55 AII 0.990 0.00127 1.000 --- --- --- --- 100.0 ---
64
1.06 1.25 1.50 1.75
0.973 1.015 1.090 1.173
0.00144 0.00137 0.00125 0.00112
1.224 1.222 1.191 1.137
--- --- --- ---
--- --- --- ---
--- --- --- ---
28.1 31.8 37.7 44.7
33.1 37.5 44.5 52.7
38.8 30.7 17.8 2.6
65
1.06 1.25 1.50 1.75 2.00 2.25 2.50 2.75
1.125 1.137 1.159 1.184 1.213 1.244 1.282 1.321
0.00115 0.00114 0.00112 0.00110 0.00107 0.00104 0.00101 0.00097
1.085 1.093 1.103 1.111 1.114 1.110 1.097 1.074
--- --- --- --- --- --- --- ---
--- --- --- --- --- --- --- ---
--- --- --- --- --- --- --- ---
31.3 34.4 39.2 45.0 51.6 59.0 67.4 76.6
68.7 65.6 60.8 55.0 48.4 41.0 32.6 23.4
--- --- --- --- --- --- --- ---
66 AII 1.425 0.00088 1.000 --- --- --- 100.0 --- ---
75
1.06 1.25 1.50 1.75 2.00 2.25
1.318 1.350 1.400 1.459 1.529 1.608
0.00103 0.00101 0.00097 0.00092 0.00087 0.00082
1.168 1.179 1.185 1.180 1.160 1.128
--- --- --- --- --- ---
--- --- --- --- --- ---
22.6 24.8 28.3 32.4 37.2 42.5
26.1 28.6 32.6 37.4 42.8 49.2
51.3 46.6 39.1 30.2 20.0 8.3
--- --- --- --- --- ---
76
1.06 1.25 1.50 1.75 2.00 2.25 2.50 2.75 3.75
1.558 1.566 1.582 1.600 1.622 1.647 1.671 1.704 1.850
0.00082 0.00082 0.00081 0.00080 0.00079 0.00078 0.00077 0.00076 0.00069
1.061 1.066 1.073 1.080 1.087 1.094 1.096 1.096 1.043
--- --- --- --- --- --- --- --- ---
--- --- --- --- --- --- --- --- ---
25.9 27.8 30.9 34.3 38.5 43.1 48.1 54.1 82.5
74.1 72.2 69.1 65.7 61.5 56.9 51.7 45.9 17.5
--- --- --- --- --- --- --- --- ---
--- --- --- --- --- --- --- --- ---
77 AII 1.940 0.00065 1.000 --- --- --- 100.0 --- ---
85
1.06 1.25 1.50 1.75 2.00
1.40 1.551 1.650 1.767 1.901
0.00096 0.00092 0.00086 0.00079 0.00070
1.237 1.250 1.242 1.218 1.180
--- --- --- --- ---
--- --- --- --- ---
15.9 17.9 21.0 24.8 29.0
17.7 19.9 23.4 27.5 32.3
20.1 22.5 26.5 31.0 36.3
46.3 39.7 29.1 16.7 2.4
86
1.06 1.25 1.50 1.75 2.00 2.25 2.50 2.75
1.750 1.775 1.811 1.856 1.909 1.966 2.035 2.102
0.00076 0.00075 0.00073 0.00072 0.00070 0.00067 0.00065 0.00062
1.127 1.136 1.148 1.157 1.162 1.158 1.146 1.125
--- --- --- --- --- --- --- ---
--- --- --- --- --- --- --- ---
19.3 20.7 23.0 25.6 28.7 32.1 35.8 40.3
21.9 23.5 26.0 29.0 32.5 36.5 41.6 45.6
58.8 55.8 51.0 45.4 38.8 31.4 22.6 14.1
--- --- --- --- --- --- --- ---
Tabla 2.12 Sarta de Cabillas, % de cada tamaño.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
112
Tabla 2.12 Sarta de Cabilla, % de cada tamaño (Continuación)
Nº Dp Wr Er Fc 1-1/8 1 7/8 3/4 5/8 1/2
87
1.50 1.75 2.00 2.25 2.50 2.75 3.75 4.75
2.087 2.103 2.118 2.135 2.158 2.180 2.292 2..440
0.00061 0.00061 0.00060 0.00060 0.00059 0.00059 0.00056 0.00052
1.055 1.061 1.066 1.072 1.077 1.082 1.082 1.035
--- --- --- --- --- --- --- ---
--- --- --- --- --- --- --- ---
25.5 27.9 30.6 33.7 37.2 41.0 60.0 84.7
74.5 72.1 69.4 66.3 62.8 59.0 40.0 15.3
--- --- --- --- --- --- --- ---
--- --- --- --- --- --- --- ---
88 AII 2.532 0.00050 1.000 --- --- 100.0 --- --- ---
96
1.06 1.25 1.50 1.75 2.00 2.25 2.50
1.981 2.020 2.065 2.158 2.240 2.340 2.452
0.00070 0.00069 0.00066 0.00064 0.00061 0.00058 0.00054
1.181 1.203 1.215 1.218 1.213 1.197 1.168
--- --- --- --- --- --- ---
14.8 16.0 17.7 19.9 22.1 24.9 27.9
16.7 17.8 19.9 22.0 24.8 27.7 31.0
19.7 21.0 23.3 25.9 29.2 32.6 36.6
48.8 45.2 39.1 32.2 23.9 14.8 4.5
--- --- --- --- --- --- ---
97
1.50 1.75 2.00 2.25 2.50 2.75
2.312 2.348 2.392 2.438 2.483 2.540
0.00057 0.00056 0.00055 0.00054 0.00053 0.00052
1.117 1.125 1.132 1.139 1.144 1.143
--- --- --- --- --- ---
19.3 21.4 23.4 25.8 28.5 31.4
21.9 23.8 26.2 28.9 31.7 35.0
58.8 54.8 50.4 45.3 39.8 33.6
--- --- --- --- --- ---
--- --- --- --- --- ---
98
1.75 2.00 2.25 2.50 2.75 3.75 4.75
2.691 2.702 2.718 2.733 2.747 2.840 2.954
0.00047 0.00047 0.00047 0.00047 0.00046 0.00045 0.00043
1.046 1.050 1.054 1.058 1.063 1.076 1.070
--- --- --- --- --- --- ---
23.6 25.5 27.7 30.1 32.8 46.0 63.3
76.4 74.5 72.3 69.9 67.2 54.0 36.7
--- --- --- --- --- --- ---
--- --- --- --- --- --- ---
--- --- --- --- --- --- ---
99 AII 3.203 0.00039 1.000 --- 100.0 --- --- --- ---
107
1.50 1.75 2.00 2.25 2.50 2.75
2.530 2.598 2.677 2.763 2.862 2.973
0.00053 0.00052 0.00050 0.00048 0.00046 0.00044
1.215 1.218 1.213 1.197 1.168 1.161
14.6 16.3 18.1 20.2 22.6 25.2
16.6 18.4 20.6 23.0 25.7 28.7
19.1 21.3 23.7 26.5 29.6 33.0
49.7 44.0 37.6 30.3 22.1 13.1
--- --- --- --- --- ---
--- --- --- --- --- ---
108
1.75 2.00 2.25 2.50 2.75 375
2.880 2.921 2.960 3.008 3.059 3.313
0.00045 0.00044 0.00044 0.00043 0.00042 0.00039
1.125 1.132 1.139 1.139 1.133 1.108
17.5 19.2 21.1 23.2 25.6 37.3
19.9 21.8 24.0 26.4 29.1 42.4
62.6 59.0 54.9 50.4 45.3 20.3
--- --- --- --- --- ---
--- --- --- --- --- ---
--- --- --- --- --- ---
109
2.50 2.75 3.75 4.75
3.355 3.370 3.450 3.561
0.00038 0.00037 0.00037 0.00035
1.058 1.063 1.076 1.070
24.7 27.0 37.9 52.3
75.3 73.0 62.1 47.7
--- --- --- ---
--- --- --- ---
--- --- --- ---
--- --- --- ---
Compendio Producción de Hidrocarburos II
113
TAMAÑO DE
LA TUBERÍA
DIÁMETRO
EXTERNO
(PULG)
DIÁMETRO
INTERNO
(PULG)
ÁREA
METÁLICA
(𝐏𝐮𝐥𝐠𝟐)
CONSTANTE
ELÁSTICA (ET)
(PULG/LBS-PIE)
1.900 1.900 1.610 0.800 0.500 x 10−
2 – 3/8 2.375 1.995 1.304 0.307 x 10−
2 – 7/8 2.875 2.441 1.812 0.221 x 10−
3 – 1/2 3.500 2.991 2.590 0.154 x 10−
4 4.000 3.476 3.077 0.130 x 10−
4 – 1/2 4.500 3.958 3.601 0.111 x 10−
Tabla 2.13 Datos de Tubería.
tamaño
de
cabillas
Área
metálica
(𝐏𝐮𝐥𝐠𝟐)
peso de
cabillas en
el aire, wr
(lb/pie)
constante elástica
(et) (pulg/lbs-pie)
1/2 0.196 0.72 1.990 x 10−
5/8 0.307 1.13 1.270 x 10−
3/4 0.442 1.63 0.883 x 10−
7/8 0.601 2.22 0.649 x 10−
1 0.785 2.90 0.497 x 10−
1 - 1/8 0.994 3.67 0.393 x 10−
Tabla 2.14 Datos de Cabillas
DIÁMETRO
DEL PISTÓN
D, (PULG)
DIÁMETRO
CUADRADO
D, (PULG)
FACTOR DE
CARGA DE
FLUIDO
(LB/PIE)
FACTOR
DE LA
BOMBA
1 – 1/16 1.1289 0.384 0.132
1 – 1/4 1.5625 0.531 0.182
1 – 1/2 2.2500 0.765 0.262
1 – 3/4 3.0625 1.041 0.357
2 4.0000 1.360 0.466
2 – 1/4 5.0625 1.721 0.590
2 – 1/2 6.2500 2.125 0.728
2 – 3/4 7.5625 2.571 0.881
3 – 3/4 14.0625 4.781 1.640
4 – 3/4 22.5625 7.671 2.630
Tabla 2.15 Constante de Bomba
Compendio Producción de Hidrocarburos II
114
Calcular las variables adimensionales:
5) Para determinar la carga de fluido sobre el área del pistón, se tiene la
siguiente ecuación:
𝐅𝐨 = 𝟎. 𝟑𝟒𝟎 × 𝐆 × 𝐃𝟐 × 𝐇 (2.37)
6) Para determinar la constante de elasticidad de la sarta de cabillas, se tiene la
siguiente ecuación: 𝟏
𝐊𝐫= 𝐄𝐫 × 𝐋 (2.38)
Donde:
Er = Constante de elasticidad de las cabillas, Pulg/Lbs-pie
7) Para determinar la Carga necesaria para elongar la sarta de cabillas, se tiene
la siguiente ecuación:
𝐒𝐊𝐫 = 𝐒
𝟏/𝐊𝐫 (2.39)
8) Para determinar la elongación de la sarta de cabillas, se tiene la siguiente
ecuación: 𝐅𝐨
𝐒𝐊𝐫 (2.40)
9) Para determinar la velocidad de bombeo uniforme, se tiene la siguiente
ecuación:
𝐍
𝐍𝐨=
𝐍 × 𝐋
𝟐𝟒𝟓𝟎𝟎𝟎 (2.41)
Donde:
No = Frecuencia natural de la sarta de cabillas uniforme, Spm.
10) Para determinar la velocidad de bombeo combinada, se tiene la siguiente
ecuación:
𝐍
𝐍𝐨′=
𝐍/𝐍𝐨
𝐅𝐜 (2.42)
11) Para determinar la variable adimensional, se tiene la siguiente ecuación:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
115
𝟏
𝐊𝐭= 𝐄𝐭 × 𝐋 (2.43)
Donde:
Et = Constante de elasticidd de la tuberia, Pulgs/Lbs-pies.
Calcular Sp y PD:
12) En la figura 2.64, se obtiene el factor de embolada efectiva
𝐒𝐩
𝑺
Donde:
Sp = Embolada efectiva, Pulgs.
13) Para determinar la embolada efectiva, se tiene la siguiente ecuación:
𝐒𝐩 = (𝐒𝐩
𝐒× 𝐒) − (𝐅𝐨 ×
𝟏
𝐊𝐭) (2.44)
14) Para determinar la Capacidad de desplazamiento, se tiene la siguiente
ecuación:
𝐏𝐃 = 𝟎. 𝟏𝟏𝟔𝟔 × 𝐒𝐩 𝐱 𝐍 × 𝐃𝟐 (2.45)
Donde:
PD = Capacidad de desplazamiento, BPD.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
116
Figura 2.64 Carrera efectiva del pistón.
Si el desplazamiento de la bomba no satisfice los requerimientos anticipados o
esperados, hacer los ajustes apropiados en los datos asumidos y repetir los pasos
de 1 a 14. Si la capacidad de desplazamiento de la bomba es aceptable, proceder
con los cálculos siguientes:
Determinar los parámetros adimensionales:
15) Para determinar el peso de las cabillas, se tiene la siguiente ecuación:
𝐖 = 𝐖𝐫 × 𝐋 (2.46)
Donde:
W = Peso de las cabillas, lbs.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
117
Wr = Peso de las cabillas en el aire, lbs
16) Para determinar el peso de las cabillas en el fluido, se tiene la siguiente
ecuación:
𝐖 𝐫𝐟 = 𝐖 × 𝟏 – (𝟎. 𝟏𝟐𝟖 × 𝐆) (2.47)
Donde:
Wr f = Peso de las cabillas en el fluido, lbs.
17) Para determinar el peso de las cabillas en el fluido entre la carga necesaria,
se tiene la siguiente ecuación:
𝐖𝐫 𝐟
𝐒𝐊𝐫 (2.48)
Obtener los factores adimensionales de figuras 2.65 a 2.69.
18) En la figura 2.65, se obtiene el factor de carga máxima.
𝐅𝟏
𝐒𝐊𝐫
Donde:
F1 = Factor de PPRL
19) En la figura 2.66, se obtiene el factor de carga mínima.
𝐅𝟐
𝐒𝐊𝐫
Donde:
F2= Factor de MPRL
20) En la figura 2.67, se obtiene el factor de torque máximo.
𝟐𝐓
𝐒𝟐𝐊𝐫
Donde:
T = Torque en la manivela, lbs/pulgs.
21) En la figura 2.68, se obtiene el factor de potencia.
𝐅𝟑
𝐒𝐊𝐫
Compendio Producción de Hidrocarburos II
118
Donde:
F3= Factor de PRHP
22) De la figura 2.69, se obtiene el factor de ajuste de torque.
Calcular para las características de operación:
23) Para determinar la carga máxima en la barra pulida, se tiene la siguiente
ecuación:
𝐏𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐫𝐟 + (𝐅𝟏
𝐒𝐊𝐫) × 𝐒𝐊𝐫 (2.49)
Donde:
PPRL = Carga máxima en la barra pulida, lbs.
24) Para determinar la carga mínima en la barra pulida, se tiene la siguiente
ecuación:
𝐌𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐫𝐟 − (𝐅𝟐
𝐒𝐊𝐫) × 𝐒𝐊𝐫 (2.50)
Donde:
MPRL = Carga mínima en la barra pulida, lbs.
25) Para determinar el torque máximo, se tiene la siguiente ecuación:
𝐏𝐓 = (𝟐𝐓
𝐒𝟐𝐊𝐫) × 𝐒𝐊𝐫 ×
𝐒
𝟐 × 𝐓𝐚 (2.51)
Donde:
PT = Torque máximo, Lbs/pulgs.
26) Para determinar la potencia, se tiene la siguiente ecuación:
𝐏𝐑𝐇𝐏 = (𝐅𝟑
𝐒𝐊𝐫) × 𝐒𝐊𝐫 × 𝐒 × 𝐍 × 𝟐. 𝟓𝟑 × 𝟏𝟎−𝟔 (2.52)
Donde:
PRPH = Potencia.
27) Para determinar el contrabalance efectivo, se tiene la siguiente ecuación:
𝐂𝐁𝐄 = 𝟏. 𝟎𝟔 × (𝐖𝐫𝐟 + (𝟏
𝟐) 𝐅𝐨) (2.53)
Donde:
CBE = Contrabalance efectivo (peso), lbs.
Nota: El factor Et, constante de elasticidad de la tubería, solo tiene relevancia
cuando la tubería no está anclada, si lo está, no es necesario determinarlo y la
variable adimensional 1/Kt es igual a cero (paso 11).
Compendio Producción de Hidrocarburos II
119
Las sustituciones de los valores apropiados en las fórmulas utilizadas en los
pasos 23 a 27, dará como resultado las cargas a esperarse como la selección
preliminar del equipo. Ahora es necesario comparar estas cargas calculadas con
las limitaciones impuestas por la selección preliminar.
Figura 2.65 Carga máxima en la barra pulida
Compendio Producción de Hidrocarburos II
120
Figura 2.66 Carga mínima en la barra pulida
Compendio Producción de Hidrocarburos II
121
Figura 2.67 Torque máximo en la caja de engranaje.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
122
Figura 2.68 Potencia.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
123
Figura 2.69 Ajuste de torque
2.2.5.2. Método Lufkin:
Este método es similar al método API pero presenta la ventaja de aplicarse no
solo a unidades convencionales sino que también a unidades Mark II y a unidades
balanceadas por aire. La nomenclatura y la información requerida son las mismas
que para el caso anterior.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
124
Procedimiento de diseño
Los primeros nueve pasos del procedimiento de diseño son los mismos para
todos los tipos de unidad:
1) En la tabla 2.15, se obtiene la carga de fluido sobre el área del pistón:
𝐅𝐨 = 𝐋 × 𝐂𝐟
Donde:
Cf = Carga de fluido.
2) Para determinar la carga necesaria para elongar la sarta de cabilla, se tiene
la siguiente ecuación:
𝐒𝐊𝐫 = 𝟏𝟎𝟎𝟎 × 𝐒
𝐄𝐫,(𝐭𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐.𝟏𝟐 × 𝐋) (2.54)
3) Para determinar el esfuerzo de la sarta de cabilla, se tiene la siguiente
ecuación: 𝐅𝐨
𝐒𝐊𝐫 (2.55)
4) Para determinar la velocidad de bombeo uniforme, se tiene la siguiente
ecuación: 𝐍
𝐍𝐨=
𝐍 ×𝐋
𝟐𝟒𝟓𝟎𝟎𝟎 (2.56)
5) Para determinar la velocidad de bombeo combinada, se tiene la siguiente
ecuación:
𝐍
𝐍𝐨′=
(𝐍
𝐍𝐨)
𝐅𝐜,(𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐.𝟏𝟐) (2.57)
6) Para determinar la capacidad de desplazamiento, se tiene la siguiente
ecuación:
(Constante de la bomba Tabla 2.15) × N × S × (Sp, Tabla 2.16). (2.58)
Donde:
PD = Capacidad de desplazamiento, BPD (Barriles por día a 100%de eficiencia)
7) Para determinar el peso de las cabillas, se tiene la siguiente ecuación:
𝐖𝐫𝐟 = (𝐖𝐫 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟐) × 𝐋 (2.59)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
125
8) Para determinar el peso de las cabillas en el fluido entre la carga necesaria,
se tiene la siguiente ecuación:
𝐖𝐫𝐟
𝐒𝐊𝐫 (2.60)
9) Para determinar la constante de ajuste de torque, se tiene la siguiente
ecuación:
𝐓𝐚 = 𝟏 + (%, 𝐚𝐣𝐮𝐬𝐭𝐞𝐭𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟐𝟎) × (𝐖𝐫 𝐟
𝐒𝐊𝐫− 𝟎. 𝟑) × 𝟏𝟎 (2.61)
Tabla 2.16 Sp. Factor de embolada efectiva
Unidades convencionales:
10) Para determinar la carga máxima en la barra pulida, se tiene la siguiente
ecuación:
𝐏𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐫𝐟 + (𝐅𝟏, 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟕 × 𝐒𝐊𝐫) (2.61)
11) Para determinar la carga mínima en la barra pulida, se tiene la siguiente
ecuación:
𝐌𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐫𝐟 – (𝐅𝟐, 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟖 × 𝐒𝐊𝐫) (2.62)
12) Para determinar el contrabalance efectivo, se tiene la siguiente ecuación:
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
0.0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6
1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 1 0.91 0.81 0.71 0.61 0.51 0.41 1.01 0.92 0.83 0.72 0.63 0.53 0.43 1.02 0.93 0.85 0.75 0.65 0.56 0.47 1.06 0.96 0.88 0.8 0.69 0.58 0.47 1.1 1.03 0.93 0.8 0.68 0.58 0.51 1.09 1.05 0.89 0.78 0.72 0.66 0.6 1.1 1.01 0.93 0.83 0.81 0.76 0.68 1.18 1.1 1.04 0.98 0.92 0.86 0.78 1.33 1.23 1.15 1.09 1.03 0.96 0.87 1.48 1.37 1.27 1.21 1.13 1.05 0.98 1.6 1.5 1.4 1.33 1.24 1.15 1.07 1.7 1.61 1.52 1.44 1.37 1.26 1.16
Fo/SKr
Compendio Producción de Hidrocarburos II
126
𝐂𝐁𝐄 = 𝟏. 𝟎𝟔 × (𝐖𝐫𝐟 + 𝐅𝐨
𝟐) (2.63)
13) Para determinar el torque máximo, se tiene la siguiente ecuación:
𝐏𝐓 = (𝐓, 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟗) × 𝐒𝐊𝐫 ×𝐒
𝟐 × 𝐓𝐚 (2.64)
14) Para determinar el esfuerzo de cabillas, se tiene la siguiente ecuación:
𝐅𝐨
𝐒𝐊𝐫 =
𝐏𝐏𝐑𝐋
𝐀𝐫𝐞𝐚,(𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐.𝟐𝟏) (2.65)
Tabla 2.17 F1, Carga máxima en la barra pulida
Tabla 2.18 F2, Carga mínima en la barra pulida
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
0.0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.2 0.12 0.23 0.33 0.43 0.53 0.63 0.05 0.15 0.26 0.36 0.46 0.56 0.66 0.08 0.18 0.29 0.39 0.49 0.59 0.69 0.12 0.22 0.33 0.43 0.52 0.62 0.72 0.17 0.27 0.37 0.46 0.55 0.65 0.75 0.21 0.31 0.41 0.5 0.59 0.68 0.78 0.27 0.36 0.46 0.55 0.63 0.7 0.8 0.34 0.42 0.51 0.61 0.7 0.79 0.87 0.43 0.5 0.58 0.68 0.75 0.83 0.91 0.55 0.62 0.68 0.78 0.83 0.9 0.98 0.7 0.76 0.84 0.93 0.97 0.1 1.05 0.83 0.9 0.99 1.06 1.1 1.13 1.16
Fo/SKr
N/N
o
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
0.0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6
0 0 0 0 0 0 0 0.004 0.01 0.015 0.019 0.015 0.022 0.025 0.015 0.028 0.039 0.045 0.039 0.05 0.055 0.035 0.055 0.073 0.08 0.073 0.083 0.086 0.065 0.088 0.115 0.125 0.12 0.119 0.12 0.1 0.128 0.154 0.165 0.161 0.158 0.16 0.155 0.175 0.192 0.201 0.2 0.195 0.2 0.22 0.23 0.228 0.241 0.235 0.235 0.24 0.26 0.271 0.269 0.275 0.27 0.263 0.27 0.29 0.302 0.316 0.306 0.309 0.29 0.3 0.34 0.349 0.368 0.364 0.35 0.339 0.34 0.42 0.433 0.446 0.433 0.413 0.384 0.38 0.49 0.49 0.49 0.475 0.45 0.42 0.41
Fo/SKr
N/N
o
Compendio Producción de Hidrocarburos II
127
Tabla 2.19 T, Torque máximo
Tabla 2.20 % de ajuste de torque
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
0.0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6
0.2 0.16 0.08 0.055 0.029 0.005 0.017 0.18 0.12 0.065 0.4 0.015 0.005 0.017 0.12 0.08 0.055 0.027 0.005 0.017 0.005 0.1 0.065 0.04 0.015 0.005 0.017 0.003 0.075 0.055 0.025 0.005 0.015 0.005 0.011 0.06 0.04 0.015 0.005 0.015 0.005 0.012 0.05 0.025 0.005 0.017 0.005 0.011 0.013 0.04 0.016 0.005 0.017 0.005 0.012 0.014 0.03 0.012 0.005 0.005 0.011 0.013 0.015 0.02 0.013 0 0.005 0.011 0.014 0.025 0.025 0.015 0.009 0.011 0.013 0.015 0.025 0.03 0.02 0.015 0.015 0.015 0.02 0.03 0.03 0.02 0.02 0.015 0.02 0.03 0.05
Fo/SKr
N/N
o’
Compendio Producción de Hidrocarburos II
128
TAMAÑO DE
CABILLA
ÁREA (𝐏𝐮𝐥𝐠𝟐)
1/2 0.196
5/8 0.307
3/4 0.442
7/8 0.601
1 0.785
1 – 1/8 0.994
1 – 1/4 1.227
Tabla 2.21 Tamaño de cabilla
Unidades balanceadas por aire:
15) Para determinar la carga máxima en la barra pulida, se tiene la siguiente
ecuación:
𝐏𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐫𝐟 + 𝐅𝐨 + 𝟎. 𝟖𝟓 × (𝐅𝟏, 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟕 × 𝐒𝐊𝐫 – 𝐅𝐨) (2.66)
16) Para determinar la carga mínima en la barra pulida, se tiene la siguiente
ecuación:
𝐌𝐏𝐑𝐋 = 𝐏𝐏𝐑𝐋 – (𝐅𝟏, 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟕 + 𝐅𝟐, 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟖 × 𝐒𝐊𝒓) (2.67)
17) Para determinar el contrabalance efectivo, se tiene la siguiente ecuación:
𝐂𝐁𝐄 = 𝟏. 𝟎𝟔 × (𝐏𝐏𝐑𝐋+ 𝐌𝐏𝐑𝐋
𝟐) (2.68)
18) Para determinar el torque máximo, se tiene la siguiente ecuación:
𝐏𝐓 = 𝐓, (𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟗 × 𝐒𝐊𝒓 × 𝐒
𝟐 × 𝐓𝐚 × 𝟎. 𝟗𝟔) (2.69)
19) Para determinar el esfuerzo de cabillas, se tiene la siguiente ecuación:
𝐅𝐨
𝐒𝐊𝐫 =
𝐏𝐏𝐑𝐋
𝐀𝐫𝐞𝐚,(𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐.𝟐𝟏) (2.65)
Unidades Mark II:
20) Para determinar la carga máxima en la barra pulida, se tiene la siguiente
ecuación:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
129
𝐏𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐫𝐟 + 𝐅𝐨 + 𝟎. 𝟕𝟓 × (𝐅𝟏, 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟕 × 𝐒𝐊𝐫 – 𝐅𝐨) (2.70)
21) Para determinar la carga mínima en la barra pulida, se tiene la siguiente
ecuación:
𝐌𝐏𝐑𝐋 = 𝐏𝐏𝐑𝐋 – (𝐅𝟏, 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟕 + 𝐅𝟐, 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟖 × 𝐒𝐊𝒓) (2.71)
22) Para determinar el contrabalance efectivo, se tiene la siguiente ecuación:
𝐂𝐁𝐄 = 𝟏. 𝟎𝟒 × (𝐏𝐏𝐑𝐋+ 𝟏.𝟐𝟓 × 𝐌𝐏𝐑𝐋
𝟐) (2.72)
23) Para determinar el torque máximo, se tiene la siguiente ecuación:
𝐏𝐓 = (𝐏𝐏𝐑𝐋 × 𝟎. 𝟗𝟑 – 𝐌𝐏𝐑𝐋 × 𝟏. 𝟐) × 𝑺
𝟒 (2.73)
24) Para determinar el esfuerzo de cabillas, se tiene la siguiente ecuación: 𝐅𝐨
𝐒𝐊𝐫 =
𝐏𝐏𝐑𝐋
𝐀𝐫𝐞𝐚,(𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐.𝟐𝟏) (2.65)
2.2.5.3. Método Convencional:
Este es el método original de diseño y utiliza las ecuaciones básicas para los
otros métodos. La deducción de estas ecuaciones aparece en el Apéndice C.
Procedimiento de diseño:
1) Con la producción esperada, “qL”, y la eficiencia volumétrica de la bomba,
“Ev”, calcular el desplazamiento de la bomba.
𝐐 =𝐪𝐋
𝐄𝐯 (2.74)
2) Con el desplazamiento de la bomba, “Q”, y la profundidad de asentamiento de
la misma, obtener de la figura 2.70 la curva que define la unidad de bombeo y con
la curva definida obtener la longitud de embolada máxima, “Smax”, y el torque
máximo, 𝜎max.
3) Con el tipo de curva y la profundidad de asentamiento determinar de la tabla
2.22:
El diámetro del pistón.
El diámetro de la tubería.
El diámetro de las cabillas.
La velocidad de bombeo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
130
TIPO A
profundidad de la bomba,
(pies)
diámetro del pistón, (pulg)
diámetro de la
tubería, (pulg)
diámetro de las cabillas,
(pulg)
velocidad de bombeo,
(spm)
1000 - 1100 2 – 3/4 3 7/8 24 – 19
1100 – 1250 2 – 1/2 3 7/8 24 – 19
1250 – 1650 2 – 1/4 2 – ½ 3/4 24 – 19
1650 – 1900 2 2 – ½ 3/4 24 – 19
1900 – 2150 1 – 3/4 2 – ½ 3/4 24 – 19
2150 – 3000 1 – 1/2 2 5/8 – 3/4 24 – 19
3000 – 3700 1 – 1/4 2 5/8 – 3/4 24 – 19
3700 – 4000 1 2 5/8 – 3/4 24 – 19
Tabla 2.22 Tipo A
TIPO B PROFUNDIDAD DE LA BOMBA,
(PIES)
DIÁMETRO DEL
PISTÓN, (PULG)
DIÁMETRO DE LA
TUBERÍA, (PULG)
DIÁMETRO DE LAS
CABILLAS, (PULG)
VELOCIDAD DE BOMBEO,
(SPM)
1150 – 1300 2 – 3/4 3 7/8 24 – 19
1300 – 1450 2 – 1/2 3 7/8 24 – 19
1450 – 1850 2 – 1/4 2 – ½ 3/4 24 – 19
1850 – 2200 2 2 – ½ 3/4 24 – 19
2200 – 2500 1 – 3/4 2 – ½ 3/4 24 – 19
2500 – 3400 1 – 1/2 2 5/8 – 3/4 23 – 18
3400 – 4200 1 – 1/4 2 5/8 – 3/4 22 – 17
4200 – 5000 1 2 5/8 – 3/4 21 – 17
Tabla 2.22 Tipo B
TIPO C
PROFUNDIDAD DE LA BOMBA,
(PIES)
DIÁMETRO DEL
PISTÓN,
(PULG)
DIÁMETRO DE LA
TUBERÍA, (PULG)
DIÁMETRO DE LAS
CABILLAS, (PULG)
VELOCIDAD DE
BOMBEO,
(SPM)
1400 – 1550 2 – 3/4 3 7/8 24 – 19
1550 – 1700 2 – 1/2 3 7/8 24 – 19
1700 – 2200 2 – 1/4 2 – ½ 3/4 24 – 19
2200 – 2600 2 2 – ½ 3/4 24 – 19
2600 – 3000 1 – 3/4 2 – ½ 3/4 23 – 18
3000 – 4100 1 – 1/2 2 5/8 – 3/4 23 – 18
4100 – 5000 1 – 1/4 2 5/8 – 3/4 21 – 17
5000 – 6000 1 2 5/8 – 3/4 19 – 17
Tabla 2.22 Tipo C
Compendio Producción de Hidrocarburos II
131
TIPO D
PROFUNDIDAD DE LA BOMBA,
(PIES)
DIÁMETRO DEL PISTÓN,
(PULG)
DIÁMETRO DE LA
TUBERÍA, (PULG)
DIÁMETRO DE LAS
CABILLAS, (PULG)
VELOCIDAD DE
BOMBEO, (SPM)
1700 – 1900 2 – 3/4 3 7/8 24 – 19
1900 – 2100 2 – 1/2 3 7/8 24 – 19
2100 – 2700 2 – 1/4 2 – ½ 3/4 24 – 19
2700 – 3300 2 2 – ½ 3/4 23 – 18
3300 – 3900 1 – 3/4 2 – ½ 3/4 22 – 17
3900 – 5100 1 – 1/2 2 5/8 – 3/4 21 – 17
5100 – 6300 1 – 1/4 2 5/8 – 3/4 19 – 16
6300 – 7000 1 2 5/8 – 3/4 17 – 16
Tabla 2.22 Tipo D
TIPO E
PROFUNDIDAD DE LA BOMBA,
(PIES)
DIÁMETRO DEL PISTÓN,
(PULG)
DIÁMETRO DE LA
TUBERÍA, (PULG)
DIÁMETRO DE LAS
CABILLAS, (PULG)
VELOCIDAD DE
BOMBEO, (SPM)
2000 – 2200 2 – 3/4 3 7/8 24 – 19
2200 – 2400 2 – 1/2 3 7/8 23 – 19
2400 – 3000 2 – 1/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 23 – 19
3000 – 3600 2 2 – ½ 3/4 – 7/8 23 – 18
3600 – 4200 1 – 3/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 22 – 17
4200 – 5400 1 – 1/2 2 5/8 – 3/4 – 7/8 21 – 17
5400 – 6700 1 – 1/4 2 5/8 – 3/4 – 7/8 19 – 15
6700 – 7750 1 2 5/8 – 3/4 – 7/8 17 – 15
Tabla 2.22 Tipo E
TIPO F
PROFUNDIDAD DE LA BOMBA,
(PIES)
DIÁMETRO DEL PISTÓN,
(PULG)
DIÁMETRO DE LA TUBERÍA,
(PULG)
DIÁMETRO DE LAS CABILLAS,
(PULG)
VELOCIDAD DE BOMBEO,
(SPM)
2400 – 2600 2 – 3/4 3 7/8 24 – 20
2600 – 3000 2 – 1/2 3 7/8 23 – 18
3000 – 3700 2 – 1/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 22 – 17
3700 – 4500 2 2 – ½ 3/4 – 7/8 21 – 16
4500 – 5200 1 – 3/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 19 – 15
5200 – 6800 1 – 1/2 2 5/8 – 3/4 – 7/8 18 – 14
6800 – 8000 1 – 1/4 2 5/8 – 3/4 – 7/8 16 – 13
8000 – 8500 1/16 2 5/8 – 3/4 – 7/8 14 – 13
Tabla 2.22 Tipo F
Compendio Producción de Hidrocarburos II
132
TIPO G
PROFUNDIDAD DE LA BOMBA,
(PIES)
DIÁMETRO DEL PISTÓN,
(PULG)
DIÁMETRO DE LA
TUBERÍA, (PULG)
DIÁMETRO DE LAS
CABILLAS, (PULG)
VELOCIDAD DE
BOMBEO, (SPM)
2800 – 3200 2 – 3/4 3 7/8 23 – 18
3200 – 3600 2 – 1/2 3 7/8 21 – 17
3600 – 4100 2 – 1/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 21 – 17
4100 – 4800 2 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 20 – 16
4800 – 5600 1 – 3/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 19 – 16
5600 – 6700 1 – 1/2 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 18 – 15
6700 – 8000 1 – 1/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 17 – 13
8000 – 9500 1/16 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 14 – 11
Tabla 2.22 Tipo G
TIPO H
PROFUNDIDAD
DE LA BOMBA,
(PIES)
DIÁMETRO
DEL PISTÓN,
(PULG)
DIÁMETRO
DE LA
TUBERÍA,
(PULG)
DIÁMETRO
DE LAS
CABILLAS,
(PULG)
VELOCIDAD
DE BOMBEO,
(SPM)
3200 – 3500 2 – 3/4 3 7/8 – 1 18 – 14
3500 – 4000 2 – 1/2 3 7/8 – 1 17 – 13
4000 – 4700 2 – 1/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 16 – 13
4700 – 5700 2 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 15 – 12
5700 – 6600 1 – 3/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 14 – 12
6600 – 8000 1 – 1/2 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 14 – 11
8000 – 9600 1 – 3/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 13 – 10
9600 – 1100 1/16 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 12 – 10
Tabla 2.22 Tipo H
4) De la tabla 2.23 determinar el área de la sección transversal de las cabillas,
“Ar”, y el peso de las mismas, “Mi”. De la tabla 2.24 determinar el área del pistón,
“Ap”, y la constante de la bomba, “K”.
DIÁMETRO (PULG) ÁREA
(𝐏𝐮𝐥𝐠𝟐)
PESO
(LBS/PIE)
5/8 0.307 1.16
3/4 0.442 1.63
7/8 0.601 2.16
1 0.785 2.88
1 – 1/8 0.994 3.64
Tabla 2.23 Área transversal de las Cabillas
Compendio Producción de Hidrocarburos II
133
DIÁMETRO (PULG)
ÁREA
(𝐏𝐮𝐥𝐠𝟐)
CONSTANTE DE BOMBA
1 1 – 1/16 1 – ¼
0.785 0.886 1.227
0.116 0.131 0.182
1 – 1/2 1 – 3/4
1 – 25/32
1.767 2.405 2.488
0.262 0.357 0.369
2 2 – 1/4 2 – ½
3.142 3.976 4.909
0.466 0.590 0.728
2 – 3/4 3 – 3/4 4 – ¾
5.940 11.045 17.721
0.881 1.639 2.630
Tabla 2.24 Área del Pistón
De la tabla 2.25 determinar el área de la sección transversal de tubería, “At”.
DIÁMETRO NOMINAL
(PULG)
DIÁMETRO EXTERIOR
(PULG)
PESO (LBS/PIE)
ÁREA DE LA PARED
(𝐏𝐮𝐥𝐠𝟐)
1 – ½ 1.900 2.90 0.800
2 2.375 4.70 1.304
2 – ½ 2.875 6.50 1.812
3 3.500 9.30 2.590
3 – ½ 4.000 11.00 3.077
4 4.500 12.75 3.001
Tabla 2.25 Área de sección transversal de la tubería (Bomba)
De la figura 2.26 determinar la relación de cabillas en la sarta, Ri
SARTA DE CABILLAS, (Pulg)
VALOR DE R
5/8 – 3/4
R1 = 0.759 – 0.0896 Ap R2 = 0.241 0.0896 Ap
3/4 – 7/8
R1 = 0.786 – 0.0566 Ap R2 = 0.214 0.0566 Ap
7/8 - 1
R1 = 0.814 – 0.0375 Ap R2 = 0.186 0.0375 Ap
5/8 – 3/4 – 7/8
R1 = 0.627 – 0.1393 Ap R2 = 0.199 0.0737 Ap R3 = 0.175 0.0655 Ap
Compendio Producción de Hidrocarburos II
134
3/4 – 7/8 - 1
R1 = 0.664 – 0.0894 Ap R2 = 0.181 0.0478 Ap R3 = 0.155 0.0416 Ap
3/4 – 7/8 – 1 – 1 – 1/8
R1 = 0.582 – 0.1110 Ap R2 = 0.158 0.0421 Ap R3 0 0.137 0.0364 Ap R4 = 0.123 0.0325 Ap
Tabla 2.26 Cabillas en la sarta
5) Para determinar el peso de la sarta de cabillas en el aire, se tiene la siguiente
ecuación:
𝐖𝐫 = ∑ 𝐑𝐢 × 𝐌𝐢 (2.75)
Donde:
Ri = Valor de la sarta de cabilla.
Mi = Peso de la sarta de cabilla, lbs/pies.
6) Para determinar el factor de aceleración, se tiene la siguiente ecuación:
∝ = 𝐒 × 𝐍𝟐
𝟕𝟎𝟓𝟎𝟎 (2.76)
Donde:
∝ = Factor de aceleración, Adim.
7) Para determinar la constante de elasticidad de la tubería si ésta no se
encuentra anclada, se tiene la siguiente ecuación:
𝐄𝐭 = 𝟓.𝟐 × 𝐆 𝐱 𝐃 × 𝐀𝐩 ×𝐋
𝐄𝐯 × 𝐀𝐭 (2.77)
8) Para determinar la constante de elasticidad de las cabillas, se tiene la
siguiente ecuación:
𝐄𝐫 = 𝟓.𝟐 × 𝐆 × 𝐃 × 𝐀𝐩
𝐄𝐯 (∑
𝐑𝐢
𝐀𝐫 𝐢 ) (2.78)
9) Para determinar la sobrecarrera del pistón, se tiene la siguiente ecuación:
- Cuando la Sarta es uniforme
𝐄𝐩 =𝟒𝟎.𝟖 × 𝐋𝟐 ×∝
𝐄𝐯 (2.79)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
135
Donde:
Ep = sobrecarrera del pistón, Pulgs.
- Cuando la Sarta es combinada
𝐄𝐩 =𝟒𝟔.𝟓 × 𝐋𝟐 × ∝
𝐄𝐯 (2.80)
10) Para determinar la embolada efectiva, se tiene la siguiente ecuación:
𝐒𝐩 = 𝐒 + 𝐄𝐩 – 𝐄𝐭 – 𝐄𝐫 (2.81)
11) Para determinar nuevamente el desplazamiento de la bomba, se tiene la
siguiente ecuación:
𝐐 = 𝐊 × 𝐒𝐩 × 𝐍 (2.82)
12) Con el desplazamiento de la bomba calculado en el paso anterior y la
eficiencia volumétrica de la bomba determinar la tasa que efectivamente se
produciría:
𝐪𝐜 = 𝐐 × 𝐄𝐯 (2.83)
Comparar la tasa de producción calculada con la esperada. Si qc es menor que
se puede aumentar la velocidad de bombeo y repetir los cálculos a partir del paso
6. Si la diferencia es muy grande tomar una unidad de bombeo que permita obtener
un mayor desplazamiento (curva inmediatamente superior en la figura 2.70) y
repetir los cálculos a partir del paso 2. En caso de satisfacer los requerimientos de
producción continuar con el procedimiento.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
136
Figura 2.70 Curva inmediata de Desplazamiento y Ajuste d la Bomba
13) Para determinar la carga del fluido, se tiene la siguiente ecuación:
𝐖𝐟 = 𝟎. 𝟒𝟑𝟑 × 𝐆 × (𝐋 × 𝐀𝐩 – 𝟎. 𝟐𝟗𝟒 × 𝐖𝐫) (2.84)
14) Para determinar la carga máxima en la barra pulida, se tiene la siguiente
ecuación:
𝐏𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐟 + 𝐖𝐫 × (𝟏 − ∝ ) (2.85)
Comparar PPRL con la carga máxima dada para la unidad en particular, en caso
de que la excedan estudiar la posibilidad de disminuir Wr.
15) Para determinar la carga mínima en la barra pulida, se tiene la siguiente
ecuación:
𝐌𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐫 (𝟏 − ∝ − 𝟎. 𝟏𝟐𝟕 × 𝐆) (2.86)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
137
16) Para determinar el esfuerzo máximo en la cabilla tope, se tiene la siguiente
ecuación:
𝝈 𝐦𝐚𝐱 = 𝐏𝐏𝐑𝐋
𝐀𝐫 𝐭𝐨𝐩𝐞 (2.87)
Donde:
𝜎 max = Esfuerzo máximo.
Si 𝜎 max es mayor que el esfuerzo máximo permite estudiar la posibilidad de
aumentar el diámetro de la cabilla tope (considerar el efecto sobre los otros
parámetros que produce la modificación de uno).
17) Para determinar el contrabalance ideal, se tiene la siguiente ecuación:
𝐂𝐁𝐈 = 𝟎. 𝟓 × 𝐖𝐟 + 𝐖𝐫 (𝟏 – 𝟎. 𝟏𝟐𝟕 × 𝐆) (2.88)
Donde:
CBI = contrabalance ideal, Lbs.
18) Para determinar el torque máximo, se tiene la siguiente ecuación:
𝐓𝐏 = 𝐒
𝟐× (𝐏𝐏𝐑𝐋 – 𝟎. 𝟗𝟓 × 𝐂𝐁𝐈) (2.89)
Donde:
TP = Torque máximo, Lbs/pulgs.
19) Para determinar la potencia hidráulica, se tiene la siguiente ecuación:
𝐇𝐡 = 𝟕. 𝟑𝟔 × 𝟏𝟎−𝟔 × 𝐪 × 𝐆 × 𝐋𝐧 (2.90)
Donde:
Hh = Potencia hidraulica.
Ln = Levantamiento neto.
𝐋𝐧 = 𝐃 +𝐏
𝟎.𝟒𝟑𝟑 × 𝐆 (2.91)
P = Pwh
20) Para determinarla potencia por fricción, se tiene la siguiente ecuación:
𝐇𝐟 = 𝟔. 𝟑𝟏 × 𝟏𝟎−𝟕 × 𝐖𝐫 × 𝐒 × 𝐍 (2.92)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
138
21) Para determinar la potencia en la barra pulida, se tiene la siguiente
ecuación:
𝐏𝐑𝐇𝐏 = 𝐇𝐡 + 𝐇𝐟 (2.93)
22) Para determinar la potencia del motor, se tiene la siguiente ecuación:
𝐇𝐩 = 𝟏. 𝟓 × 𝐏𝐑𝐇𝐏 (2.94)
2.2.5.4.Diseño no convencional:
Este método de diseño se aplica para cualquier tipo de unidad de bombeo, con
tubería anclada o sin anclar y en función de gráficos de elongación de las cabillas
o de elongación de cabillas y tubería, para combinaciones de profundidades de
asentamiento de la bomba y diámetro del pistón.
El procedimiento de diseño es iterativo, trabaja por ensayo y error, utilizando las
ecuaciones tradicionales (Método convencional).
Ejemplo de Diseño de una instalación de Bombeo Mecánico (BM)
Se tiene la siguiente información:
Unidad de bombeo convencional.
Carreras en la superficie (S): 86 pulgs.
Combinación de cabillas: 86 (1 pulgs – 7/8 pulgs – 6/8 pulgs).
Profundidad de la bomba (L): 4000 pies.
Diámetro del pistón (D): 2- ½ pulgs.
Velocidad de Bombeo (N): 12 spm.
Gravedad especifica del gas (G): 0,9
Tubería de producción: anclada.
Nivel del fluido: 4000 pies
Calcular:
Cargas.
Esfuerzos.
Contrabalance.
Torque máximo.
Potencia del motor.
Procedimiento del Diseño de una instalación de Bombeo Mecánico
Compendio Producción de Hidrocarburos II
139
A. Se determina de la tabla 2.12 para una combinación de cabillas de 86
(8/8Pulgs – 7/8Pulgs – 6/8Pulgs) y diámetro del pistón igual a 2- ½ Pulgs.
1. Peso de la cabillas en el aire, (𝐖𝐫)
𝐖𝐫 = 𝟐. 𝟎𝟑𝟓 𝐋𝐛𝐬 𝐩𝐢𝐞𝐬⁄ (Tabla 2.12 Columna 3)
2. Constante de elasticidad de las cabillas, (𝐄𝐫)
𝐄𝐫 = 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟔𝟓 𝐏𝐮𝐥𝐠𝐬 𝐋𝐛𝐬𝐩𝐢𝐞𝐬⁄⁄ (Tabla 2.12 Columna 4)
3. Factor de frecuencia, (𝐅𝐂)
𝐅𝐜 = 𝟏. 𝟏𝟒𝟔 𝐀𝐝𝐢𝐦 (Tabla 2.12 Columna 5)
4. Constante de elasticidad de la tubería de producción que se obtiene en
la tabla 2.13 (para este ejemplo no tiene importancia dado que la tubería de
producción está anclada).
B. Se calculan las variables adimensionales.
5. Carga de fluido sobre el área del pistón, (𝐅𝐨)
𝐅𝐨 = 𝟎. 𝟑𝟒𝟎 × 𝐆 × (𝐃𝟐) × 𝐇
Sustituyendo en la ecuación 2.37 se tiene:
𝐅𝐨 = 𝟎. 𝟑𝟒𝟎 × 𝟎, 𝟗 × (𝟐. 𝟓)𝟐 × 𝟒𝟎𝟎𝟎 = 𝟕𝟔𝟓𝟎𝐋𝐛𝐬
6. Constante de elasticidad de la sarta de cabillas, (𝟏
𝐊𝐫)
𝟏
𝐊𝐫= 𝐄𝐫 × 𝐋
Sustituyendo en la ecuación 2.38 se tiene:
𝟏
𝐊𝐫= 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟔𝟓 × 𝟒𝟎𝟎𝟎 = 𝟐. 𝟔 × 𝟏𝟎−𝟑 𝐏𝐮𝐥𝐠 𝐥𝐛𝐬⁄
7. Carga necesaria para elongar la sarta de cabillas una longitud igual a la
carrera de la barra pulida, (𝐒𝐊𝐫).
SKr = 𝐒
𝟏/𝐊𝐫
Compendio Producción de Hidrocarburos II
140
Sustituyendo en la ecuación 2.39 se tiene:
𝐒𝐊𝐫 = 𝟖𝟔
𝟐.𝟔×𝟏𝟎−𝟑= 𝟑. 𝟑𝟏 × 𝟏𝟎𝟒𝐋𝐛𝐬
8. Elongación adimensional de la sarta de cabillas, (𝐅𝐨
𝐒𝐊𝐫)
𝐅𝐨
𝐒𝐊𝐫
Sustituyendo en la ecuación 2.40 se tiene:
𝟕𝟔𝟓𝟎
𝟑. 𝟑𝟏 × 𝟏𝟎𝟒= 𝟎. 𝟐𝟑𝟏
El término Fo
SKr representa la elongación de las cabillas, causado por la aplicación
de la carga del fluido, como un porcentaje del tipo de la barra pulida.
9. Velocidad del bombeo adimensional, (𝐍
𝐍𝐨)
𝐍
𝐍𝐨=
𝐍 𝐱 𝐋
𝟐𝟒𝟓𝟎𝟎𝟎
Sustituyendo en la ecuación 2.41 se tiene:
𝐍
𝐍𝐨=
𝟏𝟐 × 𝟒𝟎𝟎𝟎
𝟐𝟒𝟓𝟎𝟎𝟎= 𝟎. 𝟏𝟗𝟔
10. Velocidad de bombeo adimensional, (𝐍
𝐍𝐨′)
𝐍
𝐍𝐨′ = 𝐍 𝐍𝐨⁄
𝐅𝐜
Sustituyendo valores en la ecuación 2.42 se tiene:
𝐍
𝐍𝐨′=
𝟎. 𝟏𝟗𝟔
𝟏. 𝟏𝟒𝟔= 𝟎. 𝟏𝟕𝟏
11. El término 𝟏
𝐊𝐭 , constante elástica. Se calcula únicamente cuando la
tubería de producción no esta anclada.
C. Se calcula la Embolada efectiva y la capacidad de desplazamiento de la
bomba de subsuelo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
141
12. El factor de embolada efectiva 𝐒𝐩
𝐒, Se determina de la figura 2.64 con el
valor obtenido de 𝐍
𝐍𝐨′ en el paso #10 e interceptando con el valor 𝐅𝐨
𝐒𝐊𝐫
determinado en el paso #8.
𝐒𝐩
𝐒= 𝟎. 𝟖𝟒
13. Emboladas efectivas, (Sp)
𝐒𝐩 = (𝐒𝐩
𝐒× 𝐒) − (𝐅𝐨 ×
𝟏
𝐊𝐭)
Dado que el termino de 1
Kt no se calcula por ser una tubería de producción
anclada no se emplea en la ecuación 2.44.
Sustituyendo valores en la ecuación 2.44 se tiene:
𝐒𝐩 = (𝟎. 𝟖𝟒 × 𝟖𝟔) = 𝟕𝟐. 𝟐𝟒 𝐩𝐮𝐥𝐠
14. Desplazamiento de la bomba, (PD)
𝐏𝐃 = 𝟎. 𝟏𝟏𝟔𝟔 × 𝐒𝐩 × 𝐍 × (𝐃𝟐)
Sustituyendo valores en la ecuación 2.45 se tiene:
𝐏𝐃 = 𝟎. 𝟏𝟏𝟔𝟔 × 𝟕𝟐. 𝟐𝟒 × 𝟏𝟐 × (𝟐. 𝟓)𝟐 = 𝟔𝟑𝟐𝐁𝐏𝐃
Si el desplazamiento de la bomba no satisface los requerimiento anticipados, se
repiten los pasos anteriores, pero haciendo variar los parámetros N, S, D y la sarta
de cabillas. De lo contrario se continúa con el procedimiento de diseño.
D. Se determina el parámetro adimensional, (Wrf
SKr)
15. Peso total de la sarta de cabillas en el aire, (W)
𝐖 = 𝐖𝐫 × 𝐋
Sustituyendo valores en la ecuación 2.46 se tiene:
𝐖 = 𝟐. 𝟎𝟑𝟓 × 𝟒𝟎𝟎𝟎 = 𝟖𝟏𝟒𝟎𝐋𝐛𝐬
16. Peso de la sarta de cabillas en el fluido, (Wrf)
𝐖𝐫𝐟 = 𝐖 × (𝟏 – (𝟎. 𝟏𝟐𝟖 𝐱 𝐆))
Sustituyendo valores en la ecuación 2.47 se tiene:
𝐖𝐫𝐟 = 𝟖𝟏𝟒𝟎 × (𝟏 – (𝟎. 𝟏𝟐𝟖 × 𝟎. 𝟗)) = 𝟕𝟐𝟎𝟐 𝐥𝐛𝐬
17. Parámetros adimensional, (𝐖𝐫𝐟
𝐒𝐊𝐫)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
142
𝐖𝐫𝐟
𝐒𝐊𝐫
Sustituyendo valores en la ecuación 2.48 se tiene:
𝟕𝟐𝟎𝟐
𝟑. 𝟑𝟏 × 𝟏𝟎𝟒= 𝟎. 𝟐𝟐
E. Se obtienen los factores adimensionales de las respectivas figuras.
18. Factor de carga máxima, (𝐅𝟏
𝐒𝐤𝐫)
De la figura 2.65 entrando en el eje de X con N
No e interceptando la curva de
Fo
SKr
se obtiene:
𝐅𝟏
𝐒𝐊𝐫= 𝟎. 𝟑𝟓𝟕
19. Factor de carga mínima, (𝐅𝟐
𝐒𝐤𝐫)
De la figura 2.66 entrando con N
No en el eje X, e interceptando la curva
Fo
SKr se
obtiene:
𝐅𝟐
𝐒𝐊𝐫= 𝟎. 𝟏𝟏𝟒
20. Factor de torque máximo, (𝟐𝐓
𝐒𝟐𝐊𝐫)
De la figura 2.67 entrando con N
No en el eje X, e interceptando la curva
Fo
SKr se
obtiene:
𝟐𝐓
𝐒𝟐𝐊𝐫= 𝟎. 𝟐𝟕𝟐
21. Factor de potencia, (𝐅𝟑
𝐒𝐤𝐫)
De la figura 2.68 entrando con N
No en el eje X, e interceptando la curva
Fo
SKr se
obtiene:
𝐅𝟑
𝐒𝐊𝐫= 𝟎. 𝟐𝟐𝟓
22. Factor de ajuste de torque, Ta
Compendio Producción de Hidrocarburos II
143
𝐓𝐚 = 𝟏 + (%𝐚𝐣𝐮𝐬𝐭𝐞) (𝐖𝐫𝐟
𝐒𝐊𝐫⁄ −𝟎.𝟑
𝟎.𝟏)
% de ajuste se obtiene de la figura 2.69 entrando con N
No′ e interceptando el valor
de Fo
SKr
%ajuste = 2.7%
Sustituyendo valores en la ecuación 2.49 se tiene:
𝐓𝐚 = 𝟏 + (𝟎. 𝟎𝟐𝟕) (
𝟕𝟐𝟎𝟐𝟑. 𝟑𝟏 × 𝟏𝟎𝟒 ⁄ − 𝟎. 𝟑
𝟎. 𝟏) = 𝟎. 𝟗𝟕𝟖
F. Se calcula las características de operación
23. Carga máxima en la barra pulida, (PPRL)
𝐏𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐫𝐟 + ((𝐅𝟏
𝐒𝐊𝐫) × 𝐒𝐊𝐫)
Sustituyendo valores en la ecuación 2.50 se obtiene:
𝐏𝐏𝐑𝐋 = 𝟕𝟐𝟎𝟐 + ((𝟎. 𝟑𝟓𝟕) × 𝟑. 𝟑𝟏 × 𝟏𝟎𝟒) = 𝟏𝟗𝟎𝟏𝟗𝐋𝐛𝐬
24. Carga mínima en la barra pulida, (MPRL)
𝐌𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐫𝐟 − ((𝐅𝟐
𝐒𝐊𝐫) × 𝐒𝐊𝐫)
Sustituyendo valores en la ecuación 2.51 se tiene:
𝐌𝐏𝐑𝐋 = 𝟕𝟐𝟎𝟐 − ((𝟎. 𝟏𝟏𝟒) × 𝟑. 𝟑𝟏 × 𝟏𝟎𝟒) = 𝟑𝟒𝟐𝟗𝐋𝐛𝐬
25. Torque máximo en el reductor de engranajes, (PT)
𝐏𝐓 = (𝟐𝐓
𝐒𝟐𝐊𝐫) × 𝐒𝐊𝐫 ×
𝐒
𝟐× 𝐓𝐚
Sustituyendo valores en la ecuación 2.52 se tiene:
𝐏𝐓 = (𝟎. 𝟐𝟕𝟐) × 𝟑. 𝟑𝟏 × 𝟏𝟎𝟒 ×𝟖𝟔
𝟐× 𝟎. 𝟗𝟕𝟖 = 𝟑𝟕𝟖𝟔𝟐𝟏 𝐥𝐛𝐬
𝐩𝐮𝐥𝐠⁄
26. Potencia requerida en la barra pulida, (PRHP)
𝐏𝐑𝐇𝐏 = ((𝐅𝟑
𝐒𝐊𝐫) × 𝐒𝐊𝐫 × 𝐒 × 𝐍 × 𝟐. 𝟓𝟑 × 𝟏𝟎−𝟔)
Sustituyendo valores en la ecuación 2.53 se tiene:
𝐏𝐑𝐇𝐏 = ((𝟎. 𝟐𝟐𝟓) × 𝟑. 𝟑𝟏 × 𝟏𝟎𝟒 × 𝟖𝟔 × 𝟏𝟐 × 𝟐. 𝟓𝟑 × 𝟏𝟎−𝟔) = 𝟏𝟗. 𝟒𝟒𝟓 𝐇𝐏
Compendio Producción de Hidrocarburos II
144
27. Contrabalance efectivo (CBE)
𝐂𝐁𝐄 = 𝟏. 𝟎𝟔 × (𝐖𝐫𝐟 + 𝟏
𝟐 × 𝐅𝐨)
Sustituyendo valores en la ecuación 2.54 se tiene:
𝐂𝐁𝐄 = 𝟏. 𝟎𝟔 × (𝟕𝟐𝟎𝟐 + 𝟏
𝟐 × 𝟕𝟔𝟓𝟎) = 𝟏𝟏𝟔𝟖𝟗 𝐥𝐛𝐬
2.3. Bombeo Electrosumergible (BES)
El sistema de Bombeo Electrosumergible es un método de levantamiento
artificial altamente eficiente para la producción de crudos livianos y medianos que
tiene como principio fundamental levantar el fluido del reservorio hasta la
superficie, mediante la rotación centrífuga de una bomba electrosumergible. A
través del tiempo y con las nuevas aplicaciones, esta tecnología ha sido mejorada
continuamente y hoy en día se considera como un método efectivo desde el punto
de vista técnico y económico para grandes volúmenes de producción en pozos
profundos, condiciones severas como alta temperaturas, altas presiones,
diferentes ºAPI, entre otros.
Este sistema representa uno de los métodos de levantamiento artificial más
automatizables y fácil de manejar, y está constituido por equipos complejos y de
alto costo, por lo que se requiere, para el buen funcionamiento de los mismos, una
constante supervisión, análisis y control a fin de garantizar el
adecuado comportamiento del sistema.
2.3.1. Ventajas del Sistema BES
El sistema puede producir a altas tasas de producción que varían desde los
300 - 80.000 BPD.
Los equipos pueden ser asentados a grandes profundidades que van desde
los 1000´ a los 14000´
Mediante el uso de variadores de frecuencia se puede manejar varios
escenarios de producción cuando varían las condiciones del pozo y yacimiento.
Esto implica que el diseño de un sistema BES no debe ser preparado para un solo
IP.
Con respecto a otros sistemas, el sistema BES necesita menos espacio
físico para el equipo de superficie.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
145
Se puede automatizar la operación del sistema BES.
El sistema BES mediante los variadores de frecuencia se puede arrancar
automáticamente.
En pozos offshore (Costa Afuera) con la válvula de seguridad instalada a
una profundidad determinada se puede prevenir accidentes a causa de gas u otras
causas de emergencia.
Existen equipos BES de fondo que pueden trabajar a más de 450º F tales
como: Motores BES, Cable de potencia, Cable de extensión del motor, entre otros
accesorios.
El sistema BES maneja gas y arena pero hasta un cierto límite.
Mediante el sistema BES sin sacar el equipo se pueden hacer otros trabajos
como: pequeños tapones de cemento, ácido, inyección de química, registros de
producción, registros de temperatura, para todos estos trabajos.
2.3.2. Desventajas del Sistema BES
El sistema BES no puede trabajar a alto GOR (Relación gas-petróleo).
El sistema BES tiene limitación para trabajar a altas ratas y concentración de
arena, principalmente en bombas tipo panqueque que se taponan ya que los
pasajes de flujo son muy pequeños, estos rangos de producción están entre 300-
1700 BPD.
Otro problema que ocasionan la arena en este sistema es la erosión y
desgaste prematuro de las etapas de las bombas.
Altos costos de los equipos de fondo y superficie.
El BES es un sistema muy delicado, por lo que cualquier cambio de
parámetros en los equipos de superficie o por el contrario cualquier cambio de
condiciones en el pozo y/o yacimiento afecta el comportamiento de los parámetros
hidráulicos y eléctricos en superficie.
Debido a la expansión masiva del sistema en el mundo, el personal
especializado en el sistema BES es insuficiente para atender todas las
necesidades de las compañías que solicitan el servicio, por esta razón la calidad
de asistencia técnica se ve disminuida.
2.3.3. Parámetros del bombeo Electrosumergible:
Temperatura: limitado por > 350ºf para motores y cables especiales.
Presencia de gas: saturación de gas libre < 10%
Compendio Producción de Hidrocarburos II
146
Presencia de arena: < 200 ppm (preferiblemente 0)
Viscosidad: limite cercano a los 200cps.
Profundidad: 6000 - 8000 pies
Tipo de completación: Tanto en pozos verticales, como desviados.
Volumen de fluido: hasta 4000 BPD.
2.3.4. Componentes del bombeo electrosumergible
Una unidad típica convencional del Sistema de Bombeo Electrosumergible se
compone básicamente de equipos de superficie, equipos de subsuelo, cables y
componentes superficiales.
Figura 2.71 Diagrama esquemático de los equipos de superficie y subsuelo del BES
2.3.4.1. Equipo de superficie
Entre las partes superficiales de un sistema de bombeo electrosumergible se
tiene: El cabezal, la bola colgadora, la caja de venteo, el variador de frecuencia el
tablero de control y el transformador.
Cabezal: Sustenta todo el equipo de fondo acoplado a la tubería de producción
y a la vez, está diseñado para facilitar el paso del cable y sellar alrededor de éste.
Existen diferentes tipos de cabezal, dependiendo de las condiciones del pozo. Ver
figura 2.72
Compendio Producción de Hidrocarburos II
147
Figura 2.72 Cabezal
Bola Colgadora: Este dispositivo se coloca en un nido sobre el árbol de válvulas,
su función es sostener la tubería de producción, permitir su paso y el de los tres
conductores del cable, proporcionando el sello necesario en el espacio anular entre
tubería de producción y de revestimiento para evitar fuga de fluidos a la superficie.
Está construida de acero, cubierta de neopreno, como se muestra en la figura 2.73
En el caso de instalaciones marinas el paso de los conductores del cable, lo tiene
integrado y su contacto es como el de la mufa.
Figura 2.73 Bola Colgadora
Caja de venteo: Se instala por razones de seguridad entre el cabezal del pozo y
el tablero de control, debido a que el gas puede viajar a lo largo del cable superficial
y alcanzar la instalación eléctrica en el tablero, la misma se muestra en la figura
2.74
Compendio Producción de Hidrocarburos II
148
Figura 2.74 Caja de venteo
El Variador de Frecuencia: Es un tablero de control que contiene dispositivos
capaces de suministrar frecuencias y voltajes variables al motor. La frecuencia
puede ser controlada desde la superficie, puesto que la velocidad es directamente
proporcional a la frecuencia, o sea que al variar esta se estará modificando la
velocidad del motor. También facilita a una bomba sumergible a producir un amplio
rango de volúmenes, lo cual no es posible si no se dispone de variador. Ver figura
2.75.
Figura 2.75 Variador de frecuencia.
Tablero de control: Es el componente desde el que se gobierna la operación del
aparejo de producción en el fondo del pozo. Dependiendo de la calidad de control
que se desea tener, se seleccionan los dispositivos que sean necesarios para
integrarlos al tablero, este puede ser sumamente sencillo y contener únicamente
un botón de arranque y un fusible de protección por sobre carga; o bien puede
contener fusibles de desconexión por sobrecarga y baja carga, mecanismos de
relojería para restablecimiento automático y operación intermitente, protectores de
represionamiento de líneas, luces indicadores de la causa de paro, amperímetro, y
Compendio Producción de Hidrocarburos II
149
otros dispositivos para control remoto, los tipos de tablero existentes son
electromecánicos o bien totalmente transistorizados y compactos. Ver figura 2.76.
Figura 2.76 Tablero de control
Transformador: Este componente se utiliza para elevar el voltaje de la línea al
voltaje requerido en la superficie para alimentar al motor en el fondo del pozo;
algunos están equipados con interruptores que les dan mayor flexibilidad de
operación. Se puede utilizar un solo transformador trifásico o un conjunto de tres
transformadores monofásicos. Ver figura 2.77.
Figura 2.77 Transformador
2.3.4.2. Equipo de Subsuelo
En un sistema de Bombeo Electrosumergible el conjunto de equipos de subsuelo
se encuentra constituido por el motor eléctrico, la bomba centrifuga, la sección de
entrada estándar o el separador de gas, y la sección de sello o protector.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
150
Motor eléctrico El motor eléctrico colocado en la parte inferior de aparejo, recibe
la energía desde una fuente superficial, a través de un cable; su diseño compacto
es especial, ya que permite introducirlo en la tubería de revestimiento existente en
el pozo y satisfacer grandes requerimientos de potencia, también soporta una
alta torsión momentánea durante el arranque hasta que alcanza la velocidad de
operación, que es aproximadamente constante para una misma frecuencia.
Normalmente, consiste de una carcasa de acero al bajo carbón, con láminas de
acero y bronce fijas en su interior alineadas con las secciones del rotor y del
cojinete respectivamente. En la figura 2.78 se muestra el corte transversal de un
motor, como los utilizados en aplicaciones de bombeo eléctrico.
Figura 2.78 Motor
Separador de gas: El separador de gas es un componente opcional del aparejo
construido integralmente con la bomba, normalmente se coloca entre ésta y el
protector. Sirve como succión o entrada de fluidos a la bomba y desvía el gas libre
de la succión hacia el espacio anular. El uso del separador de gas permite una
operación de bombeo más eficiente en pozos gasificados, ya que reduce los
efectos de disminución de capacidad de carga en las curvas de comportamiento,
evita la cavitación a altos gastos, y evita las fluctuaciones cíclicas de carga en el
motor producidas por la severa interferencia de gas. Existen dos tipos de
separadores: Convencional, y Centrífugo.
Es necesario mencionar que la total eliminación del gas libre, no es
necesariamente la mejor forma de bombear el pozo. Por una parte, el volumen de
fluidos que entra a la bomba es menor, pero la presión que la bomba debe entregar
en la descarga se incrementa, debido a la menor relación gas-aceite de la columna
hidráulica en la tubería de producción. Entre los efectos que causa la presencia de
Compendio Producción de Hidrocarburos II
151
gas libre en el interior de la bomba están: el comportamiento de la bomba se aparta
del señalado en sus curvas características, reducción de su eficiencia, fluctuación
de carga en el motor, posible efecto de cavitación y otros consecuentes. En la figura
2.79 se puede observar un separador de gas utilizado en un sistema BES.
Figura 2.79 Separador de Gas
Protector: Este componente también llamado Sección sellante (se puede
observar en la figura 2.80), se localiza entre el motor y la bomba: está diseñado
principalmente para igualar la presión del fluido del motor y la presión externa del
fluido del pozo a la profundidad de colocación del aparejo. Las funciones básicas
de este equipo son:
Permitir la igualación de presión entre el motor y el anular.
Absorber la carga axial desarrollada por la bomba a través del cojinete de
empuje, impidiendo que estas se reflejen en el motor eléctrico.
Prevenir la entrada de fluido del pozo hacia el motor.
Proveer al motor de un depósito de aceite para compensar la expansión y
contracción del fluido lubricante, durante los arranques y paradas del equipo
eléctrico.
Transmitir el torque desarrollado por el motor hacia la bomba, a través del
acoplamiento de los ejes.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
152
Figura 2.80 Protector o Sección Sellante.
Existen dos tipos de protectores: el convencional y el de tres cámaras aislantes.
El diseño mecánico y principio de operación de los protectores difiere de un
fabricante a otro, la diferencia principal está en la forma como el aceite lubricante
del motor es aislado del fluido del pozo. El protector convencional, protege contra
la entrada de fluido alrededor de la flecha, el contacto directo entre el fluido del
pozo y del motor ha sido considerado el único medio de igualar presiones en el
sistema de sellado.
Se ha determinado que el mejoramiento real del funcionamiento del motor
sumergible puede lograrse si el aceite del motor se aísla completamente de los
fluidos del pozo evitando cualquier contaminación, este enfoque llevó al desarrollo
de la sección sellante tipo "D" en el cual se aísla el aceite del motor del fluido del
pozo por medio de un líquido inerte bloqueante.
El protector de tres cámaras, constituye realmente tres sistemas de sellos en
uno, cada cámara consiste de un sello mecánico y de un recipiente de expansión-
contracción. Aunque dos de los tres sellos mecánicos fallen por alguna razón, el
motor sumergible queda protegido. Este tipo de sección sellante proporciona la
mejor protección disponible contra el ácido sulfhídrico u otros fluidos contaminantes
del pozo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
153
Bomba Centrífuga Sumergible: Su función básica es imprimir a los fluidos del
pozo, el incremento de presión necesario para hacer llegar a la superficie, el gasto
requerido con presión suficiente en la cabeza del pozo. Las bombas centrífugas
son de múltiples etapas (ver figura 2.81), y cada etapa consiste de un impulsor
giratorio y un difusor estacionario, el impulsor da al fluido energía cinética, y el
difusor cambia esta energía cinética en energía potencial (Altura de elevación o
cabeza).
El tamaño de etapa que se use determina el volumen de fluido que va a
producirse, la carga o presión que la bomba genera depende, del número de etapas
y de este número depende la potencia requerida. En una bomba de impulsores
flotantes, éstos se mueven axialmente a lo largo de la flecha y pueden descansar
en empuje ascendente o descendente en cojinetes, cuando están en operación.
Figura 2.81 Bombas Centrífugas Sumergibles.
Una bomba operando un gasto superior al de su diseño produce empuje
ascendente excesivo y por el contrario operando a un gasto inferior produce
empuje descendente. A fin de evitar dichos empujes la bomba debe de operar
dentro de un rango de capacidad recomendado, el cual se indica en las curvas de
comportamiento de las bombas y que generalmente es de 75 % al 95% del gasto
de mayor eficiencia de la bomba. Un impulsor operando a una velocidad dada,
genera la misma cantidad de carga independientemente de la densidad relativa del
fluido que se bombea, ya que la carga se expresa en términos de altura de columna
hidráulica de fluido.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
154
Características de la bomba: Para establecer las posibilidades de aplicación de
una bomba ya construida, por lo que se refiere al gasto que puede manejar, es
necesario determinar mediante pruebas prácticas, sus curvas características o de
comportamiento; las cuales indican para diversos gastos, los valores de eficiencia
y longitud de columna hidráulica que es capaz de desarrollar la bomba; así como,
la potencia al freno en cada caso. Las pruebas prácticas de la bomba se realizan
utilizando agua dulce de densidad relativa 1.0 y viscosidad 1-0 cp haciéndola
trabajar a velocidad constante y estrangulando la descarga.
Durante la prueba se miden en varios puntos: el gasto, el incremento de presión
a través de la bomba y la potencia al freno. El incremento de presión se convierte
a carga de columna hidráulica y se calcula la eficiencia total de la bomba. Con base
en esos datos se dibujan las curvas de carga, potencia al freno y eficiencia en
función del gasto manejado.
La construcción de gráficas con curvas características para una bomba se
realiza de la siguiente manera:
1. El gasto se mide por medio de recipientes aforados u orificios calibrados
2. La altura total de elevación o carga hidráulica, se determina fijando la
altura de succión por medio de un vacuómetro y la altura de descarga por
medio de un manómetro.
3. La potencia se determina por medio de un dinamómetro o por la potencia
que alcance el motor eléctrico de acondicionamiento, tomando en
consideración su rendimiento.
4. El número de revoluciones por minuto se obtiene por medio de un
tacómetro o por medio de un contador de revoluciones.
5. La eficiencia se obtiene al despejarla de la fórmula de la potencia.
Siguiendo las consideraciones anteriores y mediante pruebas sucesivas, se
van construyendo las curvas características de la bomba.
Cada curva representa el comportamiento de la bomba a una velocidad
particular para alturas de elevación variables, lo que en la práctica se consigue
generalmente de la siguiente manera: se cierra la válvula de descarga y se hace
funcionar la bomba a su número normal de revoluciones por minuto, por ejemplo a
3500 rpm, en este caso el gasto es cero y en la bomba se establece una presión
que alcanza aproximadamente unos 5300 pies, para lo cual, se requiere una
potencia de 40 Hp, todo lo anterior para 100 etapas. Se abre progresivamente la
válvula de descarga y empieza el flujo: la curva de capacidad de carga, baja
Compendio Producción de Hidrocarburos II
155
progresivamente, las curvas de potencia y eficiencia van aumentando a medida
que aumenta el gasto.
Continuando con la apertura de la válvula, se disminuye el valor de la carga y
aumentan los valores del gasto, la eficiencia y la potencia. El valor máximo de
eficiencia corresponde a los valores de gasto y carga para los cuales se construyó
la bomba. Sin embargo, las bombas en realidad se utilizan para bombear líquidos
de diferentes densidades y viscosidades, operando a otras velocidades también
constantes. En estos casos es necesario tomar en cuenta el efecto de algunos
parámetros a fin de predecir el comportamiento de la bomba bajo condiciones
reales de operación, entre estos efectos tenemos:
Efecto del cambio de velocidad: El gasto varía en proporción directa a los
cambios de velocidad de la bomba, la carga producida es proporcional al cuadrado
de la velocidad y la potencia es proporcional al cubo de la velocidad. La eficiencia
de la bomba permanece constante con los cambios de velocidad.
Efecto de la densidad relativa: La carga producida por un impulsor no depende
de la densidad relativa. Entonces la curva de capacidad de carga no depende de
la densidad relativa, la potencia varia directamente con la densidad relativa y la
eficiencia de la bomba permanece constante independientemente de la densidad
del líquido.
Efectos de cambio del diámetro de impulsor: La capacidad de carga varía
directamente con el diámetro de los impulsores y la potencia varía directamente
con el cubo del diámetro. La eficiencia de la bomba no cambia, las gráficas de
curvas de comportamiento para cada bomba, las publica el fabricante además de
las curvas de eficiencia carga y potencia vs gasto, incluye información respecto al
diámetro de tubería de revestimiento en que puede introducirse la bomba, tipo y
número de serie de la misma, ciclaje de la corriente para alimentar al motor,
velocidad de la flecha del motor y el número de etapas considerado en la
elaboración.
Fenómeno de Cavitación: Si la presión absoluta del líquido en cualquier parte
dentro de la bomba cae debajo de la presión de saturación correspondiente a la
temperatura de operación, entonces se forman pequeñas burbujas de vapor. Estas
Compendio Producción de Hidrocarburos II
156
burbujas son arrastradas por el líquido fluyendo, hacia regiones de más altas
presiones donde se condensan o colapsan. La condensación de las burbujas
produce un tremendo incremento en la presión lo que resulta similar a un golpe de
martillo o choque lo que se conoce como Cavitación. Dependiendo de la magnitud
de la cavitación, ésta puede resultar en una destrucción mecánica debida a
la erosión, corrosión y a la intensa vibración. La cavitación también tiene un efecto
significativo en el comportamiento de la bomba. Su capacidad y eficiencia se
reducen.
Cables: La unión eléctrica entre los equipos descritos, instalados en el subsuelo,
y los equipos de control en superficie son los cables. Existen varios tipos de cables
en una instalación de bombeo electrosumergible como lo son: Extensión de Cable
Plano, Cable de Potencia, Conectores de Superficie. La extensión de cable plano,
es una cola de cable de características especiales que en uno de sus extremos
posee un conector especial para acoplarlo al motor. En el otro extremo este se
empalma al cable de potencia, la diferencia entre ambos es que este posee las
mismas propiedades mecánicas y eléctricas que los cables de potencia pero son
de un tamaño inferior.
Cable Conductor Eléctrico (POTHEAD): La energía eléctrica necesaria para
impulsar el motor, se lleva desde la superficie por medio de un cable conductor, el
cual debe elegirse de manera que satisfaga los requisitos de voltaje y amperaje
para el motor en el fondo del pozo, y que reúna las propiedades de aislamiento que
impone el tipo de fluidos producidos.
Existe en el mercado un rango de tamaños de cable, de configuración plana y
redonda, ver Figura 2.82, con conductores de cobre o aluminio, de tamaños 2 al 6.
El tamaño queda determinado por el amperaje y voltaje del motor así como por el
espacio disponible entre las tuberías de producción y revestimiento. Existen
muchos tipos diferentes de cable, y la selección de uno de ellos depende de las
condiciones a las que estará sometido en el subsuelo, considerando la longitud de
un conductor para la aplicación de un voltaje dado, los volts por pie disminuyen
conforme el alambre es más largo, como consecuencia la velocidad del electrón
disminuye lo que resulta en una reducción de corriente, en otras palabras, "la
resistencia es directamente proporcional a la longitud del conductor".
Compendio Producción de Hidrocarburos II
157
Figura 2.82 Cable conductor eléctrico.
Cuando la sección transversal o diámetro de un alambre es mayor, tiene un
efecto contrario sobre la resistencia ya que el número de electrones libres por
unidad de longitud se incrementa con el área. Bajo esta condición la corriente se
incrementará para una fuerza electromotriz dada ya que se mueven más electrones
por unidad de tiempo, en otras palabras "La resistencia es inversamente
proporcional al área de la sección transversal del conductor".
Si se usan cables en el sistema de alto voltaje, cada uno de los conductores está
rodeado por un considerable espesor de material aislante y algunas veces con una
cubierta de plomo. Aunque la corriente normal fluye a lo largo del conductor, existe
una pequeña corriente que pasa a través del aislamiento (fuga de corriente) de un
conductor a otro, esta fuga se considera despreciable.
El aislamiento de los cables debe resistir las temperaturas y presiones de
operación en el pozo, Sin embargo, para los cables utilizados también existen
limitaciones debidas a materiales utilizados en su construcción. Los cables
estándar tienen en promedio 10 años de vida a una temperatura máxima de 167º
F y se reduce a la mitad por cada 15º F de exceso por arriba del máximo.
El medio ambiente bajo el que opera el cable también afecta directamente su
vida. Sin embargo hay cables que resisten temperaturas del orden de 350º F, la
instalación del cable se realiza fijándolo en la parte externa de la tubería de
producción con flejes, colocando de 3 a 4 por cada lingada; en la sección
correspondiente a los componentes del aparejo, es recomendable colocar flejes
cada metro, debido a que esta sección es de mayor diámetro y puede dañarse
durante las operaciones de introducción al pozo, por lo que comúnmente se
instalan protecciones adicionales llamadas guarda cable. A lo largo de esta sección
Compendio Producción de Hidrocarburos II
158
la configuración del cable es plana y se le llama extensión de la mufa, la cual
constituye el contacto con el motor.
La unión de la extensión de la mufa y el cable conductor se denomina empate;
su elaboración se realiza cuidadosamente en la localización del pozo ya que
constituye una de las partes débiles de la instalación. Un empate también puede
ser necesario en cualquier punto a lo largo del cable, donde se detecte una falla
del mismo o donde la longitud del cable sea insuficiente para llegar a la superficie.
Sensor de Fondo: El sensor de presión es un equipo que se coloca acoplado en
la parte final del motor, está constituido por circuitos que permitan enviar señales
a superficie registradas mediante un instrumento instalado en controlador,
convirtiendo estas, en señales de presión a la profundidad de operación de la
bomba. Cuando se utiliza un variador de frecuencia, la información del sensor
puede ser alimentada a un controlador, para mantener una presión de fondo
determinada, mediante el cambio de la velocidad de la bomba.
Este sistema está compuesto por una unidad de lectura de superficie, un
dispositivo sensor de presión y/o un instrumento sensor de temperatura colocado
en la tubería de producción, como se puede observar en la figura 2.83; el sensor
de fondo está conectado a la unidad de lectura de superficie, a través de los
bobinados del motor y el cable de potencia.
Figura 2.83 Sensor de fondo
El sensor puede registrar la presión de la parte interna de la tubería de
producción, o la presión de entrada a la bomba, llamada presión fluyente en el
punto de ubicación de la bomba. Este equipo es activado por el nivel del fluido y/o
la presión de gas en el pozo y se e calibra automáticamente cuando se dan
cambios de temperatura, a intervalos específicos. Durante este tiempo las lecturas
Compendio Producción de Hidrocarburos II
159
de presión y temperatura permanecen inalterables en pantallas, permitiendo la
realización de registros manuales.
Un equipo de superficie se utiliza para manejar la información proveniente del
fondo del pozo, en tiempo real, esta información puede ser solamente mostrada, o
enviada a otro sistema de monitoreo, para poder ser extraída y procesada
posteriormente. Además, dependiendo de la aplicación, existe un sensor de fondo
de acuerdo a la temperatura de trabajo; funciona en presiones de hasta 5000 psi.
2.3.4.3. Accesorios
Con el propósito de asegurar una mejor operación del equipo es necesario
contar con algunos accesorios, entre estos componentes de accesorios se pueden
listar la válvula de drenaje, la válvula de contra presión, el controlador de velocidad
variable, los centralizadores y las bandas de cable.
Válvula de contra presión: Se coloca de una a tres lingadas de tubería por arriba
de la bomba. Esta válvula permite el flujo en sentido ascendente, de manera que
cuando el motor deja de trabajar, impide el regreso de la columna de fluidos y evita
el giro de la flecha de la bomba en sentido contrario, lo cual la dañaría.
Válvula de drenaje: Al utilizar válvula de retención debe utilizarse una válvula de
drenaje una junta por encima de está, como factor de seguridad para cuando se
requiera circular el pozo del anular a la tubería de producción. Se coloca de una a
tres lingadas por arriba de la válvula de contra presión. Su función es
establecer comunicación entre el espacio anular y la tubería de producción, con el
propósito de que ésta se vacíe cuando se extrae el aparejo del pozo. Para operarla,
se deja caer una barra de acero desde la superficie por la tubería de producción;
la barra rompe un perno y deja abierto un orificio de comunicación con el espacio
anular.
Controlador de velocidad variable: Este dispositivo puede ser considerado como
equipo accesorio u opcional, únicamente bajo ciertas circunstancias que impone el
mismo pozo. Eventualmente la información disponible para efectuar un diseño no
es del todo confiable y como consecuencia se obtiene una instalación que no opera
adecuadamente; anteriormente la alternativa sería rediseñar e instalar un nuevo
Compendio Producción de Hidrocarburos II
160
aparejo, debido a que el sistema de bombeo eléctrico trabaja a velocidad constante
para un mismo ciclaje.
En otros casos, algunos pozos son dinámicos en cuánto a parámetros de
presión de fondo, producción, relación gas-aceite y otros para los cuales no es
recomendable la operación de un aparejo con velocidad constante. Lo
anteriormente expuesto limita la aplicación del sistema a pozos estables donde el
número de etapas de la bomba, sus dimensiones y velocidad podrían ser
constantes.
El controlador de velocidad variable permite alterar la frecuencia del voltaje que
alimenta al motor y por lo tanto modificar su velocidad. El rango de ajuste de la
frecuencia es de 30 a 90 Hz, lo que implica su amplio rango de velocidades y por
lo tanto de gastos que es posible manejar. Una alta frecuencia incrementa la
velocidad y el gasto; una baja frecuencia, los disminuye.
Centralizadores: Como su nombre lo indica, se utilizan para centrar el motor, la
bomba y el cable durante la instalación. Se utilizan en pozos ligeramente
desviados, para mantener el motor centrado y así permitir un enfriamiento
adecuado. También evitan que el cable se dañe por roce con el revestidor, a
medida que es bajado en el pozo. Al utilizar centralizadores se debe tener cuidado
de que estos no giren o muevan hacia arriba o hacia abajo la tubería de producción.
Bandas de Cable: También se denominan flejes, se utilizan para fijar el cable de
potencia a la tubería de producción durante la instalación, y el cable de extensión
del motor al equipo. Las bandas se fabrican de tres materiales distintos:
Bandas de acero negro, se utilizan en pozos donde no exista corrosión.
Bandas de acero inoxidable, se usan en pozos moderadamente corrosivos.
Bandas de monel, se usan en ambientes corrosivos. Otros accesorios
pueden ser los sensores de presión y de temperatura de fondo, cajas
protectores para transporte del equipo, etc. La integración de todos los
componentes descritos es indispensable, ya que cada uno ejecuta una función
esencial en el sistema, para obtener en la superficie el gasto de líquido deseado,
manteniendo la presión necesaria en la boca del pozo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
161
2.3.5. Diseño del sistema de Bombeo Electrosumergible
Procedimiento: Al momento de diseñar las instalaciones de un sistema BES es
necesario realizar los siguientes pasos:
1. Obtener los diferentes datos necesarios y analizar la calidad de los mismos.
Los datos que mayormente se utilizan en el diseño de sistemas
electrosumergibles están dentro de los siguientes renglones:
Datos de las condiciones mecánicas del pozo
Datos de las características de los fluidos a manejar
Datos de las condiciones de presión del pozo.
2. Determinar la capacidad de producción.
3. Especificar la profundidad de asentamiento de la bomba.
4. Establecer las condiciones de operación deseadas. Determinar la presión en
la entrada de la bomba requerida para las condiciones deseadas de producción del
pozo.
5. Calcular la altura de columna dinámica total requerida (TDH).
6. Basándose en las curvas de desempeño de la bomba, seleccionar un tipo de
bomba de manera que tanto el diámetro exterior del mismo ajuste dentro de la
tubería de revestimiento del pozo y la tasa de producción deseada se ubique dentro
del rango de capacidad recomendado de la bomba.
7. Considerando la información técnica proporcionada por el proveedor,
seleccionar el tamaño y modelo adecuado de la sección sello. Determinar los
requerimientos de potencia.
8. Seleccionar un motor que sea capaz de entregar los requerimientos de
potencia necesarios para mover el conjunto de la bomba y la sección sellante.
9. Con los datos técnicos proporcionados por el fabricante de la bomba
centrífuga, determinar los límites operacionales y las limitaciones de carga (por
ejemplo la carga del eje, la carga de los cojinetes de empuje, el límite de presión
de la carcasa, la velocidad de fluido que pasa por el alrededor del motor, etc.)
10. Seleccionar el tipo y tamaño del cable de potencia en base a la corriente
estimada de consumo del motor, la temperatura del conductor y las dimensiones
del espacio anular.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
162
11. Calcular el voltaje de superficie y las perdidas ocasionada por la longitud del
cable de potencia.
12. Calcular los requerimientos de KVA de los equipos a conectar en superficie.
13. Seleccionar los accesorios y el equipo opcional.
Productividad Del Pozo
Para comenzar el procedimiento, se procede a determinar la productividad del
pozo a la presión y caudal de una prueba de producción o de ensayo.
Generalmente se dispone de información de este tipo relacionada con la
producción normal de los pozos en condiciones estable, esto garantiza que debido
a que no existe variación en las condiciones del pozo, la continuidad operativa y
las condiciones de presión original del pozo obedece a la repuesta que se
manifiesta en las pruebas de producción.
Construcción de la Curva de Comportamiento de Afluencia.
Considerando que la presión de fondo fluyente (Pwf) es inferior a la presión de
burbujeo (Pb), se debe usar la curva de comportamiento de afluencia, con la
siguiente ecuación:
𝐉 =Ql
𝐏𝐰𝐬− 𝐏𝐰𝐟 (2.95)
Donde:
J = Índice de productividad, Bpd/Lpc
Ql = Tasa de producción liquida, BPD
Pwf = Presión de fondo fluyente, Lpc
Pws = Presión estática, Lpc
Para determinar la tasa de producción máxima con el valor obtenido
anteriormente, se tiene la siguiente ecuación:
𝐐𝐦𝐚𝐱 = 𝐉 × (Pws − Pwf ) (2.96)
Donde:
Qo = Tasa de producción de petróleo (Producción actual), BPD.
Qmax = Tasa de producción máxima, BPD.
Con la información obtenida se puede construir una curva, considerando
otras presiones o regímenes de producción y determinar otros puntos
Compendio Producción de Hidrocarburos II
163
correspondientes de la curva. La graficación de estos puntos permitirá trazar la
curva.
Obtener la Relación entre Nivel de Fluido y Producción.
Para determinar el nivel estático de los fluidos considerando que estos se
encuentran estáticos en su comportamiento y que la distribución de los mismos es
homogénea a lo largo de toda la columna del pozo, se debe proceder a encontrar
la gravedad especifica promedio.
Con el porcentaje de agua, se determina la contribución del agua en la gravedad
total en función de la fracción de los líquidos presente, se tiene con la siguiente
ecuación:
𝐟𝐰 = %(𝐰) × 𝛄𝐰 (2.97)
Donde:
fw = Fracción de agua.
%(w) = Porcentaje de agua.
γw = Gravedad especifica del agua.
Con el porcentaje de petróleo que es el del fluido producido, se determina la
contribución del petróleo la gravedad total en función de la fracción de los líquidos
presente, se tiene con la siguiente ecuación:
𝐟𝐨 = %(𝐨) × 𝛄𝐨 (2.98)
Donde:
fo = Fracción de petróleo.
%(o) = Porcentaje de petróleo.
γo = Gravedad especifica del petróleo.
Determinando la gravedad especifica del petróleo, se tiene la siguiente
ecuación:
𝛄𝐨 =𝟏𝟒𝟏,𝟓
𝟏𝟑𝟏,𝟓+º𝐀𝐏𝐈 (2.99)
Por tanto, la gravedad específica promedio es la contribución de la gravedad
específica de las fracciones de líquidos.
𝛄𝐩𝐫𝐨𝐦 = 𝛄𝐰 + 𝛄𝐨 (2.100)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
164
Donde:
γprom = Gravedad especifica promedio.
Para determinar el nivel estático del fluido, se debe conocer la profundidad por
cada pie de columna, con la siguiente ecuación:
𝐃 =𝐏𝐰𝐬 ×𝟐,𝟑𝟏 𝐩𝐢𝐞𝐬/𝐥𝐩𝐜
𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦) (2.101)
Donde:
D = Profundidad, pies de columna.
El nivel estático del fluido, se tiene con la siguiente ecuación:
𝐍𝐞 = 𝐋 − 𝐃 (2.102)
Donde:
Ne = Nivel estático, Pies.
L = Profundidad total, Pies.
D = Profundidad, Pies de columna.
NOTA: En caso de no existir alguna aclaración referente a las profundidades de
referencia de las presiones, se considera que las mediciones de presión se
realizaron en el fondo del pozo.
Como referencia para seguimiento de los niveles de fluidos en los diferentes
regímenes de producción, es de mucha ayuda elaborar un gráfico de la conversión
de las presiones de la curva de IPR en pies usando la formula anterior, y trazar una
curva de nivel de fluido en función del caudal. La curva debe ser similar a la curva
de IPR.
Debido a un alto GOR, ES IMPORTANTE el cálculo de la cantidad de gas que
el sistema electro sumergible debe manejar dentro de los equipos por lo que se
deben realizar los cálculos de gas.
Calculo de la cantidad de gas en el sistema
La cantidad de gas que el sistema BES manejara es importante por cuanto tiene
impacto tanto en la potencia como en el tamaño de los equipos a instalar. Como
parte inicial se debe determinar el porcentaje de gas libre en volumen en función
de la característica del fluido a manejar, usando Rs, el gas en solución/petróleo, la
característica propia del gas a través del βg, factor volumétrico del gas, y de las
características del petróleo manejado mediante su capacidad de compresión, por
medio del βo, el factor de volumen de formación.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
165
Solubilidad del gas o gas en solución/petróleo.
Para determinar la cantidad de gas que se manejara, se tiene de la siguiente
ecuación:
𝐑𝐬 = 𝛄𝐠 × (𝐏𝐛
𝟏𝟖 ×
𝟏𝟎𝟎,𝟎𝟏𝟐𝟓 × º𝐀𝐏𝐈
𝟏𝟎𝟎,𝟎𝟎𝟎𝟗𝟏 × 𝐓 )𝟏,𝟐𝟎𝟒𝟖
(2.103)
Donde:
Rs = Solubilidad de gas, PCN/BNP.
γg = Gravedad especifica del gas.
Pb = Presión de burbuja, Lpc.
ºAPI = Grados de petróleo.
T = Temperatura, ºF.
La fórmula anterior permite de manera directa y precisa obtener el valor de Rs
en función de las condiciones de operación y de fluido. Posteriormente se debe
realizará un ajuste al valor calculado para obtener un valor corregido de Rs.
Para determinar la presión de entrada de la bomba o presión de sumergencia,
se debe calcular con la siguiente ecuación:
𝐏𝐈𝐏 =𝐡𝐛− 𝐍𝐝 × 𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦)
𝟐,𝟑𝟏 𝐩𝐢𝐞𝐬/𝐥𝐩𝐜 (2.104)
Donde:
PIP = Presion de entrada de la bomba, Lpc
hb = Altura o profundidad de fijación de la bomba, Pies.
Nd = Nivel dinamico, Pies.
Para determinar la presión de entrada de la bomba dividida por la presión de
burbujeo, se tiene la siguiente ecuación:
𝐏𝐈𝐏+𝟏𝟒.𝟕𝐥𝐩𝐜𝐚
𝐏𝐛+𝟏𝟒.𝟕𝐥𝐩𝐜𝐚 (2.105)
Para determinar la presión de burbuja corregida, se tiene la siguiente ecuación:
𝐏𝐛(𝐜𝐨𝐫𝐫) = 𝐏𝐰𝐟 − 𝐏𝐈𝐏 (2.106)
Donde:
Pb(corr) = Presión de burbuja corregida, Lpc.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
166
Para determinar la solubilidad del gas corregida, cuando la presión de burbuja
corregida es la diferencia de presión de fondo fluyente menos la presión de entrada
de la bomba, se tiene de la siguiente ecuación:
𝐑𝐬(𝐜𝐨𝐫𝐫) = 𝛄𝐠 × (𝐏𝐛(𝐜𝐨𝐫𝐫)
𝟏𝟖 ×
𝟏𝟎𝟎,𝟎𝟏𝟐𝟓 × º𝐀𝐏𝐈
𝟏𝟎𝟎,𝟎𝟎𝟎𝟗𝟏 × 𝐓 )𝟏,𝟐𝟎𝟒𝟖
(2.107)
Donde:
Rs(corr) = solubilidad del gas corregida, PCN/BNP.
Para determinar el Factor Volumétrico del Gas, se tiene la siguiente ecuación:
𝐁𝐠 = 𝟓, 𝟎𝟓 × 𝐙 × (𝟒𝟔𝟎+𝐓º𝐅)
(𝐏𝐈𝐏+𝟏𝟒,𝟕𝐥𝐩𝐜𝐚) (2.108)
Donde:
Bg = Factor volumétrico del gas, Pc/pcn.
Z = Factor de Comprensibilidad.
El factor de compresibilidad del gas, se determina con la siguiente ecuación:
𝐙 = (𝟏 + (𝟑𝟒𝟒.𝟒𝟎𝟎 × 𝐏 × 𝟏𝟎𝟏.𝟕𝟖𝟓+ 𝛄𝐠
𝐓𝟑.𝟖𝟐𝟓 ))
−𝟏
(2.109)
Para determinar el Factor Volumétrico del Petróleo, se tiene la siguiente
ecuación:
𝛃𝐨 = 𝟎, 𝟗𝟕𝟐 + 𝟎, 𝟎𝟎𝟎𝟏𝟒𝟕 × 𝐅𝟏,𝟏𝟕𝟓 (2.110)
Donde:
βo = Factor volumétrico del petróleo, By/bn
F = Constante que se requiere para determinar βo.
Para obtener el valor F que es una constante necesaria para determinar el factor
volumétrico de petróleo, se tiene la siguiente ecuación:
𝐅 = 𝐑𝐬(𝐜𝐨𝐫𝐫) × (𝛄𝐠
𝛄𝐨)
𝟎,𝟓
+ 𝟏, 𝟐𝟓(𝐓) (2.111)
Volumen total de Fluido.
Para determinar el gas libre que se encuentra en el sistema se debe calcular el
gas total y el gas en solución con las siguientes ecuaciones:
Determinando el gas total.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
167
𝐆𝐚𝐬𝐭 =𝐐𝐨 × 𝐆𝐎𝐑
𝟏𝟎𝟎𝟎 (2.112)
Donde:
Gast= Gas total, Pc
Qo= Producción deseada, BPD
GOR = Relación gas-petróleo, bajo condiciones de presión y temperatura,
Pcn/Bn
Determinando el gas en solución.
𝐆𝐚𝐬𝐬 =𝐐𝐨 × 𝐑𝐬(𝐜𝐨𝐫𝐫)
𝟏𝟎𝟎𝟎 (2.113)
Donde:
Gass = Gas en solución, Pc
Luego de calcular el gas total y el gas en solución se procede a determinar el
gas líquido, con la siguiente ecuación:
𝐆𝐥 = 𝐆𝐚𝐬𝐭 − 𝐆𝐚𝐬𝐬 (2.114)
Donde:
Gl = Gas libre, Pc
Determinando el volumen de petróleo, gas y agua en la formación, se tiene las
siguientes ecuaciones:
𝐕𝐨 = 𝐕𝐬 × 𝛃𝐨 (2.115)
Donde:
Vo = Volumen de petróleo en formación, Bls.
Vs = Volumen en superficie, Bls.
𝐕𝐠 = 𝐆𝐚𝐬𝐥 × 𝛃𝐠 (2.116)
Donde:
Vg = Volumen de gas en formación, Bls.
𝐕𝐰 = 𝐏𝐫𝐨𝐝𝐝 × %(𝐚) (2.117)
Donde:
Vw = Volumen de agua en formación, Bls.
Prodd = Producción deseada, Bls.
Determinando el volumen total, se tiene la siguiente ecuación:
𝐕𝐭 = 𝐕𝐨 + 𝐕𝐠 + 𝐕𝐰 (2.118)
Donde:
Vt = Volumen total, Bls.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
168
Para determinar el Porcentaje de gas, se tiene la siguiente ecuación:
(𝐕𝐠
𝐕𝐭) (2.119)
Debido al alto porcentaje de gas, es esencial la utilización de un separador de
gas rotativo.
%𝐬𝐞𝐩 × 𝐕𝐠 (2.120)
Donde:
%sep = Porcentaje del separador de gas.
Para determinar el volumen de gas que aun quedaría en la corriente a producir
con el valor obtenido anteriormente, se tiene la siguiente ecuación:
𝐕𝐭 − 𝐕𝐠 (2.121)
A fin de obtener la producción deseada, la bomba se deberá estar dimensionada
para manejar al mínimo. Diseñar la bomba a una producción mayor que Qmax para
bajar a la presión dinámica a cero, y la bomba comenzara a ciclar (trabajo
alternativo). Por lo tanto, a la producción deseada se le debe elegir un régimen de
producción menor.
Se debe efectuar los cálculos de separación de gas para el nuevo régimen de
producción, porque la presión de sumergencia será diferente, por lo tanto, se debe
volver al comienzo.
Rs, la relación gas en solución/petróleo, permanecerá igual que antes, pero Rs
(corregido) será diferente debido a la diferencia en presión de sumergencia.
La profundidad de fijación de la bomba es la misma, pero el nivel dinámico es
varia asumido por debajo de la profundidad de la bomba.
Realizar todo el procedimiento desde el paso 3 hasta determinar un separador
de gas rotativo, que base el régimen de producción para el agotamiento o depleción
de la formación aceptable.
Columna dinámica total
La columna dinámica total, se obtiene de la siguiente ecuación:
𝐓𝐃𝐇 = 𝐇𝐝 + 𝐅𝐭 + 𝐏𝐝 (2.122)
Donde:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
169
TDH = Columna dinámica total, Pies
Hd = Elevación sobre el nivel dinámico de fluido, Pies.
Ft = Pérdida de carga por fricción en la Tubería, Pies. La pérdida de carga por
cada 1000 pies de Tubería.
Pd = Presión de descarga, Pies
Para determinar la elevación sobre el nivel dinámico de fluido, se tiene la
siguiente ecuación:
𝐇𝐝 = 𝐃𝐚𝐭𝐮𝐦 − (𝐏𝐰𝐟 ×𝟐.𝟑𝟏𝐩𝐢𝐞𝐬/𝐥𝐩𝐜
𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦)) (2.123)
Para determinar la pérdida de carga por fricción en la tubería, se tiene por la
figura 2.84 o la siguiente ecuación:
𝐅𝐭 = 𝐃𝐛 × ∅𝐭
𝟏𝟎𝟎𝟎 (2.124)
Donde:
Db = Profundidad de la bomba, Pies.
∅ = Diámetro de la tubería, en Pies.
Para determinar la presión de descarga, se tiene la siguiente ecuación:
𝐏𝐝 = 𝐏𝐰𝐡 𝐱 𝟐,𝟑𝟏 𝐩𝐢𝐞𝐬/𝐥𝐩𝐜
𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦) (2.125)
Selección del tipo de bomba
Consultar la tabla 2.27 y seleccionar la bomba con la mayor eficiencia a la
capacidad estimada
Tamaño óptimo de componentes
En la tabla 2.27, se puede ver que las series de las bombas, sellos y motores.
Las unidades de mayor diámetro serán generalmente la primera opción, si la tasa
de producción cae en el rango de funcionamiento de la bomba.
Luego, usando la tabla 2.28 se puede ver que la tasa de producción deseada se
debe ubicar dentro de los rangos de capacidad recomendada para el tipo de
bomba.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
170
Figura 2.84 Pérdida de carga por fricción en la tubería
Tabla 2.27 Especificaciones de equipo BES
T.R APT
DIAM. EXT.
PESO SERIE DE EQUIPO QUE ADAPTA TAMAÑO MÁXIMO RECOMENDADO PARA CABLE REDONDO CON VARIOS TAMAÑO DE T.P
LBS/PIES
KG/M MOTOR SECCIÓN SELLO
BOMBA 2- 3/8” 2 -7/8” 3 -1/2” 2 -3/8” 2-7/8” 3-1/2” 4-1/2” 5-1/2” 7”
4 – ½”
(114.3MM)
9.5 10.5 11.6
14.1 15.6 17.3
375 338 338 - - -
- - -
- - -
- - -
- - -
- - -
- - -
- - -
- - -
5 – ½”
(139.7MM)
20.0 17.0 15.5 14.0
29.9 25.3 23.0 20.7
375, 450
338,400 338, 400
1 1 1 1
- 6 6 6
- - - -
1 1 1 1
6 4 4 2
- - - -
- - - -
- - - -
- - - -
6 – 5/8” (168.3MM)
28.0 41.7 375, 450
338,400 338, 400
1 1 6 1 1 4 - - -
26.0 24.0
38.7 35.8
450, 544
400,513 400, 513
1 1 1
1 1 1
4 4 1
- 1 1
1 1 1
- 1 1
- - -
- - -
- - - 20.0 29.9 400,
513, 562
7”
(177.8MM)
32.0 29.0 26.0
47.6 43.3 38.7
450, 544, 562
400,513
400, 513
1 1 1
1 1 1
2 1 1
1 1 1
1 1 1
1 1 1
- - -
- - -
- - -
23.0 20.0 17.0
34.1 29.9 25.3
400, 513, 562
1 1 1
1 1 1
1 1 1
1 1 1
1 1 1
1 1 1
- - -
- - -
- - -
7 – 5/8” (193.7MM)
39.0 33.7 29.7 26.4 24.0 20.0
58.1 50.2 44.3 34.4 35.8 29.9
450, 544, 562
400,513
450, 544, 562
1 1 1 1 1 1
1 1 1 1 1 1
1 1 1 1 1 1
1 1 1 1 1 1
1 1 1 1 1 1
1 1 1 1 1 1
4 2 1 1 1 -
- - - - - -
- - - - - -
8 – 5/8”
(219.1MM)
49.0 44.0 40.0 36.0 32.0
72.8 65.6 59.4 53.5 47.6
450,544,
562 y 725
400,513 y 675
450,544,562 y 675
1 1 1 1 1
1 1 1 1 1
1 1 1 1 1
1 1 1 1 1
1 1 1 1 1
1 1 1 1 1
1 1 1 1 1
4 2 1 1 1
- - - 1 1
10 – ¾”
(273.0MM)
55.5 32.7
82.7 48.5
450,544,
562 y 725
400,513,675 y 825
400,513,562,675
y 825
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
13 – 3/8”
(339.8MM)
83.0 48.0
123.4 71.5
400,513,562,675,
825 y 1025
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
Compendio Producción de Hidrocarburos II
171
Tabla 2.28 Rango de operación de la Bomba
De la figura 2.85, curva de desempeño de la bomba correspondiente a los Hertz
(Hz) para el tipo de bomba, se determina a la tasa de producción deseada, la altura
de la columna por etapas y el consumo de potencia por etapas. El número de
etapas requeridas para la bomba en este sistema, se tiene con la siguiente
ecuación:
𝐍º𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬 = 𝐓𝐃𝐇
𝐡/𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬 (2.126)
Donde:
Nºetapas= Numero de etapas, Etapas.
h = Altura, Pies/etapas.
SERIE
TIPO
CAUDAL DE FLUJO A MEJOR EFICIENCIA
RANGO DE OPERACION
60Hz (BPD)
50Hz
𝐌𝟑/D
60Hz (BPD)
50Hz
𝐌𝟑/D
338
DC800 DC1000 DC1250 DC2200 DC2500
750 950
1250 2270 2400
99 126 165 300 318
550 700 950
1250 1500
950 1300 1700 2750 3100
73 93
126 166 199
126 172 225 364 411
400
FS400 FS650 FS925
FS1200 FS1650 FC450 FC650 FC925
FC1200 FC1600 FC2200 FC2700 FC4300 FC6000
400 625 925
1160 1550 450 650 925
1140 1550 2250 2650 4300 5600
53 83
122 154 205 59 86
122 151 205 297 350 568 740
180 450 700 800
1200 200 450 700 950
1200 1500 1800 300
3600
530 850
1200 1520 2100 650 850
1150 1550 2100 2800 3500 5200 6800
24 60 93
106 159 27 60 93
126 159 199 238 397 477
70 113 159 201 278 83
113 153 205 278 371 464 689 901
513
GS2300 GC1150 GC1700 CG2200 GC2900 GC3000 GC3500 GC4100 GC6100 GC8200
GC10000
2400 1180 1750 2200 2850 2900 3600 4000 6100 8100 9000
317 156 231 291 377 383 476 529 808
1070 1193
1500 750
1300 1500 1800 2200 2200 2500 3650 4400 4400
3000 1500 2200 3000 3500 3600 4700 5600 8100
10300 12000
199 99 72
199 239 291 291 331 484 583 583
398 199 292 397 464 477 623 742
1073 1365 1590
562
KC12000 KC15000 KC16000 KC20000
12000 14500 16000 19000
1590 1916 2133 2518
9500 11250 11250 17500
14500 18750 20000 24000
1259 1490 1490 2319
1921 2500 2649 3180
675
HC7000 HC9000
HC12000 HC19000 HC27000 HC35000
6750 8750
11500 19400 28000 35500
892 1159 1520 2571 3710 4705
4500 6000 7500
12000 23500 31000
9000 11500 15000 24500 33000 46000
596 800
1000 1590 3114 4108
1192 1533 1987 3246 4373 6096
875 IA600 IB700
21000 24500
2783 3246
10300 12700
27500 32200
1365 1693
3643 4266
1025 JA1100 JB1300
36500 43000
4836 5698
19200 19900
45900 58900
2544 2653
6081 7853
Compendio Producción de Hidrocarburos II
172
Una vez, determinado el número de etapas, se puede calcular la potencia al
freno de la bomba, con la siguiente ecuación:
𝐁𝐇𝐏 =𝐁𝐇𝐏
𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬× 𝐍º𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬 × 𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦) (2.127)
Donde:
BHP = Potencia al freno de la bomba, BHP.
Figura 2.85 Curva de desempeño de la bomba
Selección de la sección sello y del motor.
Normalmente la serie de la sección sello es la misma que la de la bomba, sin
embargo existen excepciones y hay adaptadores especiales para conectar las
unidades de diferentes series o de diferentes fabricantes.
En la figura 2.86, se determina el requerimiento de potencia para la sección sello
es función de la altura dinámica total producida por la bomba.
Refiriéndose a la tabla 2.29, se puede observar el tamaño disponible del motor
y la serie. Este motor estará cargado aproximadamente 95% durante el
funcionamiento normal. Se debe tener precaución cuando se selecciona un motor
Compendio Producción de Hidrocarburos II
173
que estará sobrecargado durante su funcionamiento normal, dado que esta
condición de sobrecarga generalmente resulta ser una vida útil reducida.
Figura 2.86 Altura dinámica total de la Bomba.
Límites de carga.
Para los límites de carga se debe controlar la tabla 2.30 de límites máximos de
carga, y verificar que todos los componentes operativos estén dentro de los límites
de diseño.
Tamaño, HP Voltios/Amps Longitud Peso
60Hz 50Hz 60Hz 50Hz Pies Mts Lbs Kg
35
35
29
29
460/44
1250/16
383/44
1042/16
5.4
5.4
1.65
1.65
383
383
174
174
50
50
42
42
460/63
1250/23
383/63
1041/23
6.8
6.8
2.08
2.08
486
486
221
221
Compendio Producción de Hidrocarburos II
174
65
65
54
54
805/47
1250/30
671/47
1042/30
8.3
8.3
2.52
2.52
590
590
268
268
82
82
68
68
780/60
1230/38
650/60
1025/38
9.7
9.7
2.95
2.95
693
693
314
314
100
100
83
83
805/72
2145/27
671/82
1787/27
11.1
11.1
3.39
3.39
796
796
361
361
115
115
96
96
780/85
2030/33
650/85
1692/33
12.5
12.5
3.82
3.82
899
899
408
408
130
130
108
108
1250/60
2145/35
1042/60
1787/35
14.0
14.0
4.26
4.26
1003
1003
455
455
150
150
125
125
1205/72
2210/39
1004/72
1842/39
15.4
15.4
4.69
4.69
1106
1106
502
502
165
165
137
137
1115/85
2230/43
929/85
1858/43
16.8
16.8
5.13
5.13
1209
1209
548
548
180
180
150
150
1230/84
2210/47
1025/84
1842/47
18.2
18.2
5.56
5.56
1312
1312
595
595
195
195
162
162
1055/105
2145/52
879/105
1787/52
19.7
19.7
6.0
6.0
1415
1415
642
642
225
225
187
187
1230/105
2190/59
1025/105
1825/59
22.5
22.5
6.87
6.87
1622
1622
736
736
255
255
212
212
1405/105
2145/69
1171/105
1787/69
25.4
22.4
7.74
7.74
1828
1828
829
829
Tabla 2.29 Motores serie 562
Series 60Hz 50Hz
Sell
o
Bomba Zapatilla
s solida
Zapato
de
pivote
Almohadilla
de oscilación
Zapatilla
s solida
Zapato de
pivote
Almohadilla
de oscilación
338 338 10.400’ - - 3170M - -
400 7.005’ - - 2135M - -
400
338 13.380’ - 23.905’ 4078M - 7286M
400 9.052 - 16.100’ 2760M - 4907M
513 5.573’ - 9.960’ 1697 - 3035M
513
400 14.003’ - 20.760’ 4268M - 6328M
513 9.993’ 15.989’ 19.180’ 3046M 4873M 5846M
562 5.431’ 8.690’ 10.400’ 1656M 2650M 3170M
Limitación de carga de la siguiente serie de bombas se basa en el número de etapas
según el tipo de bomba
675 Serie de la bomba / 513 Serie del sello
Compendio Producción de Hidrocarburos II
175
A-177 20etapas 32etapas 42etapas 28etapas 46etapas 61etapas
P-320A 22etapas 35etapas 46etapas 31etapas 50etapas 66etapas
R-330 26etapas 41etapas 55etapas 37etapas 59etapas 79etapas
L-500 29etapas 47etapas 62etapas 42etapas 67etapas 89etapas
675
Limitación de carga de la siguiente serie de bombas se basa en el número de etapas
según el tipo de bomba
675 Serie de la bomba / 675 Serie del sello
A.177 37etapas 59etapas 66etapas 54etapas 84etapas 95etapas
P-320A 40etapas 64etapas 73etapas 59etapas 93etapas 105etapas
R-330 48etapas 77etapas 87etapas 70etapas 110etapas 125etapas
L-500 55etapas 87etapas 98etapas 79etapas 125etapas 180etapas
875 Serie de la bomba / 675 Serie del sello
IA-600 17etapas 25etapas 30etapas 24etapas 36etapas 43etapas
IB-700 16etapas 24etapas 29etapas 23etapas 35etapas 42etapas
1025 Serie de la bomba / 675 Serie del sello
JA-
1100
9etapas 13etaps 16etapas 13etapas 19etapas 23etapas
JB-
1300
9etapas 13etaps 16etapas 13etapas 19etapas 23etapas
Tabla 2.30 Limitación de potencia en el eje60Hz (50Hz)
Series 338 375 400 450 513 544 562 675 725 875 1025
Bomba 80
(67)
- 197
(164)
- 409
(340)
- 1017
(847)
1017
(847)
- 1414
(1178)
1414
(1178)
Sello 171
(142)
- 287
(239)
- 550
(417)
- - 1145
(955)
- 1145
(955)
-
Motor - 247
(206)
- 422
(351)
- 714
(595)
714
(595)
- 1524
(1272)
- -
Tabla 2.31 Limitación de la presión
Serie 338 387 400 513 562 675 875 1025
PSI 4310 3380 5020 4970 3510 2680 4315 3054
Figura 2.32 Limites de cargas
Cable eléctrico de potencia
La selección de un cable requiere de una solución de compromiso entre el
tamaño del cable, las pérdidas y el costo del cable. El tamaño adecuado del cable
Compendio Producción de Hidrocarburos II
176
depende de factores combinados de caída en el voltaje, amperaje y espacio
disponible entre las uniones de la tubería de producción y la tubería de
revestimiento. La figura 2.87 Muestra la caída de voltaje en diferentes tamaños de
cables.
Figura 2.87 Caída de voltaje en el cable de potencia
Se recomienda que, para el amperaje del motor seleccionado y la temperatura
de fondo del pozo dada, la selección de un tamaño de cable sea tal de asegurar
una caída de voltaje de menos de 30 voltios por 1000 pies para asegurar la
capacidad de transporte de corriente del cable. Sin embargo, para los pozos
Compendio Producción de Hidrocarburos II
177
profundos se recomiendo buscar una caída de voltaje en el cable menor al 15% del
voltaje de placa del motor. Si la caída de voltaje es entre 15% y 19% se podrá
requerir de un controlador de velocidad variable. Conociendo las condiciones del
cable se determina la caída de voltaje, con la siguiente ecuación:
𝐂𝐯 = 𝐂𝐯𝐜 ×𝐃𝐛 ×𝐓𝐟
𝟏𝟎𝟎𝟎 (2.128)
Donde:
Cv = Caída de voltaje, Voltios.
Cvc = Caída de voltaje en el cable, Voltios/1000pies.
Tf = Temperatura de fondo, ºF.
Para la temperatura de fondo con el valor dado como dato se obtiene de la
siguiente tabla 2.31
Temp. ºF
(ºC)
Factor de
multiplicación
Temp. ºF
(ºC)
Factor de
multiplicación
Temp. ºF
(ºC)
Factor de
multiplicación
100 (38) 1.070 170 (77) 1.223 240 (116) 1.376
110 (43) 1.092 180 (82) 1.245 250 (121) 1.398
120(49) 1.114 190 (88) 1.267 260 (127) 1.420
130 (54) 1.136 200 (93) 1.288 270 (132) 1.441
140 (60) 1.157 210 (99) 1.310 280 (138) 1.463
150 (66) 1.179 220 (104) 1.332 290 (143) 1.485
160 (71) 1.201 230 (110) 1.354 300 (159) 1.507
Tabla 2.33 Temperatura de fondo con el factor de multiplicación7
Con la figura 2.88 se determina la temperatura de pozo vs corriente.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
178
Figura 2.88 Corrección de la corriente por temperatura
Luego podemos determinar el voltaje de superficie requerido, que es igual al
voltaje de placa del motor más la caída del voltaje, como se muestra en la ecuación:
𝐕𝐬𝐮𝐩 = 𝐕𝐦 + 𝐂𝐯 (2.129)
Donde:
Vsup = Voltaje de superficie, Voltios.
Vm= Voltaje del motor, Voltios.
Determinando KVA requeridos para el procedimiento del diseño, se obtiene de
la siguiente ecuación:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
179
𝐊𝐕𝐀 = 𝐕𝐬𝐮𝐩 × 𝐀𝐦 × 𝟏.𝟕𝟑
𝟏𝟎𝟎𝟎 (2.130)
Donde:
Am = Amperios del motor, Amperios.
Ejemplo de un diseño de alto porcentaje de agua de un sistema de bombeo
electrosumergible.
Datos
Revestidor de producción: 7 pulgs Peso: 32 Lbs/pies.
Intervalos de perforaciones: 5300 pies a 5400 pies de profundidad vertical.
Tubería de producción: 2 - 7/8 pulgs
Profundidad de asentamiento de la bomba: 5200 pies
Profundidad de referencia (Datum): 5350 pies
Profundidad total: 6200 pies
Producción Actual: 900 BPD
Presión en el cabezal: 150 lpc.
Presión estática: 1650 lpc.
Presión fluyente: 985 lpc.
RAG: No hay
Corte de agua: 90%
API del petróleo: 30°
Temperatura de fondo: 180 °F
Gravedad especifica del agua: 1.02
Gravedad especifica del gas: No hay
Presión de Burbuja: No hay
Producción deseada: 2000 BPD
Nivel dinámico: 4900pies
Voltaje primario: 7200 /12470 voltios
Frecuencia: 60 Hz
Capacidad de la fuente de energía: Sistema estable
Construcción de la Curva de Comportamiento de Afluencia.
Determinando el índice de productividad:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
180
𝐉 =Ql
𝐏𝐰𝐬 − 𝐏𝐰𝐟
Sustituyendo valores en la ecuación 2.95 se tiene:
𝐉 =𝟗𝟎𝟎𝐁𝐏𝐃
𝟏𝟔𝟓𝟎𝐥𝐩𝐜 − 𝟗𝟖𝟓𝐥𝐩𝐜= 𝟏. 𝟑𝟓 𝐁𝐏𝐃/𝐥𝐩𝐜
Determinando la tasa de producción máxima cuando la presión de fondo fluyente
es cero:
𝐐𝐦𝐚𝐱 = 𝐉 × (𝐏𝐰𝐬 − 𝐏𝐰𝐟 )
Sustituyendo en la ecuación 2.96, se tiene:
𝐐𝐦𝐚𝐱 = 𝟏. 𝟑𝟓𝐁𝐏𝐃/𝐥𝐩𝐜 × (𝟏𝟔𝟓𝟎𝐥𝐩𝐜 − 𝟎𝐥𝐩𝐜 ) = 𝟐𝟐𝟑𝟑 𝐁𝐏𝐃
Luego hallar la presión de fondo fluyente con la producción deseada de
2000BPD
𝐏𝐰𝐟 = 𝐏𝐰𝐬 − (Qd
J)
Sustituyendo valores en la ecuación 2.95, se tiene:
𝐏𝐰𝐟 = 𝟏𝟔𝟓𝟎𝐥𝐩𝐜 − (𝟐𝟎𝟎𝟎𝐁𝐏𝐃
𝟏. 𝟑𝟓𝐁𝐏𝐃/𝐥𝐩𝐜) = 𝟏𝟔𝟗 𝐋𝐩𝐜
Con la información obtenida se puede construir la curva de
comportamiento de afluencia.
Obtener la Relación entre Nivel de Fluido y Producción.
Determinando la fracción de agua:
𝐟𝐰 = %(𝐰) × 𝛄𝐰
Sustituyendo valores en la ecuación 2.97, se tiene:
𝐟𝐰 = 𝟎. 𝟗𝟎 × 𝟏. 𝟎𝟐 = 𝟎. 𝟗𝟐
Dado que el porcentaje de agua es 90% para este ejemplo, el porcentaje de
petróleo es 10%. Para determinar la fracción de petróleo con la siguiente ecuación:
𝐟𝐨 = %(𝐨) × 𝛄𝐨
Sustituyendo valores en la ecuación 2.98, se tiene:
𝐟𝐨 = 𝟎. 𝟏𝟎 × 𝟎. 𝟖𝟖 = 𝟎. 𝟎𝟖
Determinando la gravedad especifica del petróleo:
𝛄𝐨 =𝟏𝟒𝟏, 𝟓
𝟏𝟑𝟏, 𝟓 + º𝐀𝐏𝐈
Sustituyendo valores en la ecuación 2.99, se tiene:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
181
𝛄𝐨 =𝟏𝟒𝟏,𝟓
𝟏𝟑𝟏,𝟓+𝟑𝟎º= 𝟎. 𝟖𝟖
Determinando la gravedad promedio:
𝛄𝐩𝐫𝐨𝐦 = 𝛄𝐰 + 𝛄𝐨
Sustituyendo valores en la ecuación 2.100, se tiene:
𝛄𝐩𝐫𝐨𝐦 = 𝟎. 𝟗𝟐 + 𝟎. 𝟎𝟖 = 𝟏
Determinando la profundidad por cada pie de columna:
𝐃 =𝐏𝐰𝐬 × 𝟐, 𝟑𝟏 𝐩𝐢𝐞𝐬/𝐥𝐩𝐜
𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦)
Sustituyendo en la ecuación 2.101, se tiene:
𝐃 =𝟏𝟔𝟓𝟎𝐥𝐩𝐜 ×𝟐,𝟑𝟏 𝐩𝐢𝐞𝐬/𝐥𝐩𝐜
𝟏= 𝟑𝟖𝟏𝟐𝐩𝐢𝐞𝐬
Determinando el nivel estático:
𝐍𝐞 = 𝐋 − 𝐃
Sustituyendo en la ecuación 2.102, se tiene:
𝐍𝐞 = 𝟔𝟐𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 − 𝟑𝟖𝟏𝟐𝐩𝐢𝐞𝐬 = 𝟐𝟑𝟖𝟖𝐩𝐢𝐞𝐬
Determinando la presión de entrada de la bomba:
𝐏𝐈𝐏 =𝐡𝐛 − 𝐍𝐝 × 𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦)
𝟐, 𝟑𝟏 𝐩𝐢𝐞𝐬/𝐥𝐩𝐜
Sustituyendo valores en la ecuación 2.104, se tiene:
𝐏𝐈𝐏 =𝟓𝟐𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 − 𝟒𝟗𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 × 𝟏
𝟐, 𝟑𝟏𝐩𝐢𝐞𝐬𝐥𝐩𝐜
= 𝟏𝟑𝟎𝐋𝐩𝐜
Cálculo de la cantidad de gas en el sistema
Para el cálculo de la cantidad de gas no se realiza dado que el ejemplo planteado
es a alta producción de agua.
Columna dinámica total
Para determinar la columna dinámica total:
𝐓𝐃𝐇 = 𝐇𝐝 + 𝐅𝐭 + 𝐏𝐝
Para determinar la elevación sobre el nivel dinámico de fluido:
𝐇𝐝 = 𝐃𝐚𝐭𝐮𝐦 − ( 𝐏𝐰𝐟 × 𝟐. 𝟑𝟏𝐥𝐩𝐜/𝐩𝐢𝐞
𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦))
En este ejemplo el nivel dinámico es asumido, por lo tanto seria:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
182
𝐇𝐝 = 𝟓𝟑𝟓𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 − ( 𝟏𝟔𝟗𝐥𝐩𝐜 × 𝟐.
𝟑𝟏𝐥𝐩𝐜𝐩𝐢𝐞
𝟏) = 𝟒𝟗𝟔𝟎 𝐩𝐢𝐞𝐬
Para determinar la pérdida de carga por fricción en la tubería, se tiene por la
figura 2.84.
En este ejemplo la pérdida de carga por cada 2000 pies de Tubería 2
7/8pulgadas, es (34,5 pies/1000) el cual se determina con la siguiente ecuación:
𝐅𝐭 = 𝐃𝐛 × ∅
𝟏𝟎𝟎𝟎
Sustituyendo en la ecuación 2.124, se tiene:
𝐅𝐭 = 𝟓𝟐𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬×𝟑𝟒.𝟓𝐩𝐢𝐞𝐬
𝟏𝟎𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 = 𝟏𝟕𝟗 Pies
Para determinar la presión de descarga, se tiene la siguiente ecuación:
𝐏𝐝 = 𝐏𝐰𝐡 × 𝟐,𝟑𝟏 𝐩𝐢𝐞𝐬/𝐥𝐩𝐜
𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦)
Sustituyendo en la ecuación 2.125, se tiene:
𝐏𝐝 = 𝟏𝟓𝟎𝐥𝐩𝐜 × 𝟐, 𝟑𝟏
𝐩𝐢𝐞𝐬𝐥𝐩𝐜
𝟏 = 𝟑𝟒𝟕 𝐩𝐢𝐞𝐬
Sustituyendo valores para determinar TDH:
𝐓𝐃𝐇 = 𝟒𝟗𝟔𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 + 𝟏𝟕𝟗𝐩𝐢𝐞𝐬 + 𝟑𝟒𝟕𝐩𝐢𝐞𝐬 = 𝟓𝟒𝟖𝟔 𝐩𝐢𝐞𝐬
Selección del tipo de bomba
Consultar tabla y seleccionar la bomba con la mayor eficiencia a la capacidad
estimada. Elegir la bomba Tablas 2.27, para la selección se debe considerar el
diámetro 7pulgs el peso de 23Lbs/pies. Instalar un Motor de serie 450 y una Bomba
serie 400.
Luego, usando la tabla 2.28, dado que la bomba es de 400 y la serie de 513 es
la más aproximada, a una tasa de producción deseada de 2000BPD, el tipo de
bomba que más se aproxima a la producción deseada es GC-2200 con un rango
óptimo de 1500 a 2500BPD a 60 Hz.
Tamaño óptimo de componentes
La figura 2.85, es la curva de desempeño de la bomba correspondiente a 60Hz
para la bomba tipo GC- 2200BPD. Utilizando la curva encontrar a la tasa
Compendio Producción de Hidrocarburos II
183
producción deseada de 2000 BPD, la altura de columna por etapa y el consumo de
potencia por etapa.
𝐍º𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬 = 𝐓𝐃𝐇
𝐡/𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬
Sustituyendo en la ecuación 2.126, se tiene:
𝐍º𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬 = 𝟓𝟒𝟖𝟔𝐩𝐢𝐞𝐬
𝟒𝟑𝐩𝐢𝐞𝐬/𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬= 𝟏𝟐𝟖 𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬
Nºetapas= Numero de etapas, Etapas.
h = Altura, pies/etapas.
Una vez, determinado el número de etapas, se puede calcular la potencia al
freno de la bomba, con la siguiente ecuación:
𝐁𝐇𝐏 =𝐁𝐇𝐏
𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬× 𝐍º𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬 × 𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦)
Sustituyendo valores en la ecuación 2.127 Se tiene:
𝐁𝐇𝐏 = 𝟏. 𝟏𝟕𝐁𝐇𝐏
𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬× 𝟏𝟐𝟖º𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬 × 𝟏 = 𝟏𝟓𝟎 𝐁𝐇𝐏
Donde:
BHP = Potencia al freno de la bomba, BHP.
Selección de la sección sello y del motor.
Normalmente la serie de la sección sello es la misma que la de la bomba, sin
embargo existen excepciones y hay adaptadores especiales para conectar las
unidades de diferentes series o de diferentes fabricantes.
En la figura 2.86 Se determina el requerimiento de potencia para la sección sello
es función de la altura dinámica total producida por la bomba.
Refiriéndose a la tabla 2.29 Se puede observar el tamaño disponible del motor
y la serie. Este motor estará cargado aproximadamente 95% durante el
funcionamiento normal. Se debe tener precaución cuando se selecciona un motor
que estará sobrecargado durante su funcionamiento normal, dado que esta
condición de sobrecarga generalmente resulta ser una vida útil reducida. (150BHP,
2210voltios, 39amp).
Límites de carga.
Para los límites de carga se debe controlar la tabla 30 de límites máximos de
carga, y verificar que todos los componentes operativos estén dentro de los límites
de diseño.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
184
Cable eléctrico de potencia
Para determinar el tamaño adecuado del cable se busca en la figura 2.87 la
caída de voltaje en diferentes tamaños de cables. (Cable Nº4)
Luego de haber seleccionado el cable nº 4 que tiene una caída de voltaje de
17volyios/1000pies añadiendo 200pies de cable para las conexiones de superficie
y corrigiendo a la temperatura de 180ºF a 193ºF en el conductor, con la siguiente
ecuación:
𝐂𝐯 = 𝐂𝐯𝐜 ×𝐃𝐛 ×𝐓𝐟
𝟏𝟎𝟎𝟎
Sustituyendo valores en la ecuación 2.128, se tiene:
𝐂𝐯 = 𝟏𝟕𝐯𝐨𝐥𝐭𝐢𝐨𝐬 × 𝟓𝟒𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 × 𝟏. 𝟐𝟔𝟕
𝟏𝟎𝟎𝟎= 𝟏𝟏𝟔 𝐯𝐨𝐥𝐭𝐢𝐨𝐬
Para la temperatura de fondo 193ºF con el valor dado como dato se obtiene de
la siguiente tabla 2.31 el factor de multiplicación es 1.267.
Con la figura 2.88 se determina la temperatura de pozo vs corriente entrando
con la temperatura de fondo del sistema 180ºF e interceptando con la temperatura
corregida en el conductor 193ºF se obtiene la corriente 38Amp.
Luego podemos determinar el voltaje de superficie requerido, que es igual al
voltaje de placa del motor más la caída del voltaje, como se muestra en la ecuación:
𝐕𝐬𝐮𝐩 = 𝐕𝐦 + 𝐂𝐯
Sustituyendo valores en la ecuación 2.129, se tiene
𝐕𝐬𝐮𝐩 = 𝟐𝟐𝟏𝟎𝐯𝐨𝐥𝐭𝐢𝐨𝐬 + 𝟏𝟏𝟔𝐯𝐨𝐥𝐭𝐢𝐨𝐬 = 𝟐𝟑𝟐𝟔 𝐯𝐨𝐥𝐭𝐢𝐨𝐬
Determinando KVA requeridos para el procedimiento del diseño, se obtiene de
la siguiente ecuación:
𝐊𝐕𝐀 = 𝐕𝐬𝐮𝐩 × 𝐀𝐦 × 𝟏. 𝟕𝟑
𝟏𝟎𝟎𝟎
Sustituyendo valores en la ecuación 2.130, se tiene:
𝐊𝐕𝐀 = 𝟐𝟑𝟐𝟔𝐯𝐨𝐥𝐭𝐢𝐨𝐬 × 𝟑𝟓𝐀𝐦𝐩 × 𝟏.𝟕𝟑
𝟏𝟎𝟎𝟎= 𝟏𝟒𝟏𝐊𝐕𝐀
2.4. Bombeo De Cavidad Progresiva (BCP)
El Bombeo por Cavidad Progresiva (BCP) proporciona un método de
levantamiento artificial eficiente, que se puede utilizar en la producción de fluidos
muy viscosos y posee pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es
relativamente sencillo, Un sistema BCP consta básicamente de un cabezal de
Compendio Producción de Hidrocarburos II
185
accionamiento en superficie y una bomba de fondo compuesta de un rotor de
acero, en forma helicoidal de paso simple y sección circular, que gira dentro de un
estator de elastómero vulcanizado.
Las operaciones de la bomba sencilla; a medida que el rotor gira
excéntricamente dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las
superficie de ambos, para mover el fluido desde la succión de la bomba hasta su
descarga.
2.4.1. Tipos de instalación BCP
2.4.1.1. Instalación convencional.
En la instalación convencional, primero se baja la tubería de producción se la
ancla con un packers luego de la fijación se baja el estator y rotor que son
instalados de forma separada; en este tipo de instalación se demora y consume
más tiempo y en consecuencia mayor inversión, las varillas son las que
proporcionan el movimiento giratorio, son enroscadas al rotor generando el
movimiento giratorio que el sistema exige para ponerse en marcha. Este tipo de
instalación como se muestra en la figura 2.89, hoy en día ya no es tan usada por
el tiempo que consume, mientras que la instalación insertable es el que lo ha
suplantado.
Figura 2.89 Instalación Convencional
2.4.1.2. Instalación Insertable.
En la configuración de bombas insertables el estator se baja al fondo del pozo
conjuntamente con el resto del sistema de subsuelo. En otras palabras, la bomba
completa es instalada con la sarta de varillas sin necesidad de remover la columna
de tubería de producción, minimizando el tiempo de intervención y, en
consecuencia, el costo asociado ha dicho trabajo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
186
La bomba es la misma que en la configuración convencional con la diferencia
de que viene adaptada a un sistema de acople que permite obtener un equipo
totalmente ensamblado como una sola pieza como se muestra en la figura 2.90. Al
rotor se le conecta una extensión de varilla la cual sirve como apoyo al momento
de espaciado de la bomba. Los acoples superior e inferior de esta extensión sirven
de guía y soporte para la instalación de este sistema.
Figura 2.90 Instalación Insertable
2.4.2. Ventajas del bombeo por cavidad progresiva
Producción de fluidos altamente viscosos (2000-500000) centipoises.
Los costos operativos son también mucho más bajos. Se señala ahorros de
energía de hasta 60% al 75% comparado con unidades convencionales de bombeo
eficiente. El sistema de accionamiento es también eficiente a causa de que la
varillas de bombeo no se levantan y bajan, solo giran.
Los costos de transporte son también mínimos, la unidad completa puede
ser transportada con una camioneta
Opera eficientemente con arena debido a la resiliencia del material del
estator y al mecanismo de bombeo.
La presencia de gas no bloquea la bomba, pero el gas libre a la succión
resta parte de su capacidad, como sucede con cualquier bomba, causando una
aparente ineficiencia.
Amplio rango de producción para cada modelo, rangos de velocidades
recomendados desde 25 hasta 500 RPM, lo que da una relación de 20 a 1 en los
caudales obtenidos. Este rango se puede obtener sin cambio de equipo.
La ausencia de pulsaciones en la formación cercana al pozo generará
menor producción de arena de yacimientos no consolidados. La producción de flujo
constante hacen más fácil la instrumentación.
El esfuerzo constante en la sarta con movimientos mínimos disminuye
el riesgo de fallas por fatiga y la pesca de varillas de bombeo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
187
Su pequeño tamaño y limitado uso de espacio en superficies, hacen que la
unidad BPC sea perfectamente adecuada para locaciones con pozos múltiples y
plataformas de producción costa fuera.
El bajo nivel de ruido y pequeño impacto visual la hace ideal para áreas
urbanas.
Ausencia de partes recíprocante evitando bloqueo o desgaste de las partes
móviles.
Simple instalación y operación.
2.4.3. Desventajas del bombeo por cavidad progresiva
Resistencia a la temperatura de hasta 280°F o 138°C (máxima de 350°F o
178°C).
Alta sensibilidad a los fluidos producidos (elastómeros pueden hincharse o
deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por períodos prolongados de tiempo).
Tendencia del estator a daño considerable cuando la bomba trabaja en seco
por períodos de tiempo relativamente cortos (que cuando se obstruye la succión
de la bomba, el equipo comienza a trabajar en seco).
Desgaste por contacto entre las varillas y la cañería de producción en pozos
direccionales y horizontales.
Requieren la remoción de la tubería de producción para sustituir la bomba
(ya sea por falla, por adecuación o por cambio de sistema).
Sin embargo, estas limitaciones están siendo superadas cada día con
el desarrollo de nuevos productos y el mejoramiento de los materiales y diseño de
los equipos. En su aplicación correcta, los sistemas de bombeo por cavidades
progresivas proveen el más económico método de levantamiento artificial si se
configura y opera apropiadamente.
2.4.4. Parámetros de aplicación
Por ser un pozo reciente se tiene poca experiencia y conocimiento de campo.
Usado principalmente en el desagüe de pozos de gas.
Limitados solo para yacimientos pocos profundos, posiblemente 5000pies.
No es posible usar dinamómetros y cartas de apagado de bombas.
Limitado por el elastómero del estator, se usa por debajo de 250*f.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
188
Restringidos para tasas relativamente pequeñas.
2.4.5. Componentes del Bombeo Por Cavidad Progresiva
Los componentes que conforma el método de Bombeo mecánico se dividen en
dos categorías: Equipos de superficie y equipos de subsuelo.
Figura 2.91 Diagrama esquemático de los equipos de superficie y subsuelo del BCP
2.4.5.1. Equipos de superficie
En la instalación de un sistema BCP se hace necesario colocar correctamente
los equipos de superficie que sean capaces de proveer la energía requerida por el
sistema. Esto significa que deben poder suspender la sarta de varillas y soportar
la carga axial del equipo de fondo, entregar la torsión requerida y rotar al vástago
a la velocidad requerida y prevenir la fuga de fluidos en la superficie. Los
componentes de superficie se dividen en tres sistemas: Cabezal de rotación;
Sistema de transmisión y Sistema de frenado.
Cabezal de rotación: El cabezal de rotación debe ser diseñado para manejar las
cargas axiales de las varillas, el rango de velocidad a la cual debe funcionar, la
capacidad de freno y la potencia necesaria. Este es un equipo de accionamiento
mecánico instalado en la superficie directamente sobre la cabeza del pozo.
Consiste en un sistema de rodamientos o cojinetes que soportan la carga axial del
sistema, un sistema de freno (mecánico o hidráulico) que puede estar integrado a
Compendio Producción de Hidrocarburos II
189
la estructura del cabezal o ser un dispositivo externo. En la figura 2.92 se muestra
un cabezal de rotación.
La torsión se halla transferida a la sarta de varillas mediante una mesa porta
grampa. El movimiento del mismo dentro del eje hueco permite el ajuste vertical de
la sarta de varillas de succión (a semejanza del sistema buje de impulso/vástago
de perforación). El peso de la sarta de varillas se halla suspendido a una grampa,
provisto de cuatro pernos. La barra se puede levantar a través del cabezal a fin de
sacar el rotor del estator y lavar la bomba por circulación inversa.
Figura 2.92 Cabezal de rotación
Sistema de transmisión
Como sistema de transmisión se conoce el dispositivo utilizado para transferir la
energía desde la fuente de energía primaria (motor eléctrico o de combustión
interna) hasta el cabezal de rotación. Para la transmisión de torsión de una
máquina motriz a una máquina conducida, existen al menos tres métodos muy
utilizados: Transmisión con engranajes, correas flexibles de caucho reforzado y
cadenas de rodillos.
Dependiendo de la potencia, posición de los ejes, relación de transmisión,
sincrónica, distancia entre ejes y costo; se seleccionará el método a utilizar. En la
mayoría de las aplicaciones donde es necesario operar sistemas a velocidades
menores a 150 RPM, es usual utilizar cabezales con caja reductora interna (de
engranaje) con un sistema alternativo de transmisión, como correas y poleas. Esto
se hace con el fin de no forzar al motor a trabajar a muy bajas RPM, lo que traería
como resultado la falla del mismo a corto plazo debido a la insuficiente disipación
de calor. En la figura 2.93 se puede observar el sistema de transmisión.
Figura 2.76. Cabezal directo
Compendio Producción de Hidrocarburos II
190
Figura 2.93 Sistema de transmisión
Sistema de Freno
La segunda función importante del cabezal es la de frenado que requiere el
sistema. Cuando un sistema BCP está en operación, una cantidad significativa de
energía se acumula en forma de torsión sobre las cabillas. Si el sistema se para
repentinamente, la sarta de cabillas de bombeo libera esa energía girando en forma
inversa para liberar torsión. Adicionalmente, a esta rotación inversa se le suma la
producida debido a la igualación de niveles de fluido en la tubería de producción y
el espacio anular, en el momento de la parada. Durante ese proceso de marcha
inversa, se puede alcanzar velocidades de rotación muy altas.
Al perder el control de la marcha inversa, las altas velocidades pueden causar
severos daños al equipo de superficie, desenrosque de la sarta de cabillas y hasta
la rotura violenta de la polea el cabezal, pudiendo ocasionar esta situación daños
severos al operador. Ver figura 2.94.
Figura 2.94 Sistema de freno
2.4.5.2. Equipos de Subsuelo:
El equipo de subsuelo de un sistema de bombeo por cavidad progresiva está
conformado por: la tubería de producción, la sarta de varillas, el estator, el
elastómero, el rotor, centralizador, niple espaciador, niple de paro, trozo de
Compendio Producción de Hidrocarburos II
191
maniobra, ancla de torsión, niple asiento, mandril a copas, zapato probador de
hermeticidad y caño filtro, los cuales se describen a continuación:
Tubería de producción: Es una tubería de acero que comunica la bomba de
subsuelo con el cabezal y la línea de flujo. Ver figura 2.95.
Figura 2.95 Tubería de producción
Sarta de cabillas: Es un conjunto de carillas unidas entre sí por medio de cuplas,
formando la mencionada sarta, tal como se visualiza en la figura 2.96, se introduce
en el pozo y de esta forma se hace parte integral del sistema de bombeo de cavidad
progresiva. La sarta está situada desde la bomba hasta la superficie. Los diámetros
máximos utilizados están limitados por el diámetro interior de la tubería de
producción, utilizándose diámetros reducidos y en consecuencia cuplas reducidas,
de manera, de no raspar con la tubería.
Figura 2.96 Sarta de cabillas
Estator: Usualmente está conectado a la tubería de producción; es una hélice
doble interna y moldeado a precisión, hecho de un elastómero sintético el cual está
adherido dentro de un tubo de acero. En el estator se encuentra una barra
horizontal en la parte inferior del tubo que sirve para sostener el rotor y a la vez es
el punto de partida para el espaciamiento del mismo. En la figura 2.97 se puede
visualizar la parte interna del estator y en la figura 2.98 la parte externa del mismo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
192
Figura 2.97 Parte interna de un estator
Figura 2.98 Parte externa de un estator
Elastómero: Es una goma en forma de espiral y está adherida a un tubo de acero
el cual forma el estator. El elastómero es un material que puede ser estirado varias
veces su longitud original teniendo la capacidad de recobrar rápidamente sus
dimensiones una vez que la fuerza es removida. En la figura 2.99 se puede
observar un elastómero de un sistema BCP.
Figura 2.99 Elastómero.
Rotor: Suspendido y girado por las varillas, es la única pieza que se mueve en
la bomba. Como se puede apreciar en la figura 2.100. Este consiste en una hélice
externa con un área de sección transversal redondeada, tornada a precisión hecha
de acero al cromo para darle mayor resistencia contra la abrasión. Tiene como
función principal bombear el fluido girando de modo excéntrico dentro del estator,
creando cavidades que progresan en forma ascendente.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
193
Figura 2.100 Rotor
Centralizador: Puede ser un componente adicional, sin embargo, tiene mayor
uso en especial para proteger las partes del sistema. El tipo de centralizadores es
el "no-soldado", empleado en la tubería con el propósito de minimizar el efecto de
variaciones y a la vez para centralizar la bomba dentro de la tubería de producción.
En la figura 2.101 se muestra cómo actúa los centralizadores.
Figura 2.101 Centralizadores
Niple Intermedio o Niple Espaciador: Tiene como función permitir el movimiento
excéntrico de la cabeza del rotor con su cupla o reducción de conexión al trozo
largo de maniobra o a la última varilla, cuando el diámetro de la tubería de
producción no lo permite, en este caso es imprescindible su instalación. En la figura
2.102 se puede observar un niple espaciador.
Figura 2.102 Niple Espaciador.
Niple De Paro: Es parte componente de la bomba y va enroscado al extremo
inferior del estator. Ver figura 2.103. Su función es: Hacer de tope al rotor en el
Compendio Producción de Hidrocarburos II
194
momento del espaciamiento, para que este tenga el espacio suficiente para
trabajar correctamente y así servir de pulmón al estiramiento de las varillas, con la
unidad funcionando y como succión de la bomba.
Figura 2.103 Niple de paro
.
Trozo de maniobra: El trozo de maniobra, al ser de menos de la mitad del largo
de la varilla, se dobla menos o no se dobla, dependiendo de su diámetro. Es muy
importante instalar un trozo de esta medida inmediatamente por encima del rotor,
en lugar de una varilla, cuando gira a velocidades superiores a las 250 RPM.
Cuando se instala una varilla, debido a su largo y al movimiento excéntrico del rotor
que se transmite directamente a ella, tiende a doblarse y rozar contra las paredes
de la última tubería de producción.
Ancla de torsión: Evita el riesgo de desprendimiento o desenrosque de la
tubería, ocasionado por la combinación de los efectos, fricción y vibración,
vibraciones que tienden a ser más fuertes cuanto más aumenta el caudal. No
siempre es obligatorio el uso del ancla, como en el caso de bombas de bajo caudal,
instaladas a poca profundidad y/o girando a baja velocidad, que no tienen un torque
importante y/o no producen fuertes vibraciones. En el caso de que no se instale un
ancla, se debe ajustar la tubería con el máximo torque API recomendado. En la
figura 2.104 se puede visualizar un ancla de torque.
Figura 2.104 Ancla de torque
Niple de asiento: Como se visualiza en la figura 2.105, es una pequeña unión
sustituta que se corre en la sarta de producción. Permite fijar la instalación a la
profundidad deseada y realizar una prueba de hermeticidad de cañería. En bombas
Compendio Producción de Hidrocarburos II
195
insertables el mecanismo de anclaje es mediante un mandril a copas que permite
utilizar el mismo niple de asiento que una bomba mecánica, evitando en un futuro
el movimiento de instalación de tubería de producción al momento de cambiar el
sistema de extracción.
Figura 2.105 Niple de asiento
Mandril a copas: Esta herramienta permite fijar la instalación en el niple de
asiento y produce la hermeticidad entre la instalación de tubería de producción y el
resto del pozo. El término mandril tiene muchos significados. Puede referirse al
cuerpo principal de una herramienta o un eje. Adicionalmente, partes de la
herramienta podrían estar conectadas, arregladas o encajadas adentro. También
puede ser varillas de operación en una herramienta.
Zapato probador de hermeticidad: En caso de ser instalado (altamente
recomendado), se debe colocar siempre arriba del niple intermedio para poder
probar toda la cañería y además como su diámetro interno es menor que el de la
tubería de producción no permite el paso de centralizadores a través de él. Para
algunas medidas de bomba, no se puede utilizar, porque el pasaje interior del
mismo es inferior al diámetro del rotor impidiendo su paso en la bajada. La
interferencia entre el rotor y el estator es suficiente sello para probar la
hermeticidad, aunque siempre existe escurrimiento. La suma de la presión de
prueba más la altura de la columna debe ser tal que no supere la altura
manométrica de la bomba para evitar dañarla.
Caño Filtro: Se utiliza para evitar, (en el caso de rotura de estator con
desprendimiento de elastómero), trozos de tamaño regular del mismo, los cuales
pueden estar dentro del espacio anular. Una vez cambiada la instalación de fondo,
estos pedazos de elastómero podrán ser recuperados con equipo especial y no
Compendio Producción de Hidrocarburos II
196
permanecerán en el pozo donde se corre el peligro que sean succionados
nuevamente por la bomba.
2.4.6. Diseño de una instalación de Bombeo de cavidad progresiva (BCP)
Antes de comenzar a diseñar un método de producción, es de suma importancia
contar con todos los datos necesarios para ello y los mismos deben de ser del todo
confiables a fin de garantizar el diseño adecuado, en este punto hay que destacar
que no existe una solución (o diseño único) y que la misma depende de diversos
factores técnico económicos incluyendo las políticas de explotación del yacimiento.
Un diseño manual puede ser desarrollado como una aproximación y solo debe
ser realizado de esta manera luego de tener un conocimiento completo de todos
los factores o variables que intervienen en la dinámica del sistema pozo-
completación y contar con estadísticas del desempeño de los equipos
correctamente diseñados e instalados en el campo; aun a así, bajo determinadas
condiciones tales como: alta relación gas líquido, crudos muy viscosos, pozos de
alto caudal, profundidades considerables de asentamiento de bomba, pozos
desviados u horizontales, etc., repercuten en comportamientos complejos desde el
punto de vista hidráulico y mecánico, además imposibilitan realizar diversas
sensibilidades en tiempos razonables, sobre todo considerando el gran dinamismo
de las operaciones petroleras.
En los siguientes puntos se expondrá un conjunto de observaciones a tener en
mente a la hora de realizar el diseño de un sistema de bombeo por cavidades
progresivas para finalmente presentar un ejemplo, no sin antes insistir en la
necesidad de utilizar los programas disponibles con la finalidad de obtener
resultados precisos. Para la utilización de estos programas se hace necesario
conocer los datos del yacimiento, características de los fluidos, datos mecánicos
del pozo y datos de superficie. Para la adecuada selección de los componentes de
subsuelo se hace necesario tener presente las presentes recomendaciones:
Selección y profundidad de la bomba: Para la selección de la bomba se hace
necesario conocer el comportamiento de afluencia del pozo, para lo cual es
necesario contar con las presiones estáticas y fluyentes (o niveles estáticos y
dinámicos), la respuesta de producción en concordancia con la(s) presión(es)
fluyente(s), la presión de burbujeo, etc.
Una vez construida la IPR del pozo se debe considerar que la tasa máxima para
Pws = 0 es una medida de la capacidad del pozo, sin embargo en la práctica la
Compendio Producción de Hidrocarburos II
197
mayor tasa que podría obtenerse depende de la profundidad de asentamiento de
la bomba y la sumergencia. También es posible tomar la profundidad de
asentamiento de la bomba (DB) como Datum, referir las presiones a esta magnitud
y construir “la IPR a profundidad de la bomba”.
Es necesario calcular la tasa de gas libre (en barriles diarios) y la tasa de agua,
ambos a la profundidad de la bomba (DB). El caudal total a manejar por la bomba
será la suma de las tres tasas, petróleo, agua y gas.
Con las ecuaciones presentadas en el punto 7 de este documento, se puede
estimar el diferencial de presión en la bomba o en el cabezal (head).
Conociendo estas variables y utilizando las curvas tipo de las bombas
(suministradas por los fabricantes), se puede determinar la velocidad de operación
y los requerimientos de potencia en el eje de impulsión. Posteriormente se
determina la necesidad de utilizar anclas de gas, los grados y diámetros de las
cabillas y de la tubería de producción y finalmente los equipos de superficie, el
cabezal de rotación y el accionamiento electro-mecánico.
Calculo de la tasa de producción.
Utilizando la ecuación de Índice de productividad, se tiene (en la bomba):
𝐉 = 𝐐𝐥
𝐏𝐰𝐬− 𝐏𝐰𝐟 (2.131)
Donde:
J = Índice de productividad, BPD/lpc.
𝐐𝐥 = Tasa de producción liquida, BPD.
𝐏𝐰𝐬 = Presión estática, Lpc.
𝐏𝐰𝐟 = Presión de fondo fluyente, Lpc.
Para determinar la presión estática, se tiene la siguiente ecuación:
𝐏𝐰𝐬 = 𝐆𝐞 × (𝐃𝐛 − 𝐍𝐞) (2.132)
Donde:
𝐆𝐞= Gradiente estático, Lpc/pies.
𝐃𝐛= Profundidad de la Bomba, Pies.
𝐍𝐞= Nivel estático, Pies.
Para determinar la presión de fondo fluyente, se tiene la siguiente ecuación:
𝐏𝐰𝐟 = 𝐆𝐝 × (𝐃𝐛 − 𝐍𝐝) (2.133)
Donde:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
198
𝐆𝐝 = Gradiente dinámico, Lpc/pies.
𝐍𝐝 = Nivel dinámico, Lpc/pies.
Para determinar la tasa de producción máxima, se tiene la siguiente ecuación:
𝐐𝐦𝐚𝐱 = 𝐉 × 𝐏𝐰𝐬 (2.134)
Donde:
𝐐𝐦𝐚𝐱 = Tasa de producción máxima, BPD
Para determinar la tasa de producción, se tiene la siguiente ecuación:
𝐐 = 𝐉 × (𝐏𝐰𝐬 − 𝐏𝐰𝐟) (2.135)
Calculo de la presión de la Bomba.
Para determinar el diferencial de presión, se tiene la siguiente ecuación:
∆𝐏 = 𝐏𝟐 − 𝐏𝟏 (2.136)
Donde:
∆𝐏 = Diferencial de presión, Lpc.
𝐏𝟐 = Presión del sistema con la presión del cabezal del revestidor, Lpc.
𝐏𝟏 = Presión del sistema con la presión del cabezal de la tubería, Lpc.
Para determinar la Presión del sistema 𝐏𝟏 y 𝐏𝟐, se tiene la siguiente ecuación:
𝐏𝟏 = 𝐏𝐰𝐡 + 𝐆𝟏 × 𝐍𝐝 + 𝐆𝟐 × 𝐇 (2.137)
Donde:
𝐏𝐰𝐡 = Presión en el cabezal de la tubería, Lpc.
𝐆𝟏= Gradiente estático, Lpc/pies.
𝐆𝟐= Gradiente dinámico, Lpc/pies.
H = Bomba a nivel dinámico, Pies.
𝐏𝟐 = 𝐏𝐰𝐡(𝐫𝐞𝐯) + 𝐆𝟑 × 𝐃𝐛 + ∆𝐏𝐞 (2.138)
Donde:
𝐏𝐰𝐡(𝐫𝐞𝐯) = Presión en el cabezal del revestidor, Lpc.
𝐆𝟑 = Gradiente de los fluidos, Lpc/pies.
∆𝐏𝐞 = Diferencial de presión en el eductor, Lpc.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
199
Luego de determinar el diferencial de presión se multiplica por el factor de
seguridad, como se expresa en la siguiente ecuación:
∆𝐏𝐟𝐬 = 𝐏𝟐 − 𝐏𝟏 × 𝐅𝐬 (2.139)
Para determinar el Cabezal (head), se tiene la siguiente ecuación:
𝐡𝐞𝐚𝐝 = ∆𝐏
𝟎.𝟒𝟑𝟑𝐥𝐩𝐜/𝐩𝐢𝐞𝐬 (2.140)
Luego de haber determinado el cabezal con la tabla 2.32 Se pude revisar las
bombas de diferentes series las cuales son: 30TP2000, 60TP2000, 80TP2000,
120TP2000, 180TP2000 Y 430TP2000.
Bomba (serie)
Diámetro
(Pulgs)
BP/D (100
rpm
0head)
Rpm
(120BP/D
y 1950
Lpc)
30TP2000 2-3/8 34 400
60TP2000 2-3/8 100 145
80TP2000 2-7/8 83 175
120TP2000 3-1/2 151 110
180TP2000 4 226 75
430TP2000 5 542 50
Tabla 2.32 Bombas (Serie)
Se debe aprecia que todas las bombas cumplan con el criterio de velocidad de
operación menor al dado para una instalación. (Criterio de diseño).
Luego de considerar el calculado de (head) y el modelo de la bomba según en
nomograma en referencia en la figura 2.106 Dependiendo de diámetro de cabilla y
la tubería se podría elegir una sarta de cabillas (usada). Que cumpla con el
requerimiento del diseño.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
200
Figura 2.106 Selección de las cabillas
De igual manera, para el cálculo de la carga axial que deberán soportar los
rodamientos del cabezal de rotación se utilizará la siguiente figura 2.106. La misma
relaciona las siguientes variables:
Profundidad de la bomba
Diámetro de las cabillas
Altura total (o head)
Serie (diámetro) de la bomba.
La carga axial es la suma de dos componentes:
El peso aparente de la sarta de cabillas en el fluido, el cual es función de:
La longitud de la sarta (profundidad de la bomba)
El diámetro (o el peso lineal) de las cabillas.
El peso ejercido en el rotor por la altura hidráulica, el cual es función de:
La altura hidráulica.
La serie de la bomba (en área neta entre las cabillas y el rotor).
Compendio Producción de Hidrocarburos II
201
La altura hidráulica ejerce su presión en el rotor de la BCP, como lo hace en el
pistón de la bomba mecánica.
El peso aparente de la sarta de cabillas varía levemente según el peso
específico del fluido. Sin embargo estas variaciones de peso son despreciables en
comparación con la carga axial total. Por lo tanto y con el fin de simplificar, este
peso se puede calcular tomando el peso específico del fluido igual a 1.
Esta figura 2.107 consta de tres partes o zonas:
La zona izquierda permite determinar el peso propio de la sarta (Fr).
La zona derecha se utiliza para determinar el empuje ejercido por la altura
hidráulica en el rotor (Fh).
La zona central en la cual se suman los dos componentes.
Para Determinar la carga axial, se tiene la siguiente ecuación:
𝐂𝐚𝐱𝐢𝐚𝐥 = 𝐅𝐑 + 𝐅𝐇 (2.141)
Figura 2.107 Cálculo de la carga axial
Compendio Producción de Hidrocarburos II
202
Se deben conocer los datos
Profundidad de bomba.
Diámetro de cabillas.
Peso propio de la sarta (Fr)
Altura.
Bomba serie.
Empuje ejercido por la altura hidráulica en el rotor (Fh)
Carga axial.
Con la carga axial y la velocidad de rotación se utilizan las curvas de los
rodamientos de los cabezales de rotación y en función del cabezal elegido, se
puede calcular el tiempo de vida.
La selección final debe considerar el factor económico ya que elegir un cabezal
con rodamientos para servicio pesado para operar a baja velocidad y baja carga
podría durar mucho tiempo, pero estaría subutilizado.
Seleccionando el modelo del cabezal de rotación se obtiene la duración. Ver
figura 2.108.
Figura 2.108 Curva L10 Cabezales de 9000lbs
Compendio Producción de Hidrocarburos II
203
2.4.7. Ejemplo de una diseño de Bombeo de Cavidad Progresiva
Datos
Profundidad máxima de Bomba: 3200 pies
Nivel estático: 1000 pies
Nivel dinámico: 2645 pies
Producción petróleo para 2645 pies: 80 b/d
Producción agua para 2645 pies: 20 b/d
Gradiente estático en el anular: 0,373 lpc/pie
Gradiente dinámico en el anular: 0,370 lpc/pie.
Gradiente de los fluidos en el eductor: 0,425 lpc/pie
Presión en cabezal tubería producción: 100 lpc
Presión en cabezal revestidor: 0 lpc
Diámetro de las cabillas: 3/4pulgs.
Diferencial de presión en el eductor: 240 lpc
Velocidad máxima: 250 r.p.m.
Consideraciones:
Desprecie el volumen de gas en el anular.
Considere viscosidad muy baja (1cps)
Asuma tasa de gas en la bomba, despreciable (RGP/RGL muy bajas)
Utilice ecuaciones para IP constante.
Considere un factor de seguridad para el head de 120%
Calcular:
Tasa de producción (considere una sumergencia de 200 pies).
Presión / head en la bomba.
Seleccionar bomba.
Velocidad de operación
Diámetro de cabillas
Carga axial en el cabezal
Vida útil de los rodamientos
Seleccionar modelo de cabezal
Compendio Producción de Hidrocarburos II
204
Calculo de la tasa de producción.
Utilizando la ecuación de Índice de productividad, se tiene (en la bomba):
𝐉 = 𝐐𝐥
𝐏𝐰𝐬− 𝐏𝐰𝐟
Para determinar la presión estática, se tiene la siguiente ecuación:
𝐏𝐰𝐬 = 𝐆𝐞 × (𝐃𝐛 − 𝐍𝐞)
Sustituyendo valores en la ecuación 2.132, se tiene:
𝐏𝐰𝐬 = 𝟎. 𝟑𝟕𝟑𝐥𝐩𝐜
𝐩𝐢𝐞𝐬× (𝟑𝟐𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 − 𝟏𝟎𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬) = 𝟖𝟐𝟏 𝐥𝐩𝐜.
Para determinar la presión de fondo fluyente, se tiene la siguiente ecuación:
𝐏𝐰𝐟 = 𝐆𝐝 × (𝐃𝐛 − 𝐍𝐝)
Sustituyendo valores en la ecuación 2.133, se tiene:
𝐏𝐰𝐟 = 𝟎. 𝟑𝟕𝟎𝐥𝐩𝐜
𝐩𝐢𝐞𝐬× (𝟑𝟐𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 − 𝟐𝟔𝟒𝟓𝐩𝐢𝐞𝐬) = 𝟐𝟎𝟓𝐥𝐩𝐜
Sustituyendo valores en la ecuación 2.131, se tiene:
𝐉 = 𝟏𝟎𝟎𝐁𝐏𝐃
𝟖𝟐𝟏𝐥𝐩𝐜 − 𝟐𝟎𝟓𝐥𝐩𝐜= 𝟎. 𝟏𝟔𝟐 𝐁𝐏𝐃/𝐥𝐩𝐜
Para determinar la tasa de producción máxima, se tiene la siguiente ecuación:
𝐐𝐦𝐚𝐱 = 𝐉 × 𝐏𝐰𝐬
Sustituyendo valores en la ecuación 2.134, se tiene:
𝐐𝐦𝐚𝐱 = 𝟎. 𝟏𝟔𝟐𝐁𝐏𝐃
𝐥𝐩𝐜× 𝟖𝟐𝟏𝐥𝐩𝐜 = 𝟏𝟑𝟑 𝐁𝐏𝐃
Determinando la presión de fondo fluyente considerando que la sumergencia de
la bomba es menos 200 pies.
Seria 3200pies – 200pies de sumergencia, igual 3000 pies.
𝐏𝐰𝐟(𝐬𝐮𝐫𝐦) = 𝟎. 𝟑𝟕𝟎𝐥𝐩𝐜
𝐩𝐢𝐞𝐬× (𝟑𝟐𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 − 𝟑𝟎𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬) = 𝟕𝟒 𝐥𝐩𝐜
Compendio Producción de Hidrocarburos II
205
Para determinar la tasa de producción con una nueva presión de fondo fluyente,
se tiene la siguiente ecuación:
𝐐 = 𝐉 × (𝐏𝐰𝐬 − 𝐏𝐰𝐟)
Sustituyendo valores en la ecuación 2.135, se tiene:
𝐐 = 𝟎. 𝟏𝟔𝟐𝐁𝐏𝐃
𝐥𝐩𝐜× (𝟖𝟐𝟏𝐥𝐩𝐜 − 𝟕𝟒𝐥𝐩𝐜) = 𝟏𝟐𝟏 𝐁𝐏𝐃
Calculo de la presión de la Bomba.
Para determinar el diferencial de presión, se tiene la siguiente ecuación:
∆𝐏 = 𝐏𝟐 − 𝐏𝟏
Para determinar la Presión del sistema 𝐏𝟏, se tiene la siguiente ecuación:
𝐏𝟏 = 𝐏𝐰𝐡(𝐫𝐞𝐯) + 𝐆𝟏 × 𝐍𝐝 + 𝐆𝟐 × (𝐃𝐛 − 𝐏𝐰𝐟(𝐬𝐮𝐫𝐦) )
Sustituyendo valores en la ecuación 2.137, se tiene:
𝐏𝟏 = 𝟎𝐥𝐩𝐜 + 𝟎. 𝟑𝟕𝟑𝐥𝐩𝐜
𝐩𝐢𝐞𝐬× 𝟐𝟔𝟒𝟓𝐩𝐢𝐞𝐬 + 𝟎. 𝟑𝟕𝟎
𝐥𝐩𝐜
𝐩𝐢𝐞𝐬× (𝟑𝟐𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 − 𝟑𝟎𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 )
= 𝟏𝟎𝟔𝟎𝐋𝐩𝐜
Para determinar la presión del sistema P2, se tiene:
𝐏𝟐 = 𝐏𝐰𝐡 + 𝐆𝟑 × 𝐃𝐛 + ∆𝐏𝐞
Sustituyendo valores en la ecuación 2.138, se tiene:
𝐏𝟐 = 𝟏𝟎𝟎𝐥𝐩𝐜 + 𝟎. 𝟒𝟐𝟓𝐥𝐩𝐜
𝐩𝐢𝐞𝐬× 𝟑𝟐𝟎𝟎 𝐩𝐢𝐞𝐬 + 𝟐𝟒𝟎 𝐥𝐩𝐜 = 𝟏𝟕𝟎𝟎 𝐋𝐩𝐜
Sustituyendo valores en la ecuación 2.136, se tiene:
∆𝐏 = 𝟏𝟕𝟎𝟎𝐥𝐩𝐜 − 𝟏𝟎𝟔𝟎𝐥𝐩𝐜 = 𝟔𝟒𝟎 𝐥𝐩𝐜
Luego de determinar el diferencial de presión se multiplica por el factor de
seguridad, como se expresa en la siguiente ecuación:
∆𝐏𝐟𝐬 = 𝐏𝟐 − 𝐏𝟏 × 𝐅𝐬
Compendio Producción de Hidrocarburos II
206
Sustituyendo valores en la ecuación 2.139, se tiene:
∆𝐏𝐟𝐬 = (𝟏𝟕𝟎𝟎𝐥𝐩𝐜 − 𝟏𝟎𝟔𝟎𝐥𝐩𝐜 ) × 𝟏. 𝟐 = 𝟕𝟔𝟖 𝐥𝐩𝐜
Para determinar el Cabezal (head), se tiene la siguiente ecuación:
𝐡𝐞𝐚𝐝 = ∆𝐏
𝟎.𝟒𝟑𝟑𝐥𝐩𝐜/𝐩𝐢𝐞𝐬
Sustituyendo valores en la ecuación 2.140, se tiene:
𝐡𝐞𝐚𝐝 = 𝟔𝟒𝟎𝐥𝐩𝐜
𝟎. 𝟒𝟑𝟑𝐥𝐩𝐜/𝐩𝐢𝐞𝐬= 𝟏𝟒𝟕𝟖 𝐩𝐢𝐞𝐬
Luego de determinar el Head se multiplica por el factor de seguridad:
𝟏𝟒𝟕𝟖𝐩𝐢𝐞𝐬 × 𝟏. 𝟐 = 𝟏𝟕𝟕𝟒 𝐩𝐢𝐞𝐬
Luego de haber determinado el cabezal con la tabla 2.32. Se pude revisar las
bombas de diferentes series las cuales son: 30TP2000, 60TP2000, 80TP2000,
120TP2000, 180TP2000 Y 430TP2000.
Se aprecia que todas las bombas, excepto la 30TP2000, cumplen con el criterio
de velocidad de operación menor a 250rpm.
Las bombas 60, 80 y 120 TP2000 trabajarían a velocidades razonables y sus
diámetros son de 2-3/8”, 2-7/8” y 3-1/2”.
Los modelos 180 y 430 TP2000 no se justifican (por poseer grandes diámetros
y equipos muy costosos).
Para este ejemplo se selecciona el tipo de bomba 80TP2000 por cumplir con el
requerimiento dado, la cual se puede instalar en el pozo con tubería de 2-3/8” o 2-
7/8”. Se asume la tubería de 2-7/8”.
Para este ejemplo el diámetro de la sarta de cabillas es de 3/4pulgadas, observe
que la figura 2.106 solo aplica para cabillas de grado “D” y para fluidos de baja
viscosidad, es decir que el diferencial de presión en la tubería de producción será
despreciable el cual es de 240lpc.
Considerando que el head calculado 1478pies, y una bomba modelo 80TP2000
según en la figura 2.106 se podría utilizar cabillas de ¾” ya que la tubería es de 2-
7/8” se podrá elegir una sarta de cabillas (usada) de 7/8” grado “D” 0 ahusada de
¾” y 7/8”. En este caso será de 7/8” para sarta completa.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
207
Para determinar la carga axial que deberá soportar los rodamientos del cabezal
de rotación se utilizara la siguiente figura 2.107. Se obtiene:
Profundidad de la bomba: 3200 pies
Diámetro de cabillas: 7/8”
FR: 3500daN
Altura 4500 pies.
Bomba (serie): 2-3/8”
FH: 1000daN
Determinando la carga axial, se tiene la siguiente ecuación:
𝐂𝐚𝐱𝐢𝐚𝐥 = 𝐅𝐑 + 𝐅𝐇
Sustituyendo en la ecuación ¿?, se tiene:
𝐂𝐚𝐱𝐢𝐚𝐥 = 𝟑𝟓𝟎𝟎𝐝𝐚𝐍 + 𝟏𝟎𝟎𝟎𝐝𝐚𝐍 = 𝟒𝟓𝟎𝟎𝐝𝐚𝐍 = 𝟏𝟎𝟏𝟏𝟓𝐋𝐛𝐬 = 𝟒. 𝟔𝐓𝐎𝐍
Ahora, con la carga axial y la velocidad de rotación se utilizan las curvas de los
rodamientos de los cabezales de rotación y en función del cabezal elegido, se
puede calcular el tiempo de vida.
Seleccionando el cabezal de rotación modelo AV1- 9-7/8”, con la velocidad de
rotación de 4,6TON de carga axial y girando 145rpm, se obtiene de la figura 2.108
una duración mayor a las 100Mhora (más de 11años).
Finalmente el Diseño es el siguiente:
- Bomba modelo 80TP2000 instalada a 3200 pies.
- Tubería de 2-7/8” con cabillas de 7/8”.
- Velocidad de operación 145 rpm.
- Cabezal de rotación 9000 lbs.
- La potencia de motor dependerá del equipo de superficie a utilizar, estos es,
motovariador, moto reductora o equipos de poleas y correas.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
208
UNIDAD III
Optimización de la Producción Mediante Análisis Nodal
En la unidad II estudiamos los métodos de levantamiento artificial, los cuales
permiten recuperar el máximo posible del remanente que ha quedado en el
yacimiento luego de que se detuviera la producción por flujo natural.
Adicionalmente, es necesario lograr una producción económicamente rentable y
eficiente para lo cual se hace necesaria la optimización de la producción; una de
las técnicas más utilizadas en la industria petrolera para este fin es el análisis
nodal, el cual se estudiara a continuación.
El objetivo de esta unidad es presentar un método para la optimización de la
producción en pozos de petróleo y gas a través de un análisis del sistema de
producción. Este procedimiento permite determinar a cual tasa de flujo producirá
un pozo utilizando la menor energía posible, para esto se evalúa el efecto de
componentes, tales como, el tamaño de la sarta de tubería, el tamaño de la línea
de flujo, la presión del separador, situación del estrangulador, válvula de seguridad,
restricciones hoyo abajo y las técnicas de completación del pozo incluyendo
empaques con gravas y pozos perforados normalmente; estos componentes son
combinados para optimizar el sistema completo obteniendo la más eficiente tasa
de flujo. Cada componente es evaluado separadamente y luego el sistema
completo es combinado para optimizar el sistema de manera efectivo.
3.1. Optimización del Sistema De Producción
Para la optimización de la producción es importante llevar a cabo una serie de
pasos que permita realizar un cotejo del comportamiento actual del pozo, y
posteriormente aplicar el análisis nodal.
3.1.1. Cotejo del comportamiento actual del pozo
Consiste en reproducir para el caudal de producción obtenido durante la prueba
del pozo, el perfil de presiones desde el separador hasta el fondo del pozo,
utilizando las correlaciones empíricas más apropiadas para determinar las
propiedades de los fluidos y las correlaciones de flujo multifásico que reproduzcan
aceptablemente las caídas de presión tanto en la línea de flujo como en la tubería
Compendio Producción de Hidrocarburos II
209
de producción. Se debe considerar el cambio de la RGL si es un pozo de LAG o el
cambio de la presión o energía en el punto donde este colocada una bomba.
Conocida la Pwf se determina el índice de productividad y el comportamiento de
afluencia que exhibe la formación productora.
Los pasos para el cotejo del comportamiento actual de producción son los
siguientes:
a) Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las
propiedades del petróleo.
b) Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías.
c)Determinación de la válvula operadora (si el pozo es de LAG)
d) Cotejo del comportamiento actual de producción.
3.1.2. Optimización aplicando análisis nodal
La optimización de la producción a través del análisis nodal consiste en realizar
varios estudios de sensibilidad de las variables más importantes y cuantificar su
impacto sobre la producción. Las oportunidades de mejoras se deben buscar tanto
en variables de “Outflow” o demanda como en las variables del “Inflow” o de oferta
para finalmente seleccionar la mejor opción técnico-económica.
3.2. Análisis del sistema nodal
El análisis nodal de un sistema de producción, realizado en forma sistemática,
permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de
hidrocarburos, y consiste en dividir este sistema de producción en nodos de
solución para calcular las caídas de presión, así como el gasto (caudal) de los
fluidos producidos, y de esta manera, poder determinar las curvas de
comportamiento de afluencia y el potencial de producción de un yacimiento.
Como resultado de este análisis se obtiene generalmente un incremento en la
producción y el mejoramiento de la eficiencia de flujo cuando se trata de un pozo
de productor, pero cuando se trata de pozo nuevo, permite definir el diámetro
óptimo de las tuberías de producción, del estrangulador, línea de descarga por el
Compendio Producción de Hidrocarburos II
210
cual debe fluir dicho pozo, así como predecir su comportamiento de flujo (aporte
de hidrocarburos) y presión para diferentes condiciones de operación.
En el análisis nodal se evalúa un sistema de producción dividiéndoles en tres
componentes básicos: a) Flujo a través de un medio poroso (Yacimiento),
considerando el daño ocasionado por lo dos de perforación, cemento, entre otros.
b) Flujo a través de la tubería vertical (Aparejo de producción), considerando
cualquier posible restricción como empacamientos, válvulas de seguridad,
estranguladores de fondo, entre otros. c) Flujo a través de la tubería (Línea de
descarga), considerando el manejo de estranguladores en superficie.
La finalidad es presentar la forma de aplicar el análisis nodal al sistema completo
del pozo, estudiando desde el limite exterior del yacimiento hasta la cara de la
arena a través de las perforaciones y la sección de la completación hasta el orificio
de entrada a la tubería y las sartas de tubería ascendente, incluyendo cualquier
tipo de restricciones y válvulas de seguridad de subsuelo, estranguladores en la
superficie, la línea de flujo y el separador.
La figura (3.1) muestra un cuadro esquemático de un sistema de producción
simple. Este sistema consta de tres secciones:
1. Flujo a través del medio poroso.
2. Flujo a través del conducto vertical o direccional.
3. Flujo a través de la tubería horizontal o línea de flujo inclinado.
Figura 3.1 Sistema completo de producción.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
211
La figura 3.2 se muestran las distintas pérdidas de presión que pueden ocurrir
en un sistema complejo de producción desde el yacimiento hasta el separador.
Comenzando desde el yacimiento se observan las siguientes:
∆P1 = Pws − Pwfs= Perdida de presion del medio poroso.
∆P2 = P𝑤𝑓𝑠− Pwf = Perdida de presion a través de la completación.
∆P3 = PUR − PDR = Perdida de presion a través del regulador.
∆P4 = PUSV − PDSV = Perdida de presion a traves de la válvula.
∆P5 = Pwh − PDSC = Perdida de presion a través del estrangulador.
∆P6 = PDSC − PSEP = Perdida de presion en la linea de flujo en superficie.
∆P7 = Pwf − Pwh = Perdida de presion total en la sarta de tuberia.
∆P8 = Pwh − PSEP = Perdida de presion total en la linea de flujo.
Figura 3.2. Posibles pérdidas de presión en un sistema completo de producción.
Las configuraciones de los diferentes pozos pueden varias desde el sistema más
simple como el que se observa en la figura 3.1 hasta el sistema más complejo como
el que se visualiza en la figura 3.2, o cualquier combinación de estos, las
completaciones más realistas en la actualidad incluyen las distintas
configuraciones de la figura 3.2, especialmente en el área costa afuera. Con el
propósito de resolver los problemas del sistema de producción total, se colocan
nodos para segmentar la porción definida por diferentes ecuaciones o
correlaciones.
∆P1 = Pws − Pwf s= PERDIDA DE PRESION DEL MEDIO POROSO.
∆P2 = P𝑤𝑓𝑠− Pwf = PERDIDA DE PRESION A TRAVÉS DE LA COMPLETACIÓN.
∆P3 = PUR − PDR = PERDIDA DE PRESION A TRAVÉS DE RESTRICCION. ∆P4 = PUSV − PDSV = PERDIDA DE PRESION A TRAVES DE LA VÁLVULA DE SEGURIDAD . ∆P5 = Pwh − PDSC = PERDIDA DE PRESION A TRAVÉS DEL ESTRANGULADOR DE SUPERFICIE . ∆P6 = PDSC − PSEP = PERDIDA DE PRESION EN LA LINEA DE FLUJO. ∆P7 = Pwf − Pwh = PERDIDA DE PRESION TOTAL EN LA TUBERIA DE PRODUCCIÓN . ∆P8 = Pwh − PSEP = PERDIDA DE PRESION TOTAL EN LA LINEA DE FLUJO
∆P8 = (Pwh − PSEP )
∆P5 = (Pwh − PDSC )
∆P6 = (PDSC − PSEP )
∆P3 = (PUR − PDR )
∆P2 = (P𝑤𝑓𝑠− Pwf )
∆P7 = Pwf − Pwh
∆P4 = (PUSV − PDSV )
∆P1 = (Pr − Pwf s)
PUR
PDSC
Pwh
PSEP
Pws P𝑤𝑓𝑠
PDR
PDSV
Pwf
PUSV
Compendio Producción de Hidrocarburos II
212
En la figura 3.3 se muestra la ubicación de los diferentes nodos, tomando en
consideración que un nodo es clasificado como funcional cuando existe una
presión diferencial a través de él y la respuesta de presión o tasa de flujo puede
ser representada mediante alguna función matemática o física; por ser más
práctico se hace preferencia a un nodo en el fondo del pozo, en el tope del pozo,
entre otros.
En la figura 3.3 el nodo 1 representa la presión del separador la cual es
usualmente regulada a un valor constante; sin embargo algunas presiones en el
separador cambian con la tasa y serán tomadas en cuenta adecuadamente.
Existen dos posiciones a través de las cuales las presiones no están en función de
las tasas de flujo, estas son Pws en el nodo 8 y PSEP en el nodo 1, por esta razón,
cualquier solución de ensayo y error para el problema del sistema completo debe
comenzarse en el nodo 1 (PSEP) o nodo 8 (Pws), o ambos nodos si un nodo
intermedio tal como en el 3 o el 6 es seleccionado como nodo solución.
Una vez que el nodo solución es seleccionado, las caídas o aumentos de presión
desde el punto de partida o inicio son adicionados hasta que el nodo solución es
alcanzado. El nodo seleccionado depende de cual componente se requiere aislar
para la evaluación, el efecto de tuberías apareadas, estranguladores de superficie
y válvula de seguridad también pueden ser evaluadas de esta forma.
Figura 3.3. Localización de los nodos.
En resumen una aproximación nodal es presentada para evaluar efectivamente
un sistema de producción completo, todos los componentes en el pozo son
NODO LOCALIZACION OBSERVACIONES SEPARADOR
ESTRANG. DE SUPERF. FUNCIONAL
CABEZAL
VALVULA DE SEG. FUNCIONAL
RESTRICCION FUNCIONAL
Pwf
P𝑤𝑓𝑠
Pws
GAS PARA VENTA
TANQUE
Compendio Producción de Hidrocarburos II
213
considerados, comenzando desde la presión estática del yacimiento y finalizando
en la presión del separador, estos incluyen flujo a través del medio poroso, flujo a
través de las perforaciones y completación, flujo a través de la tubería ascendente
con posible ocurrencia de restricciones en el hoyo, válvulas de seguridad y flujo en
la línea horizontal con paso a través de un estrangulador en superficie y continua
hasta el separador.
Varias posiciones son seleccionadas para nodos solución y las pérdidas de
presión convergen sobre ese punto desde ambas direcciones, los nodos pueden
ser efectivamente seleccionados para mostrar mucho mejor, el efecto de ciertas
variables. Las correlaciones de flujo multifásico apropiadas y las ecuaciones para
restricciones, estranguladores, entre otros, deben ser incorporadas en la solución;
un medio efectivo de análisis en un pozo, haciendo los cambios recomendados o
planificados apropiadamente puede ser llevado a cabo mediante el análisis de
sistema nodal ya que este procedimiento ofrece un medio económico para
optimizar la producción de los pozos.
3.2.1. Análisis nodal como solución para pozos de petróleo.
3.2.1.1. Solución en el fondo del pozo
Probablemente la posición solución más común es el fondo del pozo, es decir,
en el centro del intervalo perforado. Para encontrar la tasa de flujo en esta porción,
el sistema completo es dividido en dos componentes: el yacimiento y el sistema
total de la tubería. La figura 3.4 muestra el componente yacimiento.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
214
Figura 3.4. Componente: Medio poroso.
Para utilizar esta solución se debe seguir el siguiente procedimiento:
1. Se asumen varias tasas de flujo y se calculan las correspondientes presiones
de flujo, luego se construye la curva IPR. La ecuación de J constante es aplicada
para Pwf > Pb y la ecuación de VOGEL es aplicada para Pwf < Pb. Para presiones
menores que 1800 lpc, la ecuación de VOGEL aplica para construir la IPR. La
ecuación de VOGEL para calcular la presión de fondo es:
𝐏𝐰𝐟 = 𝟎𝟏𝟐𝟓 𝐏𝐰𝐬 [−𝟏 + √𝟖𝟏 − 𝟖𝟎(𝐪𝐨 𝐪𝐨𝐦𝐚𝐱⁄ )]
2. Se asumen varias tasas de flujo y se obtiene las requeridas presiones de
cabezal necesarias para transportar los fluidos a través de la línea de flujo
horizontal hasta el separador utilizando la apropiada correlación de flujo multifásico
(curvas de gradiente en flujo horizontal).
3. Utilizando las mismas tasas asumidas anteriormente y sus correspondientes
presiones de cabezal se determinan las requeridas presiones a la entrada de la
tubería (nodo de salida de flujo) empleando las apropiadas correlaciones para flujo
multifásico (curva de gradiente en flujo vertical).
4. Se grafica la curva de demanda (presiones del paso 3) versus la curva de
oferta (presiones del paso 1). La intersección de estas dos curvas muestra la tasa
Compendio Producción de Hidrocarburos II
215
de flujo posible para el sistema; esta tasa no es la máxima, ni la mínima, ni siquiera
la óptima, pero es la tasa a la cual este pozo producirá para el sistema de tubería
instalado. La tasa de flujo cambiara solamente si se cambia algún factor en el
sistema, es decir, el tamaño de las tuberías, el estrangulador, la presión del
separador o el cambio de la curva IPR a través de un tratamiento de estimulación.
Problema ejemplo
Con la finalidad se ilustrar un poco el procedimiento de la solución, el siguiente
ejemplo se realiza tomando el nodo solución el fondo del pozo (nodo 6 de la figura
3.3.)
Psep = 100 lpc
Línea de flujo: ∅L= 2 “L= 300 pies
RAP= 0
Profundidad= 500 pies (hasta la mitad de las perforaciones)
RGP = 400 PCN/ BBL
J= 1.0
γg = 0.65
API= 35
T= 140 º F
∅tub = 2 − 3/8 " OD
Pws = 2200 lpc
Se asume un sistema simple como se muestra en la figura (3.5)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
216
Figura 3.5 Diagrama: Problema propuesto.
Para propósitos de ilustración se asume que existe únicamente un valor
constante J= 1 para todas las presiones de flujo de este pozo. En realidad se sabe
que existe flujo de dos fases por debajo de la presión de burbujeo (Pb = 1800 lpc).
Por consiguiente para las tasas de flujo obtenidas con tuberías de 2-3/8 OD, las
tasas diferirán muy poco del gráfico de línea recta J a diferencia de la solución
VOGEL (como se muestra en la figura 3.6). Con el propósito de aplicar la curva de
J constante más la solución de VOGEL, se asume un valor constante de J= 1 desde
2200 lpc hasta 1800 lpc (punto de burbujeo) y el comportamiento de la curva de
VOGEL desde 1800 lpc hasta cero presión. Luego:
qmax = qb + J × Pb
1.8= 1 (2200 − 1800) +
1(1800)
1.8
qmax = 400 + 1000 = 1400 b/d
Para el caso de J constante qmax = 1.0 (2200 − 0) = 2200 b/d
NODO LOCALIZACION SEPARADOR
Pwh
Pwf
Pws
Compendio Producción de Hidrocarburos II
217
Figura 3.6 Curva IPR para J constante
Figura 3.7 Curva de comportamiento de Afluencia
Se asume luego otros valores de presión por debajo de la presión de burbujeo
(solución VOGEL) y se construye la curva de comportamiento de afluencia (IPR)
como se presenta en la figura 3.7.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
218
La figura 3.8 muestra el sistema de componentes de tuberías, en donde se
asume que no existen restricciones y que por lo tanto solo se tendrá pérdidas en
la línea de flujo y la tubería.
Figura 3.8 Sistema de componentes de tuberías
Construcción de la curva IPR
Para el caso de J constante, este es relativamente simple. Se asume una tasa
de flujo y se determina la correspondiente presión de flujo. Luego se traza una línea
recta desde la presión estática Pws = 2200 lpc a q= 0 hasta el punto calculado. Por
ejemplo a una tasa q= 1000 b/d la presión de flujo Pwf= Pws −q
J= 1200 lpc.
También en esta sección de línea recta se puede tomar en cuenta la tasa a la
presión de burbujeo (qb). Se puede observar la figura (3.5), la cual muestra la
suposición de J constante y luego está la figura (3.6) que muestra lo más real de
la solución de VOGEL. El mismo procedimiento de solución puede ser aplicado
para ambos casos, es decir, a J constante o para la solución de VOGEL.
Siguiendo el procedimiento de la solución:
Se asumen varias tasas de flujo y se calculan las correspondientes presiones
de flujo, luego se construye la curva IPR. La ecuación de J constante es aplicada
para Pwf > Pb y la ecuación de VOGEL es aplicada para Pwf < Pb.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
219
Por ejemplo, asuma
q= 200 b/d, entonces
Pwf = Pws −q
J= 2200 −
200
1.0. Pwf = 2000 lpc
Y para q= 400 b/d
Pwf = 2200 −400
1.0. Pwf = 1800 lpc
Para presiones menores que 1800 lpc, la ecuación de VOGEL aplica para
construir la IPR. En el caso del ejemplo dado se considera Pws = Pb para la sección
VOGEL y se supone que qo = 100 b/d luego qVOGEL = 1000 − 400 qb = 600b/d ya
que qb = 400b/d. La ecuación de VOGEL para calcular la presión de fondo es:
Pwf = 0125 Pws [−1 + √81 − 80(qo qomax⁄ )] =
Pwf = 0125 (1800) [−1 + √81 − 80 (600)
1000]=
Pwf = 1067 lpc
La tabla 3.1 muestra las tasas de flujos asumidas versus las presiones de fondo
correspondientes para ambas soluciones
Tasa de flujo
(b/d)
Pwf(J constante)
(lpc)
Pwf(SolucionVOGEL)
(lpc)
200 2000 2000
400 1800 1800
600 1600 1590
800 1400 1350
1000 1200 1067
1500 700 -
Tabla 3.1. Resultados Obtenidos de q asumidas versus Pwf.
Se asumen varias tasas de flujo y se obtiene las requeridas presiones de cabezal
necesarias para transportar los fluidos a través de la línea de flujo horizontal hasta
Compendio Producción de Hidrocarburos II
220
el separador utilizando la apropiada correlación de flujo multifásico (curvas de
gradiente en flujo horizontal). La tabla 3.2 Muestra los resultados obtenidos.
Tasa de
flujo(b/d)
Pwh (lpc)
200 115
400 140
600 180
800 230
1000 275
1500 420
Tabla 3.2. Resultados obtenidos.
Utilizando las mismas tasas asumidas anteriormente y sus correspondientes
presiones de cabezal se determinan las requeridas presiones a la entrada de la
tubería (nodo de salida de flujo) empleando las apropiadas correlaciones para flujo
multifásico (curva de gradiente en flujo vertical). La siguiente tabla muestra los
resultados obtenidos:
Tasa de flujo
(b/d)
Pwh (Línea
horiz.)(lpc)
Pwf (Tub.
Vertical)(lpc)
200 115 750
400 140 880
600 180 1030
800 230 1225
1000 275 1370
1500 420 1840
Tabla 3.3. Resultados obtenidos
Se grafica la curva de demanda (presiones del paso 3) versus la curva de oferta
(presiones del paso 1). La intersección de estas dos curvas muestra la tasa de flujo
posible para el sistema que es 900 b/d para el caso de J constante y 870 para la
solución de VOGEL, Se puede observar la figura (3.9). Esta tasa no es la máxima,
Compendio Producción de Hidrocarburos II
221
ni la mínima, ni siquiera la óptima, pero es la tasa a la cual este pozo producirá
para el sistema de tubería instalado. La tasa de flujo cambiara solamente si se
cambia algún factor en el sistema, es decir, el tamaño de las tuberías, el
estrangulador, la presión del separador o el cambio de la curva IPR a través de un
tratamiento de estimulación.
Figura 3.9 Solución al fondo del pozo
Flujo ascendente en una zona mediante dos tuberías conductoras.
La combinación de tuberías de flujo debe ser manejada de la misma forma, hay
ocasiones donde algunos pozos son producidos a través de dos tuberías paralelas
o (ascendentes) una tubería concéntrica de 1” ID, dentro de una tubería de 2- 7/8”
y más aún tuberías de 3-1/2” OD en combinación con una tubería para flujo anular
de 3-1/2 en un casing de 9-5/8”.
El procedimiento para la solución aplicado desde la presión de cabezal o desde
la presión del separador en un sistema común para cada conducto de tubería
concéntrica o paralela es el siguiente:
1. Se asumen varias tasas de flujo.
2. Se determinan las correspondientes presiones de entrada a la tubería (nodo
de salida de flujo) independientemente para cada tubería.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
222
3. Se grafican de entrada a la tubería versus las tasas supuestas (curvas de
demanda) como se puede observar en la figura 3.10
4. Se determina la tasa de flujo posible en el sistema graficando la curva IPR
sobre la curva 3.10 de donde se obtiene el intercepto.
Figura 3.10 Curvas de demanda
Flujo vertical combinando
El comportamiento de un pozo produciendo a través de ambos conductores,
tubería y anular simultáneamente, contra una contrapresión común en la
superficie, se puede representar gráficamente mediante un diagrama de presión
versus producción.
Para facilitar la interpretación de esta metodología, se puede asumir una
contrapresión en el cabezal constante. Esta simplificación, aunque no es
estrictamente correcta, es el método más adecuado para efectuar un análisis de
las condiciones de producción en el fondo del pozo, donde las curvas que
representan el comportamiento de entrada a la tubería se interceptan con las
curvas de comportamiento de afluencia.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
223
Figura 3.11 Caso básico para la aplicación de flujo combinado (caso A)
Figura 3.12 Caso básico para la aplicación de flujo combinado (caso B)
En la figura 3.11 y 3.12 se presentan dos casos básicos para la aplicación del
flujo combinado:
a. La mínima presión de entrada para el conducto de menos diámetro es menor
que para el conducto de mayor diámetro. Tal como se muestra en la figura 3.11
Compendio Producción de Hidrocarburos II
224
b. La mínima presión de entrada para el conducto de mayor diámetro es menor
que la del conducto de menor diámetro, tal como lo muestra la figura 3.12, el
conducto de menor diámetro se refiere a la tubería de producción y el de mayor
diámetro al espacio anular.
Mínima presión de entrada en el conducto de menor diámetro
El comportamiento de las curvas de afluencia en la figura 3.11 se ha reproducido
en la figura 3.12. También el comportamiento de flujo combinado se representa
mediante curvas punteadas. Se observa, que cuando se combina cada parte de la
curva por tubería como ambas partes de la curva por el anular existen cuatro
combinaciones posibles de las curvas de presión de entrada.
Los posibles regímenes de flujo (anular, tubular, combinado) que pueden ocurrir
se pueden determinar mediante la intercepción de las curvas de presión de entrada
con las curvas IPR. Esto se muestra en las figuras 3.13 y3.14, donde las siguientes
posibilidades pueden existir:
Figura 3.13 Los posibles regímenes de flujo
Compendio Producción de Hidrocarburos II
225
Figura 3.14 Los posibles comportamientos de flujo combinado
a. Con IPR (I) solamente por tubería es posible. La producción se estabilizara a
las condiciones representadas por el punto A sobre el grafico. Si la tubería de
producción y el anular se conectan en o cerca de la superficie, ocurrirá retroflujo
en el anular, debido a que la presión fluyendo en el punto A es menor que la
mínima presión de fondo fluyendo en el anular, con el pozo fluyendo contra una
presión del cabezal = Y
b. IPR (II) da una interpretación estable con una de las curvas de flujo combinado
en el punto B, con la curva anular en el punto C y con la curva por tubería en el
punto D. Debido a que la curva por tubería de la máxima producción, el anular
debería estar cerrado. Si el anular se deja abierto, la producción por la tubería se
estabilizara en el punto D, con reflujo en el anular o la producción combinada se
estabilizará en el punto B.
c. IPR (III) e IPR (IV) también dan tres intercepciones estables (puntos E, F, G,
y H, I, J respectivamente), pero aquí el flujo anular (puntos G y J) da la máxima
producción y consecuentemente la tubería debería cerrarse.
d. IPR (V) también da tres intercepciones estables. El flujo combinado tubería-
anular, dará la máxima producción (punto M)
e. De las intercepciones de la IPR (VI) con las curvas de presión de entrada, los
cuatro puntos N, P, Q y R son estables. La intercepción en el punto “O” con una de
las curvas combinadas es inestable, debido a que cae por debajo del punto donde
esta curva es tangente a la vertical (punto “z”). el flujo combinado, ya sea en el
Compendio Producción de Hidrocarburos II
226
punto Q o R dará la máxima producción. La producción puede estabilizarse en
cualquiera de estos dos puntos ya que ambas intercepciones son estables.
f. La línea del IPR (VII) da cinco intercepciones estables. La producción
combinada es estable en los puntos T, V, y W. En este caso, nuevamente donde
se estabilizara la producción no se puede predecir con exactitud. Sin embargo, es
razonable asumir que, si el pozo estaba produciendo solo por el anular (punto U),
la producción combinada se estabilizará en algunos de los puntos V o W.
Mínima presión de entrada en el anular
Las curvas de comportamiento de la figura 3.12 han sido reproducidas en la
figura 3.15, donde el comportamiento del flujo combinado es también mostrado
(líneas punteadas).
Los posibles regímenes de flujo se muestran en la figura 3.16, donde las curvas
de presión de entrada se interceptan con varias curvas de IPR.
Figura 3.15 Curva de comportamiento del flujo combinado
Compendio Producción de Hidrocarburos II
227
Figura 3.16 Posibles regímenes de flujo
Las siguientes posibilidades existen:
a. IPR (I) da una intercepción estable con la curva de tubería en el punto A.
solamente es posible producción por la tubería y el anular debería cerrarse.
b. IPR (II) tiene tres intercepciones estables (B, C, D). el pozo debería producir
por la tubería (punto D) con el anular cerrado.
c. IPR (III) situación similar a la descrita en el punto b anterior, pero aquí en el
pozo debería producir por el anular (punto G) con la tubería de producción cerrada.
En los dos casos anteriores (b) y (c) no habrá reflujo cuando se abren ambos
conductores (tubería y anular), pero en la producción combinada será menos que
la producción por un solo conducto
d. IPR (V) da tres intercepciones, de las cuales la intercepción con el flujo
combinado es inestable (punto L). el pozo debería producir por flujo anular (M) con
la tubería cerrada para evitar reflujo.
e. Las cinco intercepciones del IPR (VI) mostradas en el gráfico, son todas
estables. El flujo combinado puede estabilizarse en los puntos O, Q o R. si el pozo
inicialmente producía solo por el anular, es casi seguro que el flujo combinado se
estabilice en alguno de los puntos Q o R.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
228
Limitaciones
El análisis presentado es por supuesto solamente válido en aquellos casos
donde la relación gas/liquido (RGL) en ambos conductos no cambie con las
variaciones de presión/producción. Este sería el caso por ejemplo, cuando la
presión de fondo fluyente sea mayor que la presión de burbujeo. Si en gas libre
está presente en el fondo del pozo, la punta de la tubería o la manga de circulación
pueden actuar como un separador dando como resultado valores de relación
gas/liquido impredecibles en cada conducto.
Otra limitación de la aplicabilidad de este tipo de flujo se presenta cuando la
producción viene de dos o más capas de un mismo yacimiento el cual produce con
diferentes relaciones gas/liquido e índices de productividad.
¿Por qué se seleccionó en el fondo del pozo como la posición solución? Observe
que el componente yacimiento ha sido aislado a partir del sistema de tubería. Por
lo tanto, si un cambio en la presión promedio del yacimiento es anticipado, tal como
la caída de presión de 2200 lpc a 1800 lpc en un año y a 1200 lpc en 2 años, se
puede observar el cambio que ocurrirá en las tasas de flujo mediante la
construcción de la curva IPR, comenzando con una presión estática de 1800 lpc y
1200 lpc respectivamente (ver figura 3.17).
Figura 3.17 Predicción de comportamiento futuro (solución vogel)
Pws= 1800
Pws= 1200
q= 315 B/D
Q = 870 B/D
q MAX = 1000 B/D q MAX = 1400 B/D
Compendio Producción de Hidrocarburos II
229
Las tasas correspondientes se muestran en la tabla (3.4)
Tabla 3.4.
Pr (lpc) Q (b/d)
2200 870
1800 610
1200 315
Tabla 3.4 Tasas Obtenidas
Se supone que la relación gas –petróleo (RGP) permanece constante a 400
pcn/bbl. La práctica normalmente muestra en los casos de campo, un cambio de
la RGP a medida que se agota el yacimiento y de aquí, la necesidad de construir
una nueva curva de comportamiento de la tubería (curva de demanda).
La curva de IPR para 1200 psi es construida a partir de la ecuación de VOGEL,
habiéndose determinado inicialmente qomax mediante la siguiente relación:
qomax a 1800 lpc
qomax a 1200 lpc= (
1800
1200)
3
Existen otros casos en donde la solución en el fondo del pozo es la menos
indicada para ilustrar el efecto de ciertas variables. Uno de estos es mostrar el
cambio esperado en la tasa de flujo al estimular o remover el daño del pozo.
Observe la figura (3.18), la cual muestra el ejemplo de un pozo que de una
eficiencia de flujo (EF) de 0.4, obtuvo una eficiencia de flujo de 1.0 mediante la
remoción de todo el daño y una eficiencia de flujo 1.4 mediante una estimulación
al pozo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
230
Figura 3.18 Efecto del cambio de eficiencia de flujo sobre la producción del pozo
Otro caso es el de mostrar el efecto del flujo transitorio en la curvas IPR sobre
el mismo pozo. Dependiendo de las características del yacimiento, el cambio
producido de IPR ocurrirá con el tiempo en el mismo pozo y en el mismo yacimiento
y finalmente alcanzara el flujo estabilizado. El tiempo de estabilización del flujo
puede ser calculado de la misma forma.
3.2.1.2. Solución en el tope del pozo
Otra de las posiciones solución más común es el tope del pozo, es decir, en el
árbol de navidad. El sistema completo es de nuevo dividido en dos componentes
con el propósito de hallar la tasa de flujo posible. El separador y la línea de flujo
son considerados como un solo componente (figura 3.19) y el yacimiento y la sarta
de tubería de producción como el otro componente (figura 3.20). En ambos se
comienzan con las posiciones extremas. En la figura 3.19 se comienzan con la
presión del separador y se determina la presión de cabezal necesario para mover
las tasas de flujo asumidas a través de la línea de flujo con el separador. En la
figura 3.19 se comienza con Pws, se asume una tasa de flujo y se prosigue hasta
el centro del borde del pozo para obtener Pwf utilizando la apropiada curva o
ecuación IPR, luego utilizando esta presión (Pwf) se prosigue hasta el tope de la
tubería para hallar la presión en el cabezal necesaria para la tasa de flujo
establecida.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
231
Figura 3.19 Línea de flujo y separador
Figura 3.20 Tubería de producción y yacimiento
Pasos a seguir en el procedimiento solución:
1. Asuma varias tasas de flujo.
2. Utilice la presión del separador y determine las presiones del cabezal
necesarias para mover los fluidos a través de la línea de flujo. Este será el nodo
de presión de flujo en la posición solución.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
232
3. Utilizando las mismas tasas de flujo asumidas y con el valor de Pws determine
las correspondientes presiones de fondo en el yacimiento necesarias para producir
dichas tasas.
4. Utilizando las presiones de fondo obtenidas en el paso 3, se determina las
presiones permisibles en el cabezal del pozo, para estas tasas de flujo (nodo de
presión de afluencia). Debe utilizarse las adecuadas correlaciones de flujo
mulitifasico vertical (curvas de gradiente).
5. Grafique las presiones de cabezal obtenidas en el paso 2 versus las presiones
de cabezal obtenidos en el paso 4 para obtener la tasa de flujo. Observe la figura
3.21 y 3.22; De la intersección de estas dos curvas se obtienen las tasas para las
curvas de J constantes y solución de VOGEL
Figura 3.21 Solución en el cabezal del pozo
Compendio Producción de Hidrocarburos II
233
Figura 3.22 Solución en el cabezal del pozo (vogel)
3.2.1.3. Combinación de la solución en el fondo y en el tope del pozo
Esta combinación es otro procedimiento solución que se utiliza con bastante
frecuencia. El método a seguir es el mismo que se utiliza para el caso de J
constante, la diferencia es que el grafico presión en el cabezal (Pwh) versus tasa
de flujo es determinada en una manera distinta.
1. Se asumen varias presiones de cabezal tales como: 100, 200, 300 y 400 lpc.
2. Para cada presión en el cabezal se asumen varias tasas de flujo, tales como:
400, 600, 800, 1000, 1200 y 1500 b/d.
3. Se determina la presión de fondo fluyente para cada presión de cabezal
necesario para producir las tasas de flujo asumidas.
4. Prepare un gráfico de presión versus tasa de flujo como se observa en la figura
3.23, para las distintas presiones de cabezal.
SOLUCIÓN EN EL CABEZAL DEL POZO (VOGEL)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
234
Figura 3.23 Solución al fondo del pozo para varias presiones del cabezal
Marque las tasas de flujo en la intersección de la curva de demanda con la curva
de oferta para cada presión de cabezal.
5. Replotee las presiones de cabezal versus la tasa como se observa en la figura.
3.24
Figura 3.24 Solución a nivel del cabezal
6. Complete la solución ploteando las presiones de cabezal requeridas para la
línea de flujo horizontal como se observa en la figura 3.25.
Pwh RATA
100 1100 200 985
300 845
400 685
Compendio Producción de Hidrocarburos II
235
La ventaja de esta solución es que obtiene ambas soluciones en el fondo y en
el tope del pozo con un mínimo esfuerzo. Si ocurre un cambio de condición en el
yacimiento tal como la caída de la presión estática o J cambie, la curva IPR
obtenida puede ser colocada sobre el mismo grafico sin que cambie las curvas de
demanda, a menos de que ocurra un cambio de la RGP y/o el pozo comience a
producir algo de agua.
Las tasas de flujo versus presiones de cabezal pueden ser obtenidas a partir de
la figura 3.25 y colocarlas sobre la figura 3.26 para obtener una solución de presión
de cabezal con cambios en las curvas IPR. La solución de presión en el cabezal
del pozo brinda fácilmente la oportunidad de observar el efecto del cambio de
diámetros en la línea del flujo.
Figura 3.25 Solución al fondo del pozo para varias PWH y cambiando las curvas de IPR
Compendio Producción de Hidrocarburos II
236
Figura 3.26 Solución al cabezal con datos tomados de la fig.
3.2.2. Análisis Nodal Aplicado A Pozos De Inyección
El análisis del sistema nodal puede ser aplicado a pozos de inyección de agua
o gas, como una herramienta para determinar la tasa de inyección optima, el
tamaño exacto de la tubería, las técnicas de completación, así como herramienta
de diagnóstico.
Existen cantidades de pozos que son usados para inyectar agua con propósitos
de desplazamientos o de distribución (ventas). El diseño apropiado de estos pozos
es económicamente muy importante debido a que pozos nuevos pueden ser
requeridos para inyectar tasas de agua. En ciertos casos, algunos pozos
productores o abandonados podrían convertirse en pozos inyectores.
Después de cierto periodo de tiempo, estos pozos generalmente comienzan a
mostrar un descenso en la tasa de inyección de agua principalmente causado por
el taponamiento parcial de la región cercana al pozo. Por consiguiente
provisionalmente se realiza un lavado en reverso en mucho de estos pozos, por lo
general, esto se hace mediante la instalación de válvulas de lavamiento artificial de
gas y se produce el pozo de una manera normal hasta que se limpie
completamente y nuevamente reciba agua como un pozo de inyección.
Si el pozo ha sido completado en una arena no consolidada es posible que se
requiera de un empaque de grava para lavarlo apropiadamente en forma reversa y
Compendio Producción de Hidrocarburos II
237
producirlo sin que ocurra una excesiva producción de arena. Por lo tanto no es
extraño encontrar un empaque de grava en pozos inyectores de agua, este debe
ser diseñado apropiadamente para permitir la inyección de agua a la tasa requerida
así como también para permitir algunas veces el lavado en reverso en vez de
utilizar altos diferenciales para remover los sedimentos, partículas, entre otros, que
reducen la tasa de inyección.
Procedimiento standard para diseñar un pozo de inyección agua
1. Prepare la curva IPR de la manera usual, utilizando la ecuación de Darcy.
qiny =7.08 × 10−3kw h (∆P)
μω Bω (Ln rerω⁄ − 3
4⁄ + s)
Esta ecuación es similar a la ecuación de DARCY para el flujo alrededor del
pozo excepto que ∆P debe ser sumado a la presión promedio del yacimiento.
Entonces, el índice de productividad en un pozo de inyeccion puede ser calculado
por:
qiny = Jiny ∆P
Esta es una relación lineal para flujo de agua es una sola fase. Se asume los
valores de ∆P y se calculan las tasas correspondientes, luego se grafica q vs (Pws
+ ∆P) obteniéndose una figura al gráfico 3.27.
Figura 3.27 Comportamiento de inyección de un pozo inyector de agua
Compendio Producción de Hidrocarburos II
238
La presión de fractura no debe excederse en un punto como se observa en la
figura (3.27). si no el gradiente de fractura para un pozo en particular no es
conocido, puede ser estimado ya que pocas veces se excede de un gradiente de
0.80 lpc/pie y tiende a estar en el orden de 0.7 lpc/pie. Es decir, el gradiente de
fractura para un pozo normal puede ser estimado por la siguiente operación:
(0.7) (10000)= 7000 lpc para un pozo de 10.000 pies.
2. Construir la curva de descarga de la tubería como se observa en la figura
(3.28). Estas curvas son análogas a las curvas de demanda para un pozo
productor. Sin embargo para las curvas de inyección de agua el factor de fricción
es sustraído a partir de la componente elevación (gradiente estático). Es decir, la
presión de descargas de la tubería (asumiendo que está en el centro de las
perforaciones) es el componente elevación menos el componente de fricción con
una aceleración insignificante para el flujo de agua. Si la tubería es menor que dos
o tres conexiones medidas desde el centro del intervalo perforado, puede asumirse
trazando en el centro de intervalo. Menor fricción ocurrirá en el intervalo revestido
comparado con la tubería y cualquier excesiva longitud de la tubería de
revestimiento debe ser tomada en consideración. Mediante la suposición de que
toda la sarta es de tubería, genera una presión ligeramente menor y por lo tanto
una tasa de inyección ligeramente menor será pronosticada. En la figura 3.29 se
observa un conjunto de curvas de gradiente típica para la inyección de agua.
Figura 3.28 Curva de descarga de la tubería
Compendio Producción de Hidrocarburos II
239
Figura 3.29 Curvas de gradiente típica para la inyección de agua
3. La curva IPR de inyección obtenida en el paso 1 y las curvas de descarga de
la tubería obtenidas en el paso 2 son combinadas de la misma forma que en un
pozo fluyente, como se muestra en la figura 3.30. la intersección de estas dos
curvas muestran la tasa de inyección posible para el pozo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
240
Figura 3.30 Combinadas de curva IPR con la curva de descarda
La inyección de agua en un pozo con empaque de grava puede ser manejada
en la misma forma como en un pozo productor. La pérdida a través del empaque
puede ser incluida en la curva de IPR o puede prepararse en un ploteo de ∆P tal
como se muestra en la figura 3.31.
Figura 3.31 Inyección de agua en un pozo con empaque de grava
Compendio Producción de Hidrocarburos II
241
Efecto de las variables en un pozo de inyección de agua
Un análisis de sistema nodal grafico similar al de la figura 3.30 puede ser
utilizado para observar el efecto de variables tales como: la presión del cabezal, el
diámetro de la tubería, la longitud de la línea de flujo para la inyección en superficie,
la presión de bombeo de la inyección en superficie y la densidad de los tiros de
perforación en los pozos con o sin empaque con grava.
Los sistemas gráficos también pueden ser utilizados como herramientas de
diagnóstico para la determinación de cuando un lavado en reverso o una
acidificación en un pozo de inyección incrementan la tasa de inyección.
1. Efecto de la inyección en la presión del cabezal: un gráfico similar al de la
figura 3.32 puede ser preparado para mostrar el efecto de la presión de inyección
en el cabezal y ayudar en la selección de la presión de descarga y la potencia de
la bomba. Esta grafica se prepara fácilmente asumiendo varias presiones de
cabezal para determinar las correspondientes curvas de descarga de la tubería.
Figura 3.32 Efecto de la presión de cabezal sobre la inyección
2. Efecto de tamaño de la tubería: el efecto del tamaño de la tubería es mostrado
en un gráfico similar al de la figura 3.33. luego la selección correcta del tamaño de
la tubería puede realizarse con el propósito de obtener la tasa de flujo deseada.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
242
Figura 3.33 Efecto de la tubería sobre la inyección
3. Efecto de la presión estática del yacimiento: si se inicia un proyecto de
desplazamiento de fluidos en un yacimiento agotado con una presión estática
relativamente baja, un gráfico de la tasa de inyección versus Pws como el que se
observa en la figura 3.34 puede ser muy importante.
Figura 3.34 Efecto de la presión estática del yacimiento
Eventualmente en el yacimiento original será penetrado o excedido
dependiendo de cómo se haga la producción en el tiempo, con el propósito de
construir las curvas IPR durante estos periodos transitorios, es decir hasta que la
banda de agua haya alcanzado el radio de drenaje en un procedimiento interactivo
que puede ser empleado para considerar adecuadamente todas las variables.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
243
4. Efecto del tamaño de la línea de flujo: si una larga delgada línea de flujo es
requerida para traer el agua hasta el pozo de inyección su efecto puede ser
significante el ocasionar una excesiva pérdida de presión causada por la fricción
en la línea de flujo.
El efecto de los diámetros de la línea de flujo puede ser evaluado en la misma
manera como se evalúa un pozo que fluye por flujo natural, tomando el punto de
solución en el cabezal de pozo o en el fondo del pozo.
El siguiente procedimiento es realizado tomando como nodo solución la presión
en el cabezal de pozo (ver figura 3.35).
Figura 3.35 Solución en el cabezal para pozos inyectores de agua
1. Asuma varias tasas de flujo.
2. A partir de la presión de descarga de la bomba en superficie determine la
presión en el cabezal para cada tasa asumida. Esta se diferencia de la presión de
flujo de un pozo en que la presión de cabezal disminuirá a medida que la tasa se
incrementa debido al aumento de las perdidas por fricción desde la bomba hasta
el cabezal.
3. Grafique Pwh versus q como se observa en la figura 3.35
4. Con el valor de Pws determine la presión en el centro de las perforaciones
durante la inyección de las distintas tasas de flujo o leyendo estos valores de las
curvas de IPR.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
244
5. Usando las presiones obtenidas en el paso 4 determine la presión de cabezal
requeridas por cada tasa.
6. Grafique las presiones de cabezal obtenidas en el paso 5 sobre la figura 3.35.
la intersección de estas dos curvas de la tasa de inyección para este pozo.
La solución en la presión en el cabezal permite aislar la línea de flujo del sistema
y así las líneas de flujo extensas pueden ser evaluadas fácilmente, como se
muestra en la figura 3.36.
Figura 3.36 Ejemplo con varios líneas de flujo
Dada la siguiente información:
D= 10000 pies
K= 70 md
h= 30 pies (totalmente perforados)
Ørevest.= 7-5/8”
Øhoyo= 9-7/ 8”
Øtuberia= 2-7/8”
T= 190º F
Re= 2000 pies
Pr= 5000 lpc
Se espera un gradiente normal de fractura de 0.7 lpc/pie: la bomba está ubicada
en el mismo sitio del pozo por lo tanto no se requiere de línea de flujo para inyectar
agua salada de gravedad específica igual a 1.07.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
245
Determine: la tasa de inyección para este pozo con una presión en el cabezal
de 2000 lpc. Prepare la curva de comportamiento de la tubería de inyección cuyo
diámetro es de 2-7/8” OD y tiene revestimiento plástico (ID= 2, 431).
Solución:
a) Prepara la curva IPR utilizando la ecuación de Darcy.
qW =7.08 × 10−3kw h (∆P)
μω Bω (Ln rerω⁄ − 3
4⁄ + s)
Asuma S= 0 y Bω= 1 (flujo incompresible), μω se determino a partir de la figura
3.37 y su valor es de 0.3 cp. Luego se calcula rw.
Figura 3.37 Determinación de la viscosidad del agua
Compendio Producción de Hidrocarburos II
246
rw =9.875
2 (12)= 0.41 pies
Se despeja ∆P
∆P =qw μω Bω (Ln re
rω⁄ − 34⁄ )
7.08 × 10−3kw h
∆P =(03)(1) (Ln 2000
0.41⁄ − 34⁄ )
7.08 × 10−3(70) (30)
∆P = 0.1562 q
Se asume valores para q y se determina los ∆P correspondientes; dichos valores
se suman a Pws y se obtienen los pwf de interés (ver tabla 3.5)
q (b/d) ∆P (lpc) Pwf= Pws + ∆P
(lpc)
100 15,62 5016
200 31,24 5031
400 62,48 5062
600 93,72 5094
800 124,96 5125
1000 156,2 5156
1500 234,3 5234
2000 312,4 5312
3000 468,6 5469
5000 781 5781
10000 1562 6562
Tabla 3.5. Resultados obtenidos de PWF
Utilizando los datos de la tabla grafique la curva IPR para no exceder el
gradiente de presión de fractura de 0,7 lpc/pie x (10.000)= 7000 lpc.
b) Determine la presión de descarga de la tubería. Tabule los valores de tasa
versus presión de descarga como se muestra en la siguiente tabla.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
247
q (b/d) Presión de descarga fondo (lpc)
2000 6510
3000 6400
4000 6300
5000 6050
6000 5820
7000 5570
8000 5290
10000 4530
Tabla 3.6. Valores de tasa Vs presión de descarga
c) Grafique los valores sobre la figura (3.38)
d) La intersección de la curva de IPR y la curva de descarga de la tubería muestra
la tasa de inyección de 5800 b/d.
En el mismo grafico pueden ser ploteados otros diámetros de tubería y otras
presiones de cabezal.
Figura 3.38 Ejemplo pozo inyector de agua
Compendio Producción de Hidrocarburos II
248
3.2.3. Aplicación del análisis nodal en pozos de petróleo y gas empacados
con grava
La producción de arena está asociada con la producción de petróleo o gas en el
mioceno y formaciones más jóvenes. Recientemente, la producción de arena se ha
observado a profundidades de 17000 pies a 22000, anteriormente se pensaba que
no existía producción de arena a profundidades mayores de 10000 pies.
La producción de arena viene a ser un problema en la producción de pozos
cuando esta reduce o detiene la producción de hidrocarburos, erosiona la
superficie y el equipo de subsuelo, o causa problemas de disposición, o de
colapsamiento del casing o tubería de revestimiento. La eliminación de la
producción admisible de arena, el desarrollo de mejores técnicas de completación
y la utilización de análisis de sistema nodal para la evaluación de completaciones
en pozos ha incrementado la eficiencia del control de arena en las completaciones.
El control de arena detiene la producción de solidos mientras se mantiene la
producción eficiente de fluidos. Detener la producción de arena es fácil. Basta
colocar un tapón de cemento o cerrar el pozo. Lo más difícil es mantener una
eficiente completación, una que controle la tasa sin producción de arena, con o sin
pequeñas caídas de presión a través de la completación.
El cierre o el estrangulamiento del pozo no se consideran beneficioso en el
control de arena debido a que reduce la producción. Detener la producción de
solidos no necesariamente significa que material de formación no se produzca,
pero lo deseable es llevarla a su mínima expresión. Uno de los métodos básicos
de control de arena más común es el empaque con grava (gravel packing) que
consiste en que fluidos mezclados con grava y arena son bombeados dentro del
pozo alrededor de un tamiz ranurado. Estos crean un filtro en el hoyo que permite
formar un puente entre la arena de formación y el empaque con grava , previendo
el arenamiento del pozo pero a su vez permite la producción de petróleo o gas
figura 3.39).
Compendio Producción de Hidrocarburos II
249
Figura 3.39 Puente entre la arena de formación y el empaque con grava
Figura 3.40 Consolidación de la arena de formación
Los criterios para diseñar el empaque con grava son los siguientes:
El primer paso en el diseño de un empaque con grava es obtener una muestra
del material de formación. Los métodos más conocidos para obtener muestras de
formación son mostrados a continuación en el orden de preferencia:
1. Núcleo de manga de goma
2. Núcleos convencionales
3. Núcleos de pared
4. Muestra achicada (booled)
5. Muestra producida (ripios)
Los núcleos de manga de goma o los convencionales son los mejores y son las
muestras más representativas que se pueden realizar. Estos son también los más
costosos y difíciles de obtener. Debido al costo adicional, son muy pocas las veces
usados en los diseños de empaque de grava, deben ser utilizados especialmente
en pozos en desarrollo debido a que ellos proveen suficientes muestras de material
Compendio Producción de Hidrocarburos II
250
para llevar a cabo la difracción de rayos x, solubilidad de ácidos y ensayos
relacionados con la mineralogía, lo cual es necesario para diseñar mejores
completaciones.
Cuando se diseña un empaque con grava es necesario determinar el tamaño de
la grava, para lo cual un análisis de la arena en el tamiz debe ser llevado a cabo;
posteriormente realizar la selección de la grava para esto el tamaño de la grava
debe ser muy específico. La selección apropiada y el control de calidad de la grava
usada en el empaque es esencial, todas las gravas usadas en el control de arena
deben cumplir con las especificaciones de la API, entre las que se incluyen las
siguientes:
1. Alto contenido de cuarzo (96- 100 %) para proporcionar mayor resistencia al
gramo.
2. Buena redondez (esfericidad y redondez de 0.6 o mayor).
3. Mientras menor sea el rango de variación del tamaño de los granos de grava,
mayor será su permeabilidad y uniformidad. Se sugiere una variación menor del
2% del rango de medida o del 4% del rango de medida especificado.
4. Solubilidad en acido menor del1% en 12% de hidroclórico por 3% de
hridroflourico en una hora a 72 ºF.
Las gravas comúnmente disponibles incluyen:
12- 20 unidades mesh
20- 30 unidades mesh
20- 40 unidades mesh
30- 40 unidades mesh
40- 50 unidades mesh
40- 60 unidades mesh
50- 70 unidades mesh
5. El tamaño de la abertura del tamiz debe ser tan grande como sea posible y a
pesar de ello que retenga toda la arena del empaque de grava.
6. El tipo de tamiz o liner usado para completar un pozo empacado con empaque
con grava es en gran parte determinado por el aspecto económico y la
productividad del pozo. Hay tres tipos de tamiz y liner usados por la industria
Compendio Producción de Hidrocarburos II
251
petrolera para estos pozos entre los que se encuentran los liner con tubería de
acero inoxidable todo soldado, el liner recubierto de alambre o guaya y los liners
ranurados (ver figura 3.41).
Figura 3.41 Tamiz o liner usado para completar un pozo con empaque con grava
7. Diámetro del liner que debe proporcionar un adecuado espacio para correr la
herramienta de reacondicionamiento en el pozo si hay necesidad de cambiar el
liner en el futuro, en una completación a hueco abierto debe estipularse un mínimo
de 2 pulgadas de espacio radial entre el liner y el hueco o hoyo.
8. Los centralizadores son parte esencial para realizar buenos empaque con
grava (ver figura 3.42) ya que evitan que la grava penetre las perforaciones del
pozo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
252
Figura 3.42 centralizadores
Procedimiento Solución
Los fluidos viajan a través de la formación a la región cercana que bordea el
pozo. Con el propósito de ubicarse en el interior del tamiz y el liner ellos deben
entrar a un túnel cañoneado, viajar a través del empaque con grava y luego pasar
el interior del tamiz con el liner perforado o ranurado. Para evaluar este flujo en
términos de análisis nodal, nosotros debemos estar en capacidad de explicar las
pérdidas de presión causadas por obstrucciones en esta ruta. Afortunadamente
hay ecuaciones disponibles para describir estas pérdidas, ya sea que el empaque
con grava sea a hueco abierto o cerrado.
Haciéndose uso de las ecuaciones que consideran turbulencia encontrada
durante el flujo a través de un medio poroso para ambos regímenes de flujo lineal
o radial, es posible calcular y predecir la caída de presión a través de un empaque
con grava. La figura 3.43 muestra el cuadro completo de un empaque con grava y
una posible posición solución, en la figura 3.44 observamos la ruta tomada por los
fluidos mientras ellos van desde la formación y atraviesan el empaque de grava
debidamente colocado y pasan por el interior del tamiz y el liner.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
253
Figura 3.43 Configuración de un empaque con grava
Figura 3.44 Flujo de los fluidos a través del empaque
Las siguientes ecuaciones adaptadas por Jones, Blount y Glaze han sido usadas
con éxito en la predicción de la caída de presión a través del empaque con grava
para pozos de petróleo y gas.
Para pozos de petróleo
Pwfs − Pwf = ∆p = aq2 + bq
∆p =9.08 × 10−13β Bo2 ρoL
A2 (q2) +
μoB oL
1.127 × 10−3KGAq
Compendio Producción de Hidrocarburos II
254
Dónde:
a= 9.08×10−13β Bo2 ρoL
A2 b= μoB oL
1.127×10−3KGA
q= tasa de flujo, b/d
Pwf= Presión fluyente del pozo (borde del pozo), lpc
Pwfs= Presion de fondo fluyente del pozo a nivel de la cara de la arena, lpc
β= Coeficiente de turbulencia, pie−1 para la grava, la ecuación es:
β =1.47 × 107
KG0.55
B o= Factor volumétrico de formación, by/bn
ρo= Densidad del petróleo, lbs/pie3
L= longitud de la trayectoria lineal del flujo (pie).
A= Área total abierta para flujo, pie2 (A= área de una perforación x densidad del
disparo (o de la explosión) x intervalo perforado)
KG= Permeabilidad de la grava, md
Para pozos de gas
pwfs2 − pwf 2 = aq2 + bq
pwfs2 − pwf 2 =
1.247x10−10. β. γg. T. Z. L
A2q2 +
8.93x103 μg. T. Z. L
KGA q
Dónde:
a= 1.247x10−10.β.γg.T.Z.L
A2 b=
8.93x103 μ.g.T.Z.L
KGA
q= tasa de flujo, MPC/D
Pwf= Presión de fondo fluyente del pozo alrededor del mismo, lpca
Pwfs= Presion de fondo fluyente del pozo a nivel de la cara de la reana, lpca
β= Factor de turbulencia, pie−1
β =1.47 × 107
KG0.55
γg= Gravedad especifica del gas, adimensional
L= longitud de la trayectoria lineal del flujo (pie).
A= Area total abierta para flujo, pie2 (A= área de una perforación x densidad de
la explosión x intervalo perforado)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
255
T= Temperatura ºR (ºF + 460)
Z= Supercompresibilidad, adimensional
μg = Viscosidad del gas, cp
Haciendo uso de las ecuaciones anteriores en un análisis nodal nos permitiría
predecir la caída de presión a través de un empaque con grava con razonable
exactitud.
Método de análisis
El análisis nodal para el empaque de grava es manejado como un nodo funcional
(un nodo cuya longitud perpendicular al flujo es pequeño). De esta manera sus
efectos pueden ser aislados para un análisis directo.
El aislamiento de los efectos de un empaque de grava sobre el flujo es útil para
planificar (se puede calcular y graficar los efectos de la variación de los parámetros
del empaque) y para evaluar el rendimiento de los empaques de grava en forma
rápida.
Procedimiento general:
29. Graficar la curva IPR (Figura 3.45)
Figura 3.45 Análisis nodal para empaque con grava (Curva de IPR)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
256
29. Graficar la curva de demanda (Figura 3.46)
Figura 3.46 Curva de demanda en la tubería
29. Trasladar los ∆P entre la curva IPR y la curva de demanda (Figura 3.47)
Figura 3.47 Traslado de los ∆p entre las curva de IPR y las curvas de demanda
29. Usando la ecuación apropiada, calcular los ∆P a través del empaque con
grava y graficarlos sobre la figura 3.48.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
257
Figura 3.48 ∆p a través del empaque
29. Evaluar otras densidades de tiro o de explosión u otras variables como se
observa en la figura 3.49
Figura 3.49 Efecto de la densidad de perforaciones
La caída de presión causada por el empaque con grava puede ser incorporada
dentro de cualquiera de las dos componentes principales en un sistema nodal por
si alguien desea aislar otra parte del sistema.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
258
Los (fig.3.50) muestra como los ∆P (caída de presión) a través del empaque de
grava puede ser incorporado en la curva IPR. La figura 3.51 muestra como las
caídas de presión (∆P) del empaque con grava puede ser incluida en la curva de
demanda.
Figura 3.50 ∆P´S a través del empaque incorporado en la curva de IPR
Figura 3.51 ∆P´S a través del empaque incorporado en la curva de demanda
Compendio Producción de Hidrocarburos II
259
La solución más común es la que aísla el empaque con grava y es la que será
usada en esta sección. A fin de aislar los efectos del empaque con grava, primero
se analiza el sistema y la curva de caída de presión para el empaque de grava
mostrara la tasa a la cual el sistema producirá y la magnitud de la caída de presión
a través de la completación.
Este procedimiento puede ser ilustrado mejor haciendo un problema ejemplo, el
procedimiento para realizar el análisis en pozos de petróleo es idéntico al utilizado
en los pozos de gas, se debe seleccionar la completación como el punto solución
del análisis y luego se procede a construir las curvas de oferta (IPR) y de demanda
(Intake). La construcción de estas dos curvas, la curva ∆P del sistema y la curva
que describe la caída de presión a través del empaque de grava se realizaran de
la misma manera bien sea que se esté trabajando en un pozo de petróleo o en un
pozo de gas.
Problema ejemplo
Dada la siguiente información:
Pwh= 280 lpc
Pws= 3500 lpc
D= 8000 pies
Ko= 170 md
h= 25’
re= 1500 pies
Øhoyo= 12- 1/2”
Ørevestidor= 9-5/8”
Øliner= 5-1/2” OD
Rw= 0.51’
Øtuberia= 4”
Grava 40-60 (45000 md)
35º API= (ρo = 43.9 lbm/pie3)
γg = 0.65
T= 190ºF
RGP=600 Pcn/bbl
Densidad de tiro= 4 spf (δ = .51")
Bo= 1.33 B/BN
hp= 15 pies
Compendio Producción de Hidrocarburos II
260
Pb= 2830 lpc
µo= 0.54 cps
Procedimiento solución:
1. Construir la curva IPR utilizando la ecuación de Darcy:
qo =7.08 × 10−3k h (Pws − Pb)
μo Bo (Ln rerω⁄ − 3
4⁄ + o)
J =7.08x 10−3Kh
μo Po (Ln rerw⁄ − 3
4⁄ )= 5.789
qb = 5.789 (3500 − 2830) = 3879 b/d
qmax = qb +Jpb
1.8= 12.983 b/d
La tabla 3.7 muestra los datos utilizados en la construcción de la curva IPR (ver
figura 3.52)
Figura 3.52 Construcción de la curva de IPR (Ejemplo: de petróleo empacado con grava)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
261
q (b/d) Pwfs (lpc)
5691 2500
8059 2000
9972 1500
11430 1000
12434 500
Tabla 3.7. Datos utilizados en la construcción de la curva IPR
2. Construir la curva de demanda para una tubería de 4-1/2” OD y para una
presión de 280 lpc. Los datos empleados en la construcción de esta curva son
mostrados en la tabla 3.8
Q (b/d) Presión de entrada a la tubería (lpc)
4000 1640
6000 1860
8000 2120
Tabla 3.8 Datos empleados para la construcción de la curva de demanda
Observe la figura 3.53 en donde se nota que existe una tasa de 7500 b/d para
cero caída de presión a través de la completación.
Figura 3.53 Construcción de la curva de demanda (Pozo de petróleo empacado con grava)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
262
3. Traslade la curva ∆P (ver figura 3.54)
Figura 3.54 Trasferencia de los ∆p entre la curva de IPR y la curva de demanda
4. Calcule el ∆P a través del empaque con grava para 4 tiros por pies y orificios
perforados de 0.51” utilizando las ecuaciones sugeridas por Jones, Blount y Glaze.
∆p =9.08 × 10−13β Bo2 ρoL
A2 (q2) +
μoB oL
1.127 × 10−3KGAq
Dónde:
a= 9.08×10−13β Bo2 ρoL
A2 b= μoB oL
1.127×10−3KGA
q= tasa de flujo, b/d
Pwf= Presión fluyente del pozo (borde del pozo), lpc
Pwfs= Presion de fondo fluyente del pozo a nivel de la cara de la arena, lpc
β= Coeficiente de turbulencia, pie−1 para la grava, la ecuación es:
β =1.47 × 107
KG0.55
B o= Factor volumétrico de formación, by/bn
ρo= Densidad del petróleo, lbs/pie3
L= longitud de la trayectoria lineal del flujo (pie).
A= Área total abierta para flujo, pie2 (A= área de una perforación x densidad del
disparo (o de la explosión) x intervalo perforado)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
263
KG= Permeabilidad de la grava, md
Una revisión de estas ecuaciones revelara que hay solamente un término que
es poco familiar. Se ha indagado todo lo de estos términos excepto para el termino
densidad (ρo), el cual es el mismo para el petróleo y el gas, se refiere a la densidad
en lbm/pie3. Si este término no es conocido, puede hacerse un cálculo aproximado
utilizando la ecuación:
ρo = γo. 62.4 +
0.0764 γg Rs5.615
βo
Se comienzan los cálculos de la caída de presión en el empaque de grava
mediante el cálculo del valor de los termino a y b. también los valores de ∆P pueden
ser determinados directamente, ya que en este cálculo no se involucra el termino
de presión al cuadrado.
La tabla (3.9) muestra los resultados obtenidos para una densidad de tiro de 4
spf y 15 pies perforados.
L= 0.281/ pies
A= 0.085 pie2
β= 4.056 x 104
a= 1.11 x 10−4
b= 0.0468
q (b/d) ∆P (lpc)
200 14
500 51
1500 320
2000 538
3000 1139
4000 1953
6000 4277
8000 -
10000 -
Tabla 3.9. Resultados obtenidos para una densidad de tiro de 4 SPF y 15 pies perforados.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
264
La figura 3.55 muestra el pleoteo de estos valores de ∆P y de ella se obtiene que
q= 3500 b/d y ∆P= 1400 lpc, este valor de ∆P es demasiado alto para un empaque
con grava.
Figura 3.55 Ejemplo: de petróleo empacado con grava (∆p a través de la completacion)
5. Calcular los valores ∆P para otras densidades de tiros. La tabla 3.10 muestra
los valores obtenidos para 8, 12 y 16 spf en 15 pies perforados.
8 spf 12 spf 16 spf
A= 0.17 pie2 A= 0.255 pie2 A= 0.34 pie2
a= 2.77 x 10−5 a= 1.233 x 10−5 a= 6.938 x 10−6
b= 0.0234 b= 0.0156 b= 0.0117
Tabla 3.10 valores obtenidos para 8, 12 y 16 SPF en 15 pies perforados
q (b/d) ∆P(lpc) ∆P(lpc) ∆P(lpc)
200 6 4 3
500 19 11 8
1500 97 51 33
2000 158 82 51
3000 320 158 98
4000 538 260 158
6000 1139 538 320
Compendio Producción de Hidrocarburos II
265
8000 1953 914 538
10000 3009 1389 811
12000 4277 1963 1139
Estos valores de ∆P son ploteados luego en la figura 3.56
Figura 3.56 Ejemplo de la densidad de perforaciones
Como se explicó anteriormente se plotearan estos datos en el mismo grafico que
incluye las curvas de oferta de demanda y ∆P del sistema.
La intercepción de la curva de ∆P en el empaque de grava, muestra dos
secciones de información muy valiosa: la tasa a la cual el sistema completo
producirá y la caída de presión a través del empaque de grava. Al igual que en un
pozo de gas, se tratará de mantener la caída de presión en algún punto a través
del empaque entre 200-500 lpc, basándose en la experiencia de campo. En este
ejemplo la selección de una densidad de tiro de 4 spf y un intervalo perforado de
15 pies no ha generado una satisfactoria caída de presión a través del empaque
de grava.
Por consiguiente, se analizan otras densidades de tiros para el mismo intervalo
perforado. Los resultados son mostrado en la figura (3.56) y si es de nuestro interés
obtener una tasa alta, es conveniente utilizar una densidad de tiro de 16 spf para
producir 6500 b/d con un ∆P de 380 lpc. También si es permitido intervalos
adicionales mayores de 15 pies pueden ser abiertos.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
266
3.2.4. Análisis nodal aplicado a un pozo cañoneado en forma convencional
Un artículo publicado por el Dr. Harry Mcleod ha revelado una solución práctica
para la evaluación de un poso cañoneado en forma convencional.
Se ha demostrado que alrededor de un túnel cañoneado durante una perforación
normal, ocurre siempre un daño consolidado en dicha zona. Debe recalcarse que
este problema se diferencia de los pozos empacados grava, en que estos estamos
en contacto con una formación no consolidada y de aquí nuestro interés de
mantener un área abierta al flujo. En formaciones compactas nuestro interés no
está solamente en el área abierta a flujo, sino también en la longitud del túnel
cañoneado. Ambas tienen sus efectos sobre la tasa de flujo en el pozo .La figura
(3.57) muestra un típico túnel cañoneado y la nomenclatura utilizada en este
análisis.
Figura 3.57 Forma típica de un túnel cañoneado
A fin de analizar los efectos de este cañoneo y su capacidad de flujo, varias
suposiciones muy justas se han hecho basándose en el trabajo de numerosos
autores.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
267
Figura 3.58 Figura anterior dándole un giro de 90’
La figura (3.58) muestra que mediante un giro de perforación de 90º dicho
cañoneo puede ser tratado como un pozo miniatura. Además en este análisis se
supuso que no existe una zona dañada alrededor del pozo. Otras suposiciones
fuero hechas en el mismo, entre ellas tenemos:
4. La permeabilidad de la zona triturada o compacta es:
El 10% de la permeabilidad de la formación, si es perforada a una condición de
sobre balance.
4. El 40% de la permeabilidad de la formación si es perforada con condición de
desbalance. McLeod especifico un rango de valores.
El espesor de la zona trirurada es ½ pulg.
4. El pequeño pozo puede ser tratado como un yacimiento innfinito; es decir,
pwfs permanece constante en el límite de la zona contacta, de este modo se
eliminan las ¾ partes de la ley de Darcy para la condición de limite exterior cerrado.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
268
4. La ecuación presentada por Jones, Blount y Glaze puede ser utilizada para
evaluar las pérdidas de presión a través de los cañones. Estas ecuaciones han
sido modificadas de la siguiente manera:
Caída de presión en las perforaciones abiertas:
Pwfs − Pwf = aq2 + bq = ∆P
P =2.30 x10−14β βo2ρo (
1rp −
1rc)
Lp2q2 + [
μoβo(ln rcrp⁄ )
7.08x10−3LpKp] q
Dónde:
a= 2.30 x10−14β βo2ρo(
1
rp−
1
rc)
Lp2 b= [μoβo(lnrc
rp⁄ )
7.08x10−3LpKp]
q= tasa de flujo/ perforación (b/d)
β= Factor de turbulencia, pie−1 = 2.33x1010
Kp1.20
βo= Factor volumétrico del petróleo (by/bo)
ρo= Densidad del petróleo (lb/pie3)
Lp= Longitud del túnel cañoneado (pie)
μo= Viscosidad del petróleo (cp)
Kp= permeabilidad de la zona compacta (md)
= 0.1K de la formación si el disparo es sobrebalanceado.
= 0.4K de la formación si el disparo es desbalanceado.
rp= radio del túnel cañoneado (pie)
rc= radio de la zona compacta (pie)= (rp+ .5)
12pies
La tabla que se presenta a continuación fue preparada para mostrar la
información necesaria acerca de los cañones de perforación.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
269
Tamaño
del
cañón
Revestidor
Csg
Diámetro de
la perforación
(pulg) avg
Penetración
avg
Longitud
(pulg)
Cañones de tubería recuperables
1-3/8 4-1/2 0.21 3.03 3.30
1-9/16 5-1/2 0.24 4.7 5.48
1-11/16 4-1/2-5-1/2 0.24 4.8 5.50
2 4-1/2-5-1/2 0.32 6.5 8.15
2-1/8 2-7/8 Tbg-4-1/2 0.33 7.2 8.15
2-5/8 4-1/2 0.36 10.36 10.36
Cañones de tubería no recuperables
1-1/8 4-1/2 Csg 0.19 3.15 3.15
1-1/4 2-3/8 Tbg 0.30 3.91 3.91
1-3/8 - 0.30 5.1 5.35
1-11/16 2-7/8Tbg-5-1/2 Csg 0.34 6 8.19
2-1/16 5-1/2-7 Csg 0.42 8.2 8.6
2-1/8 2-7/8 Tbg-5-1/2 Csg 0.39 7.7 8.6
Cañones de casing recuperables
2-3/4 4-1/2 Csg 0.30 10.55 10.5
2-7/8 4-1/2 Csg 0.37 10.63 10.6
3-1/8 4-1/2Csg 0.42 8.6 11.1
3-3/8· 4-1/2Csg 0.36 9.1 10.8
3-5/8 4-1/2-5-1/2 0.39 8.9 12.8
4 5.-1/2-9-5/8 0.51 10.6 13.5
5 6-3/4-9-5/8 0.73 12.33 13.6
Tabla 3.11 Datos acerca de cañones de perforación
La longitud de penetración fue medida desde el diámetro interno (ID) del
revestidor.
A continuación se presenta un problema ejemplo.
Dada la siguiente información:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
270
K= 5md
Pws= 3500 lpc
Re= 1500 pies
H= 25 pies
D= 6000 pies
Tiro= 2spf
Hp= 15 pies
°API = 35
Y g= 0.65
T= 190
RGP= 600 pcn/bbl
Pwh= 200 lpc
Øhoyo= 8.75
Øcasing= 5-1/2”
Øtuberia= 2-3/8” OD
rw= 0.36 pies
pb= 2830 lpc
βo=1.33
µo= .54 cp
Perforado con sobrebalance utilizando cañón de casing de 4” (diámetro de
hoyo=0.51”)
Curva IPR
J= 0.162 b/d/lpc por encima de Pb
qb= 109 b/d
qmax= 364 b/d
la información adicional disponible es la siguiente:
kc= 0.1 (5)= 0.5 md
L túnel= 10.6”= 0.883 pie (longitud del túnel neta en la formación).
rp= 0.021 pies
rc= 0.063 pies
β= 5.36 x 1010
a=3. 82
Compendio Producción de Hidrocarburos II
271
b= 249.43
El cálculo de ∆P se hace utilizando las ecuaciones de flujo para petróleo, es
decir:
β =2.33x1010
Kp1.201
∆P = aq2 + bq = Pwfs − pwf
a =2.30x10−14β. βo2ρo (
1rp −
1rc)
Lp2
b =μo βo Ln (rc
rp⁄ )
7.08 x 10−3KpLp
Spf Condición Tasa ∆𝐏(lpc)
2 Sobrebalanceada 1.2 2280
2 Desbalanceada 2.5 1600
4 Desbalanceada 3.75 1200
8 Desbalanceada 4.8 420
Tabla 3.12 Resultados obtenidos
La secuencia de la solución para este problema se muestra en las figuras (3.59,
3.60, 3.61, 3.62 y 3.63).
Compendio Producción de Hidrocarburos II
272
Figura 3.59 Curva IPR pozo petróleo cañoneado convencional
Figura 3.60 Curva de demanda de la tubería
Compendio Producción de Hidrocarburos II
273
Figura 3.61 Transferencia de lo ∆p entre las curvas de IPR y demanda
Figura
3.62 ∆P Debido a la completacion y método de cañoneo
Compendio Producción de Hidrocarburos II
274
Figura 3.63 Grafico final – varias alternativas de cañoneo
La figura (3.63) muestra el grafico final a partir del cual pueden tomarse
decisiones para las perforaciones o cañoneo. La siguiente tabla muestra estos
resultados.
Spf Condición Tasa ∆P(lpc)
2 Sobrebalanceada 175 1600
2 Desbalanceada 285 600
4 Sobrebalanceada 240 1040
8 Sobrebalanceada 285 600
8 Desbalanceada 320 180
Tabla 3.13 Resultados obtenidos
Este debe ser cañoneado con desbalance debido a que, con una condición
desbalanceada de 2 spf produce la misma tasa que con una condición
sobrebalanceada de 8 spf. Finalmente con una condición desbalanceada de 8spf
produce 320 b/d, lo cual está cerca de la tasa máxima de 364 b/d. esto también
señala el hecho de que las perforaciones deben ser limpiadas de la forma más
apropiada.
Finalmente podemos decir que el análisis nodal permite hacer un cotejo de las
condiciones de productividad de un pozo en cualquiera de sus condiciones (pozos
Compendio Producción de Hidrocarburos II
275
de petróleo y de gas, pozos de inyección, pozos empacados con grava, pozos
perforados de forma convencional, entre otros). El análisis nodal está influenciado
básicamente por el comportamiento o aporte de los fluidos desde el yacimiento
(curva de oferta o inflow) y la curva de levantamiento de fluidos (llamada
generalmente curva de demanda, VLP u outflw), el procedimiento siempre va a
consistir en seleccionar el punto más factible del pozo como nodo solución y dividir
el sistema en este punto para encontrar la mejor alternativa de solución y lograr la
optimización de la producción.
Sin embargo, para la aplicación de este método en la industria petrolera se hace
necesario la utilización de los simuladores de producción, que tienen la capacidad
de hacer cálculos de productividad y diseño para los sistemas de lavamiento
artificial; estas herramientas ayudan al ingeniero a responder con precisión
interrogantes como ¿Qué probabilidad existe de obtener de un pozo “n” cantidad
de barriles? ¿Qué variables están impactando en el sistema?, obteniendo
resultados que van a permitir abrir un abanico de posibilidades que ayudaran en la
toma de decisiones al momento de evaluar la productividad del pozo y las
oportunidades de optimización en pozos ya existentes.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
276
UNIDAD IV
SIMULADORES UTILIZADOS EN LA OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN
En la unidad III se estudió la técnica del análisis nodal, el cual es usado para
analizar problemas de producción de pozos de petróleo y gas, puede ser aplicado
en pozos con distintos sistemas de producción, bien sea por flujo natural o
levantamiento artificial para lograr así la optimización del sistema.
En la actualidad la tecnología crece de forma veloz y un ejemplo de ello es la
creciente capacidad y actualización de el software y la inmensa investigación en el
campo de la ciencia de la computación que otorgan nuevas herramientas para
apoyar el proceso de la toma de decisiones en diversas disciplinas y áreas de
diseño la industria petrolera. La Simulación es una de las herramientas más
importantes y más interdisciplinarias, en una simple corrida de un programa se
puede predecir cualquier comportamiento de un pozo petrolero y de esta manera
se logran observar múltiples pronósticos y prevenir eventos indeseables , logrando
corregirlos a tiempo de manera que podamos alcanzar con éxito cualquier objetivo.
Existen en el mercado varios simuladores comerciales que permiten aplicar
dicha técnica, entre los más conocidos se tienen, por ejemplo: Pipesim de
Schlumberger, Rodstar, Wellflo de Weatherford, Perform, PC-Pum, Prosper, y
otras herramientas necesarias como el Echometer y las cartas dinagraficas, las
cuales nos proporcionan información necesaria para introducirlas al simulador.,
dichos programas se estudiaran en esta unidad, la cual tiene como objetivo
conocer la utilización e implementación de estas herramientas en el proceso de
producción y la optimización a través del análisis nodal.
4.1. PIPESIM
Pipesim es una de las herramientas utilizadas para simular diferentes procesos
en la optimización de la producción, este programa constituye una forma
minuciosa, rápida y eficiente para ayudar a incrementar la producción y conocer el
potencial de un yacimiento. Este simulador no sólo modela el flujo multifásico desde
el yacimiento hasta el cabezal del pozo, sino que además tiene en cuenta el
Compendio Producción de Hidrocarburos II
277
desempeño de la línea de flujo y de las instalaciones de superficie para proveer un
análisis integral del sistema de producción, siendo además, ideal para trabajar con
pozos que producen por métodos de levantamiento artificial por gas (LAG) y
bombeo electrosumergible (BES).
Uno de los problemas que tienen los usuarios a la hora de trabajar con una
aplicación nueva, es la falta de información de la misma, y más aún si no se tiene
ningún tipo de adiestramiento. A continuación se presentara la información
necesaria para facilitar el entendimiento de la aplicación con los modelos típicos
realizados con el Pipesim, que se requieren a la hora estudiar un pozo a través de
la creación de un modelo de pozo simple.
Creación de un modelo de pozo simple (gas lift): Una vez dentro de la
aplicación se oprime la opción: File / New. En la figura 4.1 se muestra la ventana
de inicio de Pipesim.
Figura 4.1 Ventana de inicio de Pipesim
Hay varias opciones dentro de la opción New, dentro de estas tenemos:
Network, Well Performance Analysis, Pipeline and Facilities y Single Branch
Wizard.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
278
En este caso crearemos un Well Performance Analysis que es el pozo simple.
Posteriormente comenzamos a añadirle cada uno de los componentes que
contiene el pozo (yacimiento, tuberías, tipo de fluido, entre otros.), en la parte
superior de la aplicación se encuentran todos los comandos necesarios para la
construcción de los modelos. Por ejemplo, con el mouse, le damos un click en el
icono de yacimiento vertical y luego sobre la pantalla en blanco le damos otro click
para posicionar el yacimiento como se puede observar en la figura 4.2.
Figura 4.2 comandos necesarios para la construcción de un modelos.
Igualmente se hace para añadirle los demás componentes del pozo como por
ejemplo el tubing. Es necesario antes de colocar el tubing, colocar un punto donde
éste se conecta, lo cual es un nodo, en la figura 4.3 se puede visualizar la ubicación
del nodo.
Figura 4.3 Ubicación del nodo
Compendio Producción de Hidrocarburos II
279
Con el botón izquierdo del mouse se selecciona el tubing en los iconos
superiores y se une el yacimiento con el nodo dejando presionado el botón del
mouse hasta llegar al nodo. El recuadro en rojo sobre las figuras significa que a
éstas le faltan datos, por lo que es necesario hacer doble click en cada una de ellas
y comenzar a introducir los datos. Se procede entonces a introducir los datos del
yacimiento como se observa en la figura 4.4.
Figura 4.4 Introducción de los datos
Con un doble click sobre el yacimiento aparece el recuadro de la figura y las
zonas en rojo son los datos obligatorios que debemos introducir, por ejemplo:
presión estática, tasa de producción, temperatura entre otros y seleccionar la
ecuación con la que se va a trabajar.
Para el ejemplo que estamos haciendo vamos a tomar la Ecuación de Vogel,
donde se introducen los datos de Pws (Presión Estática del Yacimiento.), la Pwf y
la tasa a la cual está produciendo el pozo. En este caso se coloca una Pwf
cualquiera y se le da en la opción Calculate AOFP para calcular una Tasa Máxima
(Qmax), como se visualiza en la figura 4.5.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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Figura 4.5 Introducción de los datos del yacimiento
Una vez terminado de introducir los datos del yacimiento, pasamos a la tubería
de producción, doble click con el mouse sobre el tubing y se debe seleccionar la
opción Single Model para introducir los datos correspondientes a la tubería; número
de tubos, diámetros internos y externos, tipo de método de producción (Gas Lift,
ESP), entre otros, lo cual se muestra en las figura 4.6 y 4.7.
Figura 4.6 Introducción de los datos de la tubería
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Figura 4.7 Introducción de los datos
Es recomendable realizar un pequeño grafico del diagrama mecánico del pozo
y así definir bien todas las tuberías y detalles de las mismas. Por ejemplo, en el
caso que estamos trabajando el diagrama el que se observa en la figura 4.8.
Figura 4.8 Grafico del diagrama mecánico del pozo
Posteriormente se procede a colocar esta información dentro del modelo, en la
opción de ayuda del programa se pueden obtener los diámetros internos de las
tuberías, como se visualiza en las figuras 4.9 y 4.10
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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Figura 4.9. Obteniendo los diámetros internos de la tubería
Figura 4.10 obteniendo los diámetros internos de la tubería
En la opción de contenido dentro de la ayuda se encuentra un tópico llamado
Tipical & default data en él hay una opción que se llama Tubing Tables. Allí se
encuentran todos los diámetros internos y externos de las tuberías.
Una vez terminado de introducir todos los datos del yacimiento y de la tubería
es necesario introducir ahora los datos del fluido. En la opción Setup se coloca el
tipo de fluido que tenga el sistema, como se observa en la figura 4.11, puede ser
Black Oil, composicional, o se puede disponer de un PVT.
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Figura 4.11 Introducción de los datos del fluido
Nuestro ejemplo es un Black Oil y los datos son los siguientes:
API = 28
RGP = 700 pc/bbl
GE = 0.78
AyS = 55%
Ante todo es necesario introducir el nombre del fluido a utilizar como se observa
en la figura 4.12.
Figura 4.12 Introducción del nombre del fluido
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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Procedemos a llenar los datos:
Si conocemos algunos datos de la viscosidad en la opción de Viscosity Data se
pueden introducir y se tiene la opción de utilizar tanto correlaciones ya establecidas
como datos calculados, esto se muestra en la figura 4.13.
Figura 4.13 Utilizar tanto correlaciones ya establecidas como datos calculados
Una vez introducidos los datos del fluido ya se tiene el modelo listo para ser
corrido y validado. Generalmente se dispone de datos de pruebas fluyentes en los
pozos, las cuales servirán para poder seleccionar una correlación del fluido que se
ajuste al modelo, en este caso se introducen los datos de las pruebas en el modelo.
En la opción Operation y se selecciona Flow Correlation Matching, esta opción se
puede observar en la figura 4.14.
Figura 4.14 Opción de Operación
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Dentro de esta opción se introducen todos los puntos de las pruebas y se
seleccionan algunas correlaciones del lado derecho para así hacer la corrida y
seleccionar la que mejor se ajuste, como se muestra en la figura 4.15, también se
colocan algunos datos de interés, por ejemplo la presión de entrada o de salida y
la tasa de petróleo; una (la que se seleccione) debe quedar como incógnita. Para
comenzar la corrida se presiona la opción Run Model pero antes de correr el
modelo se debe guardar en el disco.
Figura 4.15 seleccionar correlaciones e introducir la data de pruebas
Luego la aplicación genera las gráficas de los puntos de las pruebas y las
correlaciones seleccionadas, donde se puede observar y seleccionar la que mejor
se ajuste al modelo, como se observa en la figura 4.16.
Figura 4.16 Gráfica de los puntos de pruebas
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En la gráfica anterior se muestra un perfil profundidad y presión donde se puede
apreciar los puntos (las pruebas) y las correlaciones a seleccionar en la opción de
Flow Correlation Matching. La correlación que mejor se ajusta a los puntos del
ejemplo parece ser la Duns & Ros, pero se debe verificar también un perfil
profundidad- temperatura, para esto se cambia el eje de presión y colocamos
temperatura como se observa en la figura 4.17.
Figura 4.17 Ajuste de la temperatura.
Figura 4.18 Gráfica de profundidad vs temperatura
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En la gráfica de profundidad vs temperatura que se observa en figura 4.18, se
puede apreciar que existe un desplazamiento de los puntos de las pruebas con
respecto a las correlaciones. Esto quiere decir que la trasferencia de calor de la
tubería del modelo, no se está reflejando como el de las correlaciones, por lo que
es necesario colocarle un coeficiente térmico (U) un poco más elevado. Se procede
como se muestra en las figuras 4.19, 4.20, 4.21 y 4.22 respectivamente.
Figura 4.19 Coeficiente térmico (U)
Figura 4.20 Coeficiente térmico (U)
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Figura 4.21. Cambio el valor U
Figura 4.22 Cambio el valor U
Luego de que se haya cambiado el valor U se corre el modelo nuevamente y se
comparan ambas gráficas, figura 4.23 y 4.24 (Prof. vs Presión y Temperatura)
hasta que se consiga un valor de U donde las curvas estén un poco más ajustadas.
Figura 4.23. Grafica Profundidad vs Presión
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Figura 4.24 Grafica Profundidad vs Temperatura.
Para este nuevo valor de U la correlación que mejor se ajusta a los puntos de
las pruebas se encuentra entre Ansari y Hagedorn & Brown. De esta manera se
selecciona la correlación del fluido que tendrá el modelo que se está realizando.
En este caso vamos a utilizar la correlación de Hagedorn & Brown por lo que se
debe colocar en la opción Setup / Flow Correlation como se observa en la figura
4.25.
Figura 4.25 Selección de la correlación
Ahora la aplicación utilizará esta correlación para hacer todos los cálculos que
se requieran, o que el usuario necesite. El siguiente paso es representar las
condiciones reales del pozo dentro del modelo, para ello es conveniente realizar
un análisis nodal del pozo y así estudiar el comportamiento de las curvas IPR
donde se analizan las curvas de Oferta (lo que aporta el yacimiento) con la curva
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de Demanda (lo que puede aportar el pozo). De allí se determina la tasa máxima
posible y las condiciones reales del pozo, para esto se deben anexar un punto
nodal en la parte donde se desee hacer el análisis, en este caso al comienzo del
tubing como se visualiza en la figura 4.26.
Figura 4.26 Anexo de un punto nodal
Figura 4.27 Datos del pozo
Y se procede a colocar los parámetros que tiene el pozo como se observa en la
figura 4.27
THP = 100 lpc
API = 28°
Tasa Max. = 621 bbl/d (viene del cálculo de la Pwf de Ecuación de Vogel)
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Una vez ingresados estos datos se procede a correr el modelo para verificar la
tasa actual que es de 520 bbl/d. (Run Model) dando como resultado la gráfica que
se observa en la figura 4.28.
Figura 4.28 Verificación la tasa actual de pozo
Donde el cruce de las curvas de Oferta y Demanda es la tasa actual de pozo en
este caso 520 bbl/d aproximadamente
Figura 4.29 Opciones de Operaciones
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En la opción de Operations: se encuentran distintas opciones que podemos
utilizar para realizar cualquier tipo de sensibilidades, como se observa en la figura
4.29, y las más utilizadas son las siguientes:
System Analysis: con esta opción se puede generar cualquier tipo de
sensibilidades.
Pressure/Temperature Profile: Es un perfil para calcular cualquier dato que
se desee.
Flow Correlation Matching: Permite generar las correlaciones del fluido.
Nodal Analysis: es una opción que permite realizar análisis nodales.
Artificial Lift Performance: se utiliza para optimizar la cantidad de Gas Lift a
inyectar.
Un tipo de sensibilidad que se puede realizar dentro de la opción de análisis
nodal, por ejemplo, es hacer distintas comparaciones de presión de cabezal (80,
100, 120 lpc) entonces dentro de la opción de Nodal Analysis, como se muestra en
las figuras 4.30 y 4.31.
Figura 4.30 Introducción de datos Figura 4.31 Grafica de análisis nodal
Se genera de esta manera distintas gráficas de análisis nodal. Otra forma de
comparar gráficas de un mismo pozo es la siguiente: se supone que este pozo en
vez de estar inyectando gas-lift por la última válvula, lo está inyectando por la
penúltima, la cual se encuentra ubicada a 6200 pies, entonces se la cambia el valor
de la profundidad de la válvula a 6200 pies como se muestra en la figura 4.32:
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Figura 4.32 cambio del valor de profundidad de la válvula
Se guarda este caso con otro nombre y luego se corre el análisis nodal. El
Pipesim cuando realiza alguna corrida genera una serie de archivos en el mismo
directorio donde se encuentra el archivo del pozo (archivo de Pipsim), y uno de
estos archivos se utiliza para anexar la corrida de caso anterior. Una vez terminada
la corrida se genera el gráfico que se muestra en la figura 4.33:
Figura 4.33 gráfico obtenida con la corrida
Este es el resultado del análisis nodal del pozo con el punto de inyección a 6200
pies. Ahora se debe superponer la gráfica del pozo original, para ello se selección
la opción File / Append File (figura 4.34) y se busca el archivo original del primer
modelo con extensión *.plt como se visualiza en la figura 4.35.
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Figura 4.34. opción File / Append File
Figura 4.35 Superposición de la gráfica de pozo original
El resultado es el que se muestra en la figura 4.36
Figura 4.36 Resultado de la gráfica superpuesta
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Para eliminar la curva que se sobrepone sobre la del yacimiento se activa la
opción Edit / Sort Values(figura 4.37) quedando de esta manera (figura 4.38):
Figura 4.37 opción Edit /Sort Values. Figura 4.38 Eliminación de la curva
sobrepone la del yacimiento
Es esta última gráfica se puede apreciar como varía la tasa del pozo con las
mismas condiciones excepto la diferencia de altura en el punto de inyección de
gas.
Para generar la curva de rendimiento de gas lift se selecciona la opción
Operation / Artifitial Lift Performance y se colocan una serie de valores de inyección
de gas como se muestra en la figura 4.39.
Figura 4.39 Datos de la inyección de gas
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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Luego se le da en la opción de Run Model y se obtiene la gráfica de Qo vs
Cantidad de inyección de gas lift, como se observa en la figura 4.40.
Figura 4.40 Gráfica de Qo vs Cantidad de inyección de gas lift
Se puede observar que una vez alcanzado los 0.4 MMpc de inyección de gas se
tiene la misma tasa de petróleo, 400 bbl/d aprox., es decir, que la tasa óptima en
este caso es 0.4 MMpc.
En la sección de Operations (System Analysis), que se muestra en la figura 4.41
se pueden hacer diferentes sensibilidades de los parámetros que tiene el pozo.
Por ejemplo, se puede calcular la presión de cabezal con un rango de RGP en el
pozo.
Figura 4.41 Parámetros del pozo Figura 4.42 resultados para la optimización
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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De esta manera se obtienen los resultados en la gráfica (figura 4.42) y se logra
optimizar el modelo del pozo.
Caso para una bomba Bes
Si en el ejemplo anterior se cambia el método de producción por una bomba
electrosumergible se debe especificar en la configuración de la tubería como se
muestra 4.43:
Figura 4.43 Cambio del método de producción
Se procede a colocar la bomba en este caso se colocara una bomba tipo REDA,
Modelo DN675, 65 hz y 200 etapas, con un separador de gas en el fondo de 90%
de eficiencia. Ahora con este nuevo método de producción se puede realizar un
análisis nodal y lo comparamos con la gráfica del método de gas lift (figura 4.44).
Figura 4.44 Grafica para análisis nodal
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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Aquí se puede apreciar el incremento de la tasa que presenta el pozo con la
bomba BES. Este incremento es de 100 bbl/d aprox. De esta manera se puede
comparar un mismo pozo tanto con método de gas lift, como para método de
bombas BES.
4.2. ECHOMETER
Echometer es un analizador de pozos que tiene como objetivo principal proveer
al operador todos los datos necesarios para introducirlos a un simulador y estudiar
el desempeño de un pozo que produce por Bombeo Mecanico. Esta finalidad se
logra usando combinaciones de equipos y programas de computador los cuales
son específicos de acuerdo a cada medida que se vaya a realizar. La aplicación y
la interpretación de las medidas que se hacen con el Analizador de Pozo pueden
dar respuestas a numerosas preguntas relacionadas con la producción de los
pozos de bombeo. La siguiente es una lista de algunas de las preguntas que se
pueden responder con el uso y con la interpretación adecuada de las mediciones
del Analizador.
A partir de las medidas acústicas en el pozo se pueden responder las siguientes
preguntas:
¿Hay líquido por encima de la bomba? ¿A qué profundidad está el tope de la
columna de líquido?
¿Está el gas fluyendo por el anular? ¿En caso afirmativo a que tasa?
¿Cuál es la presión de cabeza del revestimiento (casing)? ¿Está variando con
el tiempo?
¿Cuál es el porcentaje de líquido en la columna de fluido en el anular?
¿Cuál es la presión en las perforaciones?
¿Cuál es el porcentaje de la tasa máxima de petróleo que está siendo
producida?
¿Cuál es la tasa máxima que puede ser producida por el pozo?
¿Cuál es la velocidad del sonido en el anular con gas?
¿Cuál es la gravedad específica promedio del gas en el anular?
¿Hay alguna restricción o anomalía en el anular por encima del nivel del
líquido?
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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A partir de las medidas del dinamómetro se puede dar respuesta a las siguientes
preguntas:
¿Está el pozo bombeando con la bomba vacía (pumped off)?
¿Cuál es el porcentaje de llenado de la bomba?
¿Están las válvulas fija y/o viajera con fugas?
¿Cuál es el desplazamiento de la bomba en barriles por día?
¿Cuál es el desplazamiento efectivo del pistón de la bomba?
¿Cuál es la velocidad de bombeo?
¿Cuál es la carga de fluido en la bomba?
¿Están las cargas máximas y mínimas en la varilla lisa dentro de la capacidad
de la unidad de bombeo y de las varillas?
¿Cuántos Caballos de Potencia tiene de la varilla lisa?
¿Es el torque máximo, menor que el de la caja reductora?
¿Está la unidad bien balanceada?
¿Qué cambio requieren las contrapesas para balancear la unidad?
¿Cuál es el peso de las varillas en el fluido?
¿Requiere todo el sistema de bombeo un análisis detallado y/o rediseño?
A partir del estudio de la corriente del motor se pueden responder las siguientes
preguntas:
¿Cuál es la corriente del motor durante el ciclo de bombeo?
¿Es o no el tamaño del motor suficiente para la unidad y la carga?
¿Está la unidad bien balanceada?
¿Requiere el desempeño del motor un análisis más detallado?
A partir del estudio del seguimiento del nivel de líquido:
¿Cuál es la profundidad del nivel del líquido?
¿Está el nivel del líquido aumentando o disminuyendo?
¿Está el nivel del líquido dentro del intervalo esperado?
A partir del estudio potencia/corriente del motor se pueden responder las
siguientes preguntas:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
300
¿Cuál es la potencia usada durante una carrera de la bomba?
¿Cuál es la corriente aparente del motor?
¿Está el motor generando electricidad en algún momento de la carrera?
¿Cuál es el consumo exacto de potencia, kwh/day, $/mes, $/bbl?
¿Es o no el tamaño del motor suficiente para la unidad y la carga?
¿Cuál es por qué?
¿Está la unidad bien balanceada?
¿Qué cambio requieren las contrapesas para balancear la unidad?
¿Cuál es el tamaño mínimo recomendado del motor?
A partir del estudio de presiones transientes:
¿Cuál es un buen estimado de la presión del yacimiento?
¿Cuál es la presión dinámica de fondo del pozo?
¿Cuál es la tasa de restauración de la presión?
¿Hay flujo de líquido/gas en el anular cuando el pozo se cierra?
¿Hay algún daño de formación?
¿Está la formación fracturada?
¿Requiere el pozo un análisis detallado de presiones transientes?
A partir de estudios particulares:
En pozos con levantamiento artificial de gas (gas lift), ¿dónde está el nivel de
fluido en el anular?
¿Cuántas válvulas de levantamiento artificial (gas lift) están por encima del
nivel del líquido?
En un pozo de gas que está cerrado, ¿dónde está el nivel de fluido dentro de
la tubería de producción?
En un pozo que está cerrado, ¿cuál es la presión del yacimiento?
¿Cuál es el estado (abierta o cerrada) de la válvula de seguridad de subsuelo?
¿Cuál es la posición del colchón del líquido en un tratamiento por baches?
¿Cuál es la presión de restauración en pozos fluyendo?
Calibración de los transductores de presión de fondo de la bomba
electrosumergible.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
301
Consideraciones generales acerca de Echometer
Programas: El Analizador de Pozo se usa en conjunto con varios programas de
aplicaciones. Los programas más comunes son:
Programas de Adquisición de Datos:
Programa TWM (Acústico, Dinamómetro, Potencia)
Programa EBUP (Transiente de Presión)
Programa LQTR (Seguimiento del líquido)
Programas de Análisis de Datos:
Programa TWM
Programa para el Diseño de la Unidad de Bombeo
Programa Q-ROD (Programa de la Ecuación de Onda para el diseño del
bombeo mecánico para Windows 3.1).
Ambiente: El ambiente del TWM está dividido en tres regiones (Ver figura 4.45):
1. La Barra del Menú
2. La Barra de Dialogo
3. El Área de la Sección
Figura 4.45 Regiones en las que se divide el ambiente de Echometer.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
302
Entre las opciones que se observan en esta herramienta, se encuentran:
Barra del Menú: La barra del menú ubicada en la parte superior de la pantalla
permite seleccionar varios comandos en el programa Echometer, esta se observa
en la figura 4.46.
Figura 4.46 Barra del menú
Mientras los sub-menús del programa pueden cambiar dependiendo de la
localización del programa, los seis menús principales no cambiaran.
Menú de la Modalidad (Mode Menú): El Menú de la Modalidad tiene la misma
función que la parte superior de la Barra de Dialogo. Esto permite cambiar entre
dos modalidades del programa.
Modalidad de Adquisición (Acquire Mode): Configura el programa TWM
para adquirir datos de una nueva prueba.
Modalidad de Llamado (Recall Mode): Configura el programa TWM para
mostrar y analizar los datos de una prueba previamente realizada.
Menú de Opciones (Option Menú): El Menú de Opciones tiene las mismas
funciones que la parte inferior de la Barra de Dialogo. Esto permite elegir la opción
que está disponible en el Área de la Sección, este menú cambia dependiendo de
la modalidad que se seleccione.
Menú de Herramientas (Tool Menú): en esta opción de la barra de menú del
analizador se encuentran las funciones como se muestra en la figura 4.47.
Figura 4.47 Menú de herramientas
Compendio Producción de Hidrocarburos II
303
Importar (Import): Convertir formato DOS, la opción que se observa en la figura
4.48, permite que los datos y los archivos de pozo de la versión DOS del analizador
de pozo sean usados con el TWM.
Figura 4.48 Opción importar
Exportar (Export): esta opción crea un archivo de pozo (*.wf) que se puede
usar con la versión DOS del Analizador de Pozo. Mientras que formato Dyn permite
crear un archivo de texto del dinamómetro de superficie en el formato estándar
DYN, esta opción se visualiza en la figura 4.49.
Figura 4.49 Opción exportar
Directorio del Área de Trabajo (Workspace): Esta sección coloca el directorio
usado por el TWM, como se muestra en la figura 4.50.
Figura 4.50 Directorio del Área de Trabajo
Compendio Producción de Hidrocarburos II
304
Parámetros de las Gráficas (Graph Parameters): esta opción permite
determinar los parámetros usados por TWM para dibujar las gráficas, como se
visualiza en la figura 4.51.
Figura 4.51 Parámetros de las Gráficas
Preferencias de los Reportes (Report Preferences): Los reportes se imprimen
usando el Menú de Archivo. La siguiente pantalla (figura 4.52) se usa para definir
el formato del reporte y para incluir los títulos específicos que se imprimirán como
encabezados en el reporte:
Figura 4.52 Preferencias de los Reportes
Biblioteca (Library): Le permite al usuario ver y actualizar la información de la
biblioteca de las unidades de bombeo (figura 4.53).
Figura 4.53 Biblioteca.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
305
La opción editar Biblioteca (Edit Library) permite modificar los parámetros de
una unidad la cual ya hace parte de la biblioteca. También se puede usar para
entrar los parámetros de una nueva unidad. Esta opción se muestra en la figura
4.54.
Figura 4.54 La opción Editar Biblioteca
Cuando los datos de una unidad que ya existe no concuerdan con los de una
unidad que ya existe en la biblioteca, la opción Crear Unidad (Create Unit) presenta
el siguiente formato de entrada; adicionar una Nueva Unidad (New Unit) de un
fabricante que ya existe, como se visualiza en la figura 4.56.
Figura 4.55 La opción crear unidad
Adicionar un nuevo Fabricante (Manufacturer): en la figura 4.56 se muestra la
opción de biblioteca y como agregar nuevas unidades de bombeo:
Figura 4.56 Agregar Fabricante
Compendio Producción de Hidrocarburos II
306
Unidades de los Datos: En la figura 4.57 se muestra como seleccionar el
sistema de unidades de medida que se usa a lo largo del programa TWM.
Figura 4.57 Unidades de los datos
Echometer cuentra con un gran sistema de ayuda donde se muestran diferentes
contenidos como se observan en la figuras 4.58, 4.59 y 4.60
Figura 4.58 Menú de Ayuda
Figura 4.59 Contenido del menú de Ayuda
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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Figura 4.60 Nivel de ayuda del usuario
La Barra de Dialogo: La Barra de dialogo está localizada a lo largo del sector
izquierdo de la ventana del TWM, esta barra se puede visualizar en la figura 4.61
y está dividida en dos secciones, selección de la modalidad y los botones de las
opciones. Estos realizan las mismas funciones del Menú de la Modalidad y del
Menú de Opciones.
Mode
Selector
Options
Buttons
Figura 4.61 La Barra de Dialogo
Selector de la Modalidad de Adquisición (Mode Selector): El programa TWM
opera bajo dos modalidades, la Modalidad de Adquisición (Acquired Mode), se
observa en la figura 4.62 y se diseña para adquirir información del pozo desde el
Analizador de Pozo. La Modalidad de Llamado (Recall Mode) se usa para analizar
pruebas previamente adquiridas. Se puede cambiar entre estas dos modalidades
Compendio Producción de Hidrocarburos II
308
usando Selección de Modalidad. Se puede determinar que unidad esta activa
mirando los botones circulares que están al lado del nombre de la unidad, el
círculo de la modalidad activo será llenado.
Figura 4.62 Selector de la Modalidad de Adquisición
Botones de Opciones: Los Botones de Opciones representan los pasos en los
cuales el TWM opera. Los botones están organizados para empezar por el botón
superior (el primer paso) y continuar hacia abajo como se observa en la figura 4.63.
Figura 4.63 Botones de Opciones
Cuando se escoge un botón, las secciones en las Áreas de Sección cambian
respectivamente. También se pueden usar las teclas de funciones para seleccionar
una opción. La tecla función se muestra antes del título del botón (por ejemplo F2-
SetUp).
Navegación usando Teclas y Botones: El operador determina el flujo del
programa seleccionando y operando en el botón de control correspondiente, o con
Compendio Producción de Hidrocarburos II
309
las teclas función, como se observa en la figura 4.64, o con combinación de teclas.
Las convenciones estándar de Windows se usan para navegar dentro del formato
mostrado en la pantalla.
Figura 4.64 Navegación usando Teclas y Botones
Teclas Funciones: Presionar una tecla función equivale a oprimir dos veces en
el botón que tiene marcado el mismo número de la función. Por ejemplo oprimir la
tecla F3 equivale a oprimir el botón Seleccionar Prueba (Select Test) y esto inicia
la misma secuencia de eventos.
Tecla Tab: Presionar la tecla Tab permite ir a través de la pantalla y activar los
diferentes botones de control o campos haciendo resaltar el que está actualmente
activado, como se observa en la figura 4.65.
Figura 4.65 Tecla Tab
Una vez un botón esta resaltado este se activa presionando la tecla Enter. Un
campo activo se resalta con un fondo negro como se muestra en la figura 4.66
Figura 4.66 Indicador
Compendio Producción de Hidrocarburos II
310
Tecla Alt: Presionar la tecla de la letra subrayada en el botón mientras se
mantiene presionada la tecla Alt equivale a activar el botón o campo de control
correspondiente. Por ejemplo presionar Alt S es equivalente a oprimir en el botón
Salvar (Save) como se muestra en la figura 4.67.
Figura 4.67 Tecla Alt
Al presionar la combinación Alt-1 se activa el área de sección para entrar el
tamaño de la tubería como se muestra en la figura 4.68.
Figura 4.68 Combinación Alt-1
Una vez el área se activa, la tecla Tab permite seleccionar el campo deseado
para entrar los datos. Generalmente los campos con fondo blanco se usan para
entrar datos o texto, los campos con fondo gris se usan para mostrar datos
almacenados o valores ya calculados.
Resumen de las Instrucciones de Operación para el estudio acústico del
pozo
Este resumen se debe usar como una referencia rápida y como una lista de
chequeo una vez se haya entendido el sistema y seguido las instrucciones de
inicialización
Compendio Producción de Hidrocarburos II
311
1. Conecte la pistola a gas de Echometer al pozo. Revise si las roscas están
corroídas en la válvula de la cabeza del pozo y gire al menos 4 ½ vueltas cuando
este conectando la pistola, deje la válvula de la cabeza del pozo cerrada.
2. Conecte el transductor de presión, si está disponible, a la pistola a gas.
3. Conecte los cables a la pistola a gas y al Analizador de Pozo
4. Prenda el analizador de pozo y espere la luz verde y prenda el computador
5. Seleccione la opción de Inicialización (Set Up) en la pantalla de la Modalidad
de Adquisición (Acquire Mode)
6. Revise los coeficientes del transductor en la sección Sensor DE. En este
momento, la válvula entra en la pistola a gas y el anular debe aún estar cerrado.
Libere la presión en la pistola a gas antes de poner el cero en el transductor de
presión. Presione Alt-3 para colocar el cero del transductor, si un transductor de
presión no está disponible, la presión de superficie se debe leer colocando un
manómetro en la salida de la válvula de alivio, abriendo esta válvula y entrando el
valor de presión manualmente en la pantalla de datos del pozo.
7. Seleccione la opción de archivo base del pozo (Base Wellfile, F3) y la sección
de administración de archivos (File Management) para seleccionar o entrar los
datos del pozo que se va a probar.
8. Cargue la cámara 100 psi por encima de la presión estimada del revestimiento
(casing) para prevenir la entrada de partículas desde la cámara de la pistola a gas
y la válvula de gas. Estas partículas podrían causar corrosión y desgastar las partes
de la pistola. Cierre la válvula de alivio de la pistola a gas y abra la válvula de la
cabeza del revestimiento (casing) entre la pistola a gas y el anular. Cierre las otras
válvulas que conectan el revestimiento (casing) y las líneas de flujo.
9. Seleccione la sección Acústico (Acustic) desde el menú y adquirir datos
(Acquire Data, F4). Después de hacer esto, el voltaje de la batería del analizador
de pozo y la presión del revestimiento (casing) se mostrarán en la pantalla. Cargue
la cámara 100 psi por encima de la presión estimada del revestimiento. Inspeccione
el ruido del pozo que se muestra en la pantalla antes de disparar y verifique la
operación apropiada del instrumento y las condiciones del pozo. Si existe ruido
excesivo, use una carga más grande en la pistola a gas o incremente la presión en
el revestimiento (casing) para tratar de reducir el nivel de ruido.
10. Presione Enter para adquirir los datos. La pistola a gas y el transductor de
presión se activaran automáticamente, si una pistola a gas disparada remotamente
se usa, la pistola se disparara automáticamente. Si una pistola a gas disparada
Compendio Producción de Hidrocarburos II
312
manualmente se usa, espere por el mensaje que indica que los circuitos se han
activado, luego dispare manualmente la pistola a gas.
11. Inspeccione los datos en la pantalla del computador. Si una señal insuficiente
del nivel de líquido se obtiene o los datos no son satisfactorios, incremente la
presión en la cámara y repita el procedimiento anterior. Una mayor presión en el
revestimiento (casing) también mejorara la respuesta a las uniones y al nivel del
líquido. La figura 4.69 muestra de pantalla inicial del programa, mientras que la
figura 4.70 permite observar la pantalla de administración de archivos.
Figura 4.69 Pantalla Inicial
Figura 4.70 Pantalla de Administración de Archivos
La primera vez que el sistema se usa en un día determinado, o cuando se hace
cualquier cambio de transductores u otros elementos del equipo, es necesario
realizar el procedimiento de inicialización seleccionando la Modalidad de
Adquisición (Acquire Mode) y los correspondientes espacios de inicialización.
Sección de Chequeo del Equipo (Equipment Check): Las secciones de
chequeo del equipo, que se muestran en la figura 4.71 tienen las siguientes
funciones:
1. Revisar la comunicación apropiada entre el computador y el A/D.
2. Mostrar al usuario el voltaje de la batería del A/D y su capacidad remanente.
3. Proveer acceso a un experto en la detección de fallas de comunicación
(Communication Check Wizard).
Compendio Producción de Hidrocarburos II
313
4. Proveer acceso a un experto para probar los cables y la electrónica del A/D
(Trouble Shoot Wizard).
Figura 4.71 Sección de chequeo del equipo
La figura 4.72 muestra la pantalla de inicialización en la sección del sensor
acustico:
Figura 4.72 Número de serie
NOTA: Es muy importante que el número de serie y los coeficientes se entren
correctamente para cada transductor que se utilice debido a que el programa usa
esta información para decidir la secuencia correcta de calibración y adquisición de
datos.
Sección del Sensor del Dinamómetro (Dynamometer Sensor)-Medidas del
Dinamómetro: La sección del sensor del dinamómetro tiene las funciones que se
muestran en la figura 4.73.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
314
1. El número de serie y los coeficientes de la celda de carga del dinamómetro se
deben entrar o seleccionar desde el menú desplegable. Los coeficientes se usan
para calcular la carga usando el voltaje de salida del transductor.
2. Fijar el cero para el transductor tipo herradura. El cero se debe verificar para
el primer pozo de cada día. (Podría ser necesario fijar el cero nuevamente si hay
fluctuaciones altas de temperatura durante el día). Asegúrese que la celda de carga
no esté cargada cuando se esté haciendo el chequeo de cero.
3. Entrar el número de serie y los coeficientes para otros transductores.
4. Chequear el valor de la salida del acelerómetro.
Para la adquisición de datos del dinamómetro, la información del transductor de
carga y los coeficientes se deben entrar. Los coeficientes 1 y 2 (C1 y C2) se usan
para calcular la carga a partir del voltaje de salida del transductor. El coeficiente C6
se usa para calcular la posición a partir de la salida del acelerómetro. C6 es el
coeficiente sensitivo con unidades de mV/v/g y se usa para calcular la longitud de
la carrera.
Figura 4.73 Sección del sensor del dinamómetro
Información en el Archivo Base del Pozo: Para usar el programa TWM, es
necesario entrar o llamar información del pozo la cual esta almacenada en el
Archivo Base del Pozo (Base Well File) como se aprecia en la figura 4.74. Sin
importar que tipo de medidas se van a hacer, se recomienda que los datos en el
Archivo Base del Pozo sean tan completos y precisos como sea posible. Los datos
se pueden entrar directamente en el programa TWM llenando la forma
correspondiente o importándolos si el usuario ha creado un archivo de pozo usando
la versión DOS del programa Analizador de Pozo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
315
Figura 4.74 Información en el Archivo Base del Pozo:
Sección General (General) – Definición de los Espacios a Llenar: La figura
4.75 muestra los datos que aparecen en la sección General:
Figura 4.75 Sección General
Equipo de Superficie (Surface Equip.) – Definición de los Espacios a
Llenar: La figura 4.76 se muestra los datos que aparecen en la sección Equipo de
Superficie:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
316
Figura 4.76 Equipo de superficie
Sera necesario también introducir en el analizador todos los datos de las
tuberías, como diámetro externo, longitud promedio, entre otros. De igual manera
es necesario introducir los datos de la bomba entre los cuales tenemos:
Diámetro del Pistón (Plunger Diameter): Entre el diámetro del pistón de la
bomba en pulgadas. Por ejemplo, 1.25 pulgadas.
Profundidad de la Entrada de la Bomba en Pies (Pump Intake): Este valor,
en profundidad medida, se usa cuando la entrada de la bomba está ubicada a una
distancia considerable por encima o debajo de la formación. Si se está produciendo
agua y aceite, el programa asume que todo el líquido por debajo de la bomba es
agua y todo el líquido por encima es aceite. Use las profundidades de las
perforaciones en vez de la profundidad de la bomba si una cola de tubería está
por debajo de la bomba. Para operaciones eficientes de la bomba una cola larga
de tubería no se debe usar.
Datos de las Varillas (Rod String)
Arreglo de las Varillas (Taper): Entre la longitud y el diámetro de cada sección
de varillas. Por ejemplo: longitud, 1200 pies; diámetro 0.875 pulgadas. También
seleccione el tipo de varilla como C, D, K, H para acero, o F para fibra de vidrio.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
317
Amortiguación hacia Arriba/Abajo (Damp Up/Down): El factor de
amortiguación se usa en el cálculo del modelo de la ecuación de onda para la sarta
de varillas. Use el valor que aparece en el programa a menos que la forma de la
carta de la bomba sugiera que este valor se debe modificar. Ajuste este número
para corregir la forma del dinagrama de la bomba y así poder analizar las
condiciones de la bomba. Un número menor tiende a ensanchar el dinagrama e
incrementar la diferencia entre la carga máxima y mínima en la mitad de la carrera.
Botón para Pozos Desviados (Deviated Wellbore):
Pozos Desviados: Seleccione esta opción para entrar los registros de
dirección de pozos desviados. El formato muestra en la figura 4.77 permite
visualizar las entradas cuando los datos corresponden a la Profundidad Medida y
Vertical.
Figura 4.77 Opción para Pozos Desviados
El programa usa estos datos para calcular las presiones de entrada de la bomba
y de referencia basadas en las Profundidades Verticales. El formato anterior
muestra los valores calculados.
Los siguientes datos se deben entrar en el archivo de datos del pozo para correr
un análisis completo de presión de fondo de pozo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
318
Nombre del pozo
Profundidad de la presión referencia
Diámetro externo del revestimiento
Diámetro externo de la tubería de producción
Barriles de petróleo por día (BPD)
Barriles de agua por día
Temperatura de superficie
Temperatura de fondo de pozo
Gravedad API del petróleo
Gravedad específica del agua
Presión del revestimiento (Entrada o Adquirida)
Tasa de restauración de la presión del revestimiento (Entrada o Adquirida)
Presión estática de yacimiento del pozo
Cuando se llama un archivo de datos de pozo que ya existe se recomienda que
el usuario lo revise para asegurarse que este representa de manera precisa las
condiciones actuales del pozo. En particular la información de pruebas de pozo se
debe actualizar a los valores obtenidos en pruebas de pozo más recientes.
Desde las figura 4.78 hasta la 4.93 que se presentan a continuación muestran
algunas de las opciones que podemos observar en esta herramienta.
Figura 4.78 Información de pruebas de pozo
Compendio Producción de Hidrocarburos II
319
Figura 4.79 Especificación del tipo de prueba que se va a realizar.
Figura 4.80 Adquisición de Datos
Figura 4.81 Verificación de la información del sistema
Compendio Producción de Hidrocarburos II
320
Figura 4.82 Señal acústica
Figura 4.83 Escala de la amplitud de la señal
Figura 4.84 Instrucciones que el usuario debe seguir
Compendio Producción de Hidrocarburos II
321
Figura 4,85 Mensaje de adquisición completado de señales acústicas
Figura 4.86 Monitorea de la presión del revestimiento
Figura 4.87 Análisis de la data
Compendio Producción de Hidrocarburos II
322
Figura 4.88 Imagen amplificada de la señal
Figura 4.89 Determinación de profundidad
Figura 4.90 Escala de profundidad
Compendio Producción de Hidrocarburos II
323
Figura 4.91 Sección Uniones
El usuario debe tratar de obtener los mejores datos de uniones posibles para
asegurar buena precisión en el nivel del fluido y en el cálculo de la presión de fondo
de pozo. En lo posible la cuenta de uniones debe cubrir un 80-90% del total de las
juntas del pozo. Un bajo porcentaje de uniones contadas indica que el nivel de
señal es muy bajo y cercano a la señal de ruido o que una frecuencia incorrecta de
uniones se usó para filtrar la señal. El usuario debe repetir el disparo con una
presión más alta en la cámara para mejorar la razón señal/ruido.
Figura 4.92 Reporte para una prueba acústica
Compendio Producción de Hidrocarburos II
324
Figura 4.93 Formato de impresión de datos del pozo
Interpretación de Gráficas: La calidad de los datos acústicos grabados se
determina por las condiciones del pozo y la energía contenida en el pulso acústico.
La razón señal/ruido se debe maximizar para obtener datos acústicos adecuados.
Si es necesario use una presión más alta en la cámara para obtener un pulso
acústico más grande y una mejor razón señal/ruido. Cuando el ruido del pozo se
muestra antes de que el pulso acústico se dispare, el operador debe estar
pendiente si este ruido excede 5mV, si esto sucede, el operador debe usar una
presión más alta en la cámara.
El ruido de fondo generalmente es el resultado de las condiciones de pozo tal
como vibraciones de la unidad de bombeo, burbujeo del gas a través de la columna
de líquido en el anular, etc. Algún ruido se puede eliminar apagando la unidad de
bombeo. El cañón de gas se debe conectar máximo a 3 pies del anular usando
Compendio Producción de Hidrocarburos II
325
conexiones de 2 pulgadas. Conexiones con diámetros menores producen señales
pobres de las uniones de la tubería.
Un registro ideal acústico contiene claramente las reflexiones de todas de las
uniones hasta el nivel de líquido, el cual será una reflexión diferente de mayor
amplitud y baja frecuencia. Un registro de esta naturaleza se puede conseguir de
la siguiente manera:
Determine la presión actual del revestimiento y cargue la presión de la
cámara del cañón 100 psi por encima de la presión del revestimiento (casing).
Adquiera un registro acústico y examine la pantalla. Una señal distinta y fácil
de identificar va a indicar el nivel del líquido.
Si no se puede identificar claramente el nivel de líquido, incremente la presión
de la cámara otros 200 psi e intente nuevamente. Si es necesario, repita este paso
hasta llegar a la presión máxima del equipo. La unidad de bombeo debe estar
funcionando durante la prueba.
Si la presión en la cámara ha alcanzado el máximo permitido y aún no se ha
obtenido un registro adecuado, apague la unidad de bombeo y adquiera otro
registro.
Si es necesario, bombee el pozo con las válvulas del revestimiento (casing)
cerradas por un tiempo suficiente para poder observar un incremento de presión
en el revestimiento. Muchas veces, un pequeño incremento de presión en el
revestimiento mejora la señal acústica sin afectar de manera significativa los
resultados del pozo y su análisis.
Detección del Nivel de Líquido: El programa selecciona un número de señales
que reúnen las características específicas de una reflexión de nivel de líquido. Los
pulsos más grandes y amplios de esta señal que tienen características estándar se
marcan con el indicador vertical. El usuario debe siempre verificar que el nivel de
líquido sea el correcto y no una señal causada por anomalías en el pozo tal como
colapsos en el revestimiento (casing), adaptadores, tuberías corta de revestimiento
(liners), anillos de parafina, etc. Cada vez que existan dudas acerca del nivel de
líquido que el programa ha identificado, se recomienda que la posición del nivel de
líquido se mueva haciendo un cambio ya sea por medio de un aumento de presión
Compendio Producción de Hidrocarburos II
326
en el revestimiento (casing) o cerrando el pozo y permitiendo que el nivel de líquido
aumente en el anular.
Selección de la Tasa de Uniones: Uno de los métodos para chequear que la
interpretación que hace el computador del registro acústico es correcto es revisar
el valor calculado de la tasa de uniones (uniones/seg or Hertz) que se muestra y
asegurarse que este valor es razonable. Esta tasa es una función de la distancia
entre las uniones de la tubería (longitud promedio de la tubería) y la velocidad del
sonido en el gas del revestimiento. La velocidad del sonido es una función de la
gravedad específica, presión, y temperatura tal como se ve en la figura 12 del
artículo técnico SPE 13810. La siguiente tabla se calculó usando los valores
correspondientes para los gases con gravedad específica entre 0.6 y 1.5.
En la tabla 4.1 se muestran los rangos esperado de la frecuencia de uniones en
función de la presión de cabeza del revestimiento para gases de hidrocarburos con
gravedad específica entre 0.6 y 1.5 y una longitud promedio de las uniones de 31
pies.
Presión del Revestimiento,
psi
Rango de la Tasa de Uniones,
Hertz
0-1000 11-25
2000 17-23
3000 21-27
Tabla 4.1 Rango esperado de la frecuencia de uniones
Para gravedades específicas de gases mayores y cuando CO2 está presente,
la frecuencia de las uniones puede ser menor que la indicada en la tabla.
Ejemplo de Pozos: Las siguientes figuras ilustran el tipo de trazas acústicas que
se han grabado para pozos modelo. En las figura desde la 4.94 hasta la 4.103 se
presentan aquí con el objetivo de dar una idea de la variación de las trazas
acústicas a los operadores sin experiencia.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
327
Pozo Promedio
Figura 4.94 Ejemplo de pozos promedio
Figura 4.95 Diagrama del pozo promedio
Compendio Producción de Hidrocarburos II
328
Nivel de Líquido Alto, con poco gas o sin gas
Figura 4.96 Ejemplo del nivel de líquido alto, con poco gas o sin gas
Figura 4.97 Diagrama del nivel de líquido alto, con poco gas o sin gas
Compendio Producción de Hidrocarburos II
329
Nivel de Líquido Alto, Columna Gaseosa, Pozo con Ruido
Figura 4.98 Ejemplo nivel de líquido alto, columna gaseosa, pozo con ruido
Figura 4.99 Diagrama nivel de líquido alto, columna gaseosa, pozo con ruido
Compendio Producción de Hidrocarburos II
330
Pozo Profundo
Figura 4.100 Análisis de pozo profundo
Figura 4.101 Análisis de pozo profundo
Ancla de la Tubería
Figura 4.102 Ejemplo del ancla de la tubería
Compendio Producción de Hidrocarburos II
331
Figura 4.103 Diagrama del ancla de la tubería
4.3. RODSTAR
Rodstar es una herramienta potente y fácil de usar; es un simulador de
sistemas de cabillas para el diseño de una instalación de bombeo mecánico, a
través del cual se pueden diseñar nuevas instalaciones de cabillas o realizar
cambios en los sistemas existentes; con este software se pueden comparar
grupos de bombeo, las velocidades de los mismos, tamaños de los émbolos,
cabillas, tipos de motor, así como también evaluar el efecto de la bomba, el nivel
de líquido, unidades fuera de equilibrio, entre otras variables, permite combinar el
sofisticado modelado de sistema de cabillas de bombeo con los datos de
rendimiento de entrada para las capacidades aún más potentes.
Aprovechando el gran alcance del conocimiento del programa se puede ahorrar
tiempo y llegar a excelentes respuestas. Esto hace que sea posible optimizar los
diseños de la sarta de cabillas, investigar el tamaño y velocidad de bombeo del
émbolo que necesita para una producción, en cuestión de minutos, Rodstar hace
que sea posible conseguir estas respuestas en muy poco tiempo.
Existen dos versiones de Rodstar: Rodstar-D y Rodstar-V. La interfaz de usuario
del programa es prácticamente idéntica en ambos casos a excepción de una
ventana de entrada adicional en RODSTAR-D para entrar en el estudio de la
desviación del pozo. Rodstar-D es principalmente para sistemas de bombeo de
barra con pozos desviados, mientras Rodstar-V es para pozos verticales (poca o
ninguna desviación).
Compendio Producción de Hidrocarburos II
332
Características del Programa
Entre las principales características de este software se encuentran:
Rodstar recuerda la información que se escribe cuando se inicia un caso a partir
de cero, es decir, puede salir del programa mientras este en el medio de la
introducción de datos de un nuevo caso y le ahorrará los datos que ha introducido
hasta el momento. Esto funciona de la misma manera si el programa se bloquea,
la próxima vez que inicie, el programa le preguntará si desea reanudar la
introducción de datos, si es así, se le devolverá a la ventana de entrada de datos
que estaba usando cuando se fue, con todos los datos que había entrado ya en su
lugar. Este simulador contiene datos para todas las bombas comunes, tamaños
barra, los grados de la barra, unidades de bombeo, tamaños de tuberías, entre
otros. Además, conoce cuando se necesita acoplamientos o una bomba de pared
delgada y cuando las cabillas encajan en el tamaño de la tubería que ha
seleccionado, además de la velocidad máxima recomendada de bombeo para
cualquier diseño del sistema.
Este simulador puede leer bien los archivos creados con RODDIAG, XDIAG
(Programas de balance de unidades de bombeo y programas informáticos de
diagnóstico) incluyendo la tarjeta de dinamómetro medido. Esta característica
permite que vuelva a diseñar sistemas de bombeo sin tener que volver a introducir
datos conocidos del sistema.
Rodstar también, permite conocer el máximo momento de contrapeso para
averiguar cómo equilibrar la unidad de bombeo en un solo paso, puede simular
cualquier sistema de bombeo y se puede predecir con precisión su rendimiento.
Para un sistema que especifique, el programa predice la superficie y el fondo del
pozo. Además, calcula la carga de la caja de cambios, la estructura de carga, la
carga de cabillas, carrera de la bomba, la longitud mínima requerida para la bomba,
la longitud del émbolo, el espacio de la bomba, la tasa de producción que se
espera, el contrapeso necesario para equilibrar la unidad, el tamaño de motor
primario, en general la eficiencia del sistema, el consumo diario de energía, la
factura mensual de electricidad, y otra información útil.
Esta herramienta le permite introducir los datos de rendimiento de entrada de
modo que usted puede diseñar fácilmente un sistema de bombeo para cualquier
toma de presión de admisión de la bomba, el cálculo de la tasa de producción, la
presión de entrada de la bomba y la bomba condición para cualquier sistema de
Compendio Producción de Hidrocarburos II
333
cabillas de bombeo, averiguar la máxima producción calificada que se puede
conseguir, y más. Además, en contraste con el diseño del sistema de prueba y
error convencional puede introducir un objetivo de producción y pedir al programa
para calcular simultáneamente los golpes por minuto, el tamaño del émbolo, y el
diseño de la sarta de cabillas, incluso recomienda que el tamaño de la unidad de
bombeo que necesita. O bien, puede introducir los datos necesarios para que
Rodstar calcule la producción y diseñe el sistema dicha producción de destino en
función de cualquier presión de admisión de la bomba o el nivel del líquido que
desea.
Rodstar viene con una gran base de datos de la unidad de bombeo para que
pueda seleccionar y comparar las unidades de bombeo sin tener que obtener las
dimensiones de la unidad. Esta herramienta puede modelar cualquier geometría
de la unidad de bombeo, además, puede introducir sus propios datos en caso de
que su unidad no esté en la base de datos del programa. Mensajes de captura de
error y advertencia avanzada con los que cuenta este software ayudan a evitar
errores y te hacen consciente de los requisitos especiales necesarios para el
funcionamiento adecuado del sistema.
Este simulador le permite calcular la desviación de carga lateral, y hace
recomendaciones del espaciamiento de las barras, entre otros, tiene muchas
capacidades avanzadas que le permiten predecir con precisión el rendimiento del
sistema para cualquier sistema de cabillas de bombeo. Puede simular pozos de
cualquier profundidad, incluyendo pozos muy profundos o superficiales. Es el único
programa de su tipo que modela de efectos de inercia del fluido que están
presentes en los pozos que bombean fluidos incompresibles.
Mediante el cálculo de la tensión mínima en la parte inferior de cada sección de
la barra, Rodstar muestra si las barras están en compresión o no. Esto es vital para
cabillas de fibra de vidrio que nunca deben estar en compresión para evitar fallas
prematuras. Esto también es importante para las barras de acero ya que la
compresión excesiva puede causar fallos de pandeo.
Rodstar-V puede modelar el efecto de la variación de la velocidad del motor
primario, la inercia en la unidad de bombeo y se puede calcular con precisión el
consumo de electricidad y la factura mensual de energía. Debido a que el programa
utiliza curvas reales de eficiencia de motor, los resultados son muy precisos, se
puede utilizar esta capacidad para comparar el consumo de energía de los
sistemas
Compendio Producción de Hidrocarburos II
334
Rodstar contiene los costos para las barras y las unidades de bombeo. Una
vez que crea este archivo introduciendo la cabilla y el bombeo de datos de costos
unitarios, puede proporcionar copias a otros usuarios de la empresa. Los archivos
que comienzan con demo varios archivos que se incluyen son ejemplos de casos
para demostrar las funciones del programa. Durante la instalación, hay copias de
estos archivos colocados en la carpeta utilizada al abrir archivos de casos.
A partir de Rodstar:
El programa de instalación Rodstar pondrá un icono en el escritorio y una
entrada en sus programas de inicio para acceder, para iniciar el programa,
simplemente haga doble click en su icono, el Administrador de archivos de
Windows le permite asociar los archivos con otras aplicaciones. Cuando se asocia
un archivo con una aplicación, se abre el archivo e inicia la aplicación al mismo
tiempo. Por ejemplo, para asociar los archivos Rodstar-D (con una extensión de
nombre de archivo ".RSDX") con RSWIND. EXE, haga lo siguiente:
1. En el Gestor de archivos, vaya a un directorio que contiene los archivos
Rodstar y haga doble clic en uno de estos archivos.
2. Si el archivo no está asociado con Rodstar-D, la ventana le hará saber y le
pedirá que seleccione el programa de una lista. Asegúrese de que esta opción este
seleccionada y haga clic en el botón Aceptar.
3. Haga clic en Examinar, vaya al directorio donde reside RSWIND.EXE (por lo
general, será desde el Administrador de archivos, haga doble clic sobre él. Rodstar
tiene una ventana "iniciado-consiguiendo", que se muestra en la Figura 4.104, que
aparece cada vez que inicia el programa. La ventana muestra los mayores iconos
de la barra comunes que necesita saber para comenzar a usar RODSTAR.
Figura 4.104 Ventana para iniciar el programa
Compendio Producción de Hidrocarburos II
335
La figura 4.105 muestra la ventana de Rodstar que aparece cuando se inicia, el
programa se comporta como cualquier otro programa de Windows estándar. Puede
utilizar el ratón para mover y tamaño
Figura 4.105 Ventana de Rodstar
4. Seleccione el botón OK. Después de hacer los pasos anteriores, entonces
para cargar y ejecutar un archivo RODSTAR
El cuadro de menú de control se encuentra en la esquina superior izquierda de
cada ventana, el menú de control es más útil si se utiliza el teclado. Puede utilizar
los comandos del menú de control para cambiar el tamaño, mover, maximizar,
minimizar y cerrar las ventanas. Además, se puede utilizar para cambiar a otras
aplicaciones. (Si utiliza un ratón, puede realizar estas tareas haciendo clic y
arrastrando.) Al hacer doble clic en el cuadro de menú de control cierra Rodstar.
La barra de título muestra el nombre de la aplicación y el nombre del archivo
actualmente en la memoria. Si más de una ventana está abierta, la barra de título
de cada ventana activa (la que está trabajando con) es un color o intensidad
diferente a las otras barras de título.
Con el ratón se puede cambiar el tamaño de las ventanas principales, al cambiar
el tamaño de la ventana de Rodstar a un tamaño menor que el requerido para
visualizar toda la información, se mostrará barras de desplazamiento vertical u
horizontal, según sea necesario. Puede utilizar estas barras de desplazamiento con
el ratón para ver las partes invisibles de ventanas de entrada que no caben en el
espacio asignado.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
336
La barra de estado muestra mensajes útiles durante el ingreso de datos, cuando
se carga un caso desde el disco o cuando se apunta a un icono de la barra de
herramientas, esta barra proporciona un acceso rápido a los comandos de menú
utilizando el ratón. Cuando ingrese por primera vez a Rodstar, sólo algunos de los
botones de la barra de herramientas estarán activos. Al introducir datos o leer un
archivo del disco, a continuación, el botón de impresión y todos los botones que se
corresponden con las ventanas de entrada se activan.
Si carga un archivo que contiene la salida el icono de informe también se
activara, de lo contrario, si el archivo contiene solamente la entrada, el icono de
informe permanece inactivo hasta que se ejecute el caso. Para un rápido
recordatorio de lo que hace cada botón de la barra de herramientas, sólo tiene que
colocar el puntero del ratón sobre él y un cuadro de mensaje pequeño denominado
"punta de la herramienta" parece que te dice lo que hace el icono de la barra de
herramientas (ver Figura 4.106). Además, la barra de estado muestra más
información sobre el mismo elemento de la barra de herramientas.
Lo que sigue es una explicación más detallada de cada botón en la barra de
herramientas de izquierda a derecha:
Nuevo archivo: Este es el primer botón de la barra de herramientas y muestra
una imagen de una página en blanco. Haga clic en este botón para comenzar a
introducir los datos de un nuevo caso.
Abrir el archivo: Este es el segundo botón en la barra de herramientas y muestra
el icono del archivo abierto y estándar utilizado por la mayoría de los programas de
Windows. Haga clic en este botón para leer un archivo RODSTAR, RODDIAG, o
XDIAG que estaba previamente almacenado en el disco.
Guardar archivo: Este es el tercer elemento de la barra de herramientas y
muestra una imagen de un disco, haga clic aquí para guardar los datos en la
memoria en el disco. Si esta es la primera vez que guarda este caso, RODSTAR
pide un nuevo nombre de archivo. Después de guardar un archivo, o después de
cargar un archivo desde el disco y realizar cambios en él, haga clic en este botón
para rápido almacenar los datos con el mismo nombre de archivo. Para guardarlo
con un nombre de archivo diferente, haga clic en Archivo en la barra de menú y
luego seleccione Guardar como...
Compendio Producción de Hidrocarburos II
337
Configuración: Este es el cuarto punto de la barra. Haga clic allí para ver ventana
de configuración de RODSTAR. Esto le permite especificar las entradas y las
preferencias que normalmente no cambian con frecuencia, tales como: el nombre
de la empresa, el costo de la electricidad, unidades de medida, la longitud de la
cabilla de bombeo estándar, los grados de bombeo de encargo, datos de la unidad
de bombeo medidos, el bombeo de la unidad y el costo de cabillas de bombeo, por
lotes las opciones de ejecución, opciones de informes impresos y formatos de hoja
de resumen personalizados.
Información: Este es el quinto punto de la barra y muestra una imagen de un
archivador. Haga clic aquí para abrir la ventana de información también. La primera
vez que ingrese a Rodstar este icono de carga (y los cinco iconos siguientes)
estarán inactivos hasta que introduzca los datos de información o hasta que se
carga un archivo del disco. La ventana de información del archivo contiene datos
tales como la profundidad de la bomba, tiempo de ejecución, condición de la
bomba, las presiones, la carcasa, la gravedad de fluidos, entre otros.
Información de producción: Este es el sexto punto de la barra y muestra una
imagen de un barril. Haga clic aquí para abrir la ventana de información de
producción que tiene datos para elementos como el nivel de líquido, presión de
admisión de la bomba, el objetivo de la producción, los datos de derechos de
propiedad, entre otros.
Información de la bomba y la tubería: Este es el séptimo punto en la barra de
herramientas y muestra una imagen de una bomba de fondo de pozo, haga clic
aquí para ver los datos de tamaño de la tubería, tipo de bomba y tamaño, la
profundidad de anclaje, fricción de la tubería, y los efectos de inercia del fluido.
Información de la cadena de cabilla: Este es el punto octavo de la barra de
herramientas y muestra una imagen de una cabilla de bombeo, haga clic aquí para
abrir la ventana de información de la sarta de cabillas. Esto es donde se especifica
qué tipo de cable de la barra desea que Rodstar diseñe para usted. Además,
puede introducir su propio diseño de sarta de cabillas, y especificar el factor de
servicio que desea utilizar.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
338
Figura 4.106 Barra de herramientas de RODSTAR
Encuesta de entrada desviación: Este es el noveno punto la barra de
herramientas y muestra una imagen de un pozo desviado. Sólo está disponible en
Rodstar-D, ya que esta es la ventana de entrada para la encuesta de la desviación
del pozo. Haga clic aquí vea la encuesta desviación y también para ver el gráfico
3-D del pozo.
Información de la unidad de bombeo: Haga clic aquí para abrir la ventana de
información de la unidad de bombeo que tiene datos para cualquier el tipo de
unidad de bombeo, la rotación del cigüeñal, longitud de la carrera, el desequilibrio
estructural y los datos de contrapeso.
Información del motor: Este icono muestra una imagen de un motor. Haga clic
aquí para abrir la ventana de información del motor que tiene datos para el costo
de la electricidad, el tipo de medidor de potencia, tipo de motor y tamaño,
momentos de inercia y si se debe incluir la variación de velocidad del motor.
Ventana anterior: Este icono muestra una flecha que apunta hacia la izquierda,
haga clic en él para volver a la ventana de entrada anterior.
La siguiente ventana: Esta muestra una flecha que apunta hacia la derecha,
haga clic aquí para avanzar a la siguiente ventana cuando se introducen datos por
primera vez o cuando se está cambiando de datos.
Ejecutar: Este artículo sigue el icono de flecha de la barra de herramientas y
muestra una imagen de parcelas del dinamómetro de fondo de pozo y de superficie.
Haga clic aquí después de introducir todos sus datos o después de cambiar una
entrada.
Informe: Este artículo sigue el icono de ejecución en la barra de herramientas y
muestra una imagen de una página impresa, haga clic aquí para ver el resultado
en la memoria. Esto le permite ver la salida guardada en un archivo que acaba de
Compendio Producción de Hidrocarburos II
339
cargar desde el disco, o para volver a la pantalla de salida. Si este botón está
inactivo (atenuado) que significa que no hay ningún informe de salida en la
memoria. Para que sea más activa, ejecute el caso, o cargar un caso con salida
salvado.
Icono de correo electrónico: Haga clic en este icono para enviar por correo
electrónico una o más casos a Theta Enterprises, en caso de tener preguntas.
Imprimir: Este botón sigue el botón Informe en la barra de herramientas y
muestra una imagen de una impresora, haga clic en él para enviar la salida a la
impresora. Si ha introducido los datos para un caso, pero no ha ejecutado los
cálculos, sin embargo, se puede obtener una copia impresa de los datos de entrada
por sí mismo y se obtiene la misma salida de una página, excepto que sólo los
datos de entrada aparecen en la página. El comando Imprimir... en el menú Archivo
le permite seleccionar exactamente qué partes de la salida se desea imprimir.
Exportación CBM: Este artículo es penúltimo en la barra de herramientas y
muestra una imagen de una manivela y el contrapeso. Este botón se activa
después de que Rodstar corre o después de cargar un archivo de salida con
salvado. Haga clic para situar el momento máximo de contrapeso para las
condiciones equilibradas en el portapapeles para su uso en CBALANCE para
Windows.
Ayuda: Este es el último elemento de la barra de herramientas y muestra una
imagen de un signo de interrogación. Haga clic en este botón en cualquier
momento para obtener ayuda.
Inicio de Rodstar: Al ingresar al programa, se puede observar la ventana de
introducción y luego la ventana principal. Cuando Rodstar carga por primera vez,
sólo el nuevo archivo, abrir, de configuración, y botones de ayuda están activos en
la barra de herramientas.
Interfaz de usuario de Rodstar: Esta herramienta tiene una interfaz fácil de usar
que simplifica y acelera la entrada de datos, el programa utiliza el estándar de las
características de Windows, junto con otras características únicas que se han
Compendio Producción de Hidrocarburos II
340
diseñado para que introducir y modificar los datos lo más fácil posible. La figura
4.107 muestra cómo acceder a los archivos guardados más recientemente y
seleccionar el archivo que desea cargar en Rodstar. Si no se está familiarizado con
Microsoft Windows, se debe un tiempo para estudiar estos programas que tienen
una barra de menú con menús desplegables y un cuadro de menú de control en la
esquina superior izquierda. Se puede acceder a todos los elementos de menú
utilizando el ratón o el teclado.
Al seleccionar un elemento de un menú, pistas visuales le informan sobre lo que
sucederá después.
Un objeto seguido de ninguna marca indica que se inicia una acción. (Por
ejemplo, haga clic en Archivo y, a continuación, haga clic en Nuevo.
Un elemento seguido de puntos suspensivos (...) necesita más información
antes de actuar; Normalmente, la información adicional se introduce en un cuadro
de diálogo. (Por ejemplo, haga clic en Archivo y hacer clic en Abierto…)
Figura 4.107 La lista de archivos de guardada más recientemente
Rodstar tiene una lista de los archivos utilizados recientemente en el menú
Archivo, como se muestra en la Figura 4.108.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
341
Algunas de las ventanas con las que se cuentan en Rodstar son las
siguientes:
Figura 4.108 La ventana de entrada de información
Introducción de datos Información: Si se ha introducido un nombre de una
empresa en el programa de instalación, que aparece en el campo Nombre de la
compañía se ahorrara tener que introducir el mismo nombre de la empresa cada
vez que introduzca datos. La fecha por defecto es la fecha en la memoria del
ordenador, si la fecha en que el equipo no es correcta, puede escribir sobre ella. El
panel condición de la bomba le permite seleccionar la condición de la bomba y la
eficiencia de la bomba o fillage bomba. Para seleccionar uno de estos campos de
entrada, haga clic en el campo de entrada o en su etiqueta.
La ventana Información de producción también le da la opción de que Rodstar
calcula la velocidad de bombeo requerida en base a una producción objetivo. Sin
embargo, la opción de calcular el SPM de su producción de destino sólo está
disponible si se selecciona una bomba completa. Por golpe de fluido o interferencia
del gas, se debe introducir una velocidad de bombeo en la ventana Información de
producción.
Otros datos de entrada en la ventana de información son los siguientes:
Bomba de ajuste de carga
El ajuste de la carga de la bomba le permite aumentar la carga de fluido recogido
por el émbolo. Por lo general esto no es necesario, sin embargo, esta entrada le
permite darse cuenta de las cargas adicionales debido a la fricción excesiva de
fondo de pozo (por ejemplo, debido a la desviación del pozo), o debido al "efecto
Compendio Producción de Hidrocarburos II
342
pistón" de las grandes barras de peso. Se recomienda que se use cero para este
número a menos que tenga más de 1000 pies de grandes barras de peso, tales
como 15/8 '' o 1 ¾ '' barras en 2 '' tubería.
El valor de este número en libras es típicamente 5% a 10% de la profundidad de
la bomba en pies. Por ejemplo, para una profundidad de 6000 pies de la bomba,
introduzca un valor de 300 a 600 libras (pero sólo si se utiliza más de 1000 'de
grandes barras de peso). RODSTAR no permitirá que ingrese un valor que es
mayor que el 15% de la profundidad de la bomba. Además, puede utilizar esta
entrada para añadir carga de la bomba para las predicciones más conservadoras.
% Corte de agua: La entrada de los datos del corte de agua, junto con la
gravedad API del petróleo permite que Rodstar calcule un peso específico
predeterminado para el fluido producido. Además, utiliza estos datos para calcular
los costos de electricidad.
Gravedad API de petróleo: RODSTAR utiliza la gravedad API del petróleo para
calcular la carga de fluido en el émbolo y la gravedad específica predeterminada
del fluido producido. También utiliza este número para calcular la gravedad
específica del fluido en el espacio anular carcasa de la tubería.
Introducción de datos sarta de varillas
La cuarta ventana de entrada se ocupa del diseño sarta de varillas. Como
muestra la figura 4.109 muestra, puede seleccionar una de las opciones de entrada
de la sarta de cabillas disponibles.
Figura 4.109 Ventana para el diseño sarta de cabillas
En Rodstar se cuentan con opciones como las siguientes:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
343
Figura 4.110 Acero opciones de diseño de la sarta de cabillas
Figura 4.111 Fibra de vidrio cabilla ventana de diseño de cuerdas
Figura 4.112 RODSTAR Diseñado fibra de vidrio-Rod de acero de cuerda
RODSTAR puede rechazar un diámetro de cabilla de acero si no es necesario.
Otra capacidad interesante de RODSTAR es que si utiliza barras continuas (Corod
o Prorod) en lugar de cabillas regulares bajo la fibra de vidrio, puede saltar un
diámetro de la cabilla, si se tiene que, con el fin de equilibrar la carga de estrés
sarta de cabillas. Esto no es un error. A veces, el programa tiene que hacer esto
para equilibrar correctamente la sección de acero de la sarta de cabillas.
Ingreso de su propio (Manual) Rod Cadena:
Al seleccionar esta opción, se pueden introducir datos para cabillas de acero o
fibra de vidrio como la figura 4.113 muestra. Puede introducir el número de
Compendio Producción de Hidrocarburos II
344
secciones de la barra, el factor de servicio que desea utilizar, y los datos de la sarta
de cabillas de hasta ocho tramos de barra. Para cada sección, puede seleccionar
el tipo cabilla o de grado, diámetro y longitud.
Figura 4.113 - Selección de los grados de cabilla en RODSTAR
Figura 4.114 Pozo ventana de entrada de la desviación
Figura 4.115 Iconos de entrada desviación
Compendio Producción de Hidrocarburos II
345
Figura 4.116 Introduzca el número de entradas
Figura 4.117 Introducción de datos de desviación de forma manual
Figura 4.118 Opciones del asistente de importación
Figura 4.119 Paso 1 del asistente de importación de desviación
Compendio Producción de Hidrocarburos II
346
Figura 4.120 Paso 2 del Asistente para importación de desviación
Figura 4.121 Paso 3 del asistente de importación de desviación
Figura 4.122 La última pantalla del asistente de importación de desviación
Compendio Producción de Hidrocarburos II
347
Figura 4.123 El estudio de la desviación después de haber sido importada
Figura 4.124 El 3-D Gráfico de la Encuesta de desviación
Figura 4.125 - Bombeo lista de fabricantes de unidad
Compendio Producción de Hidrocarburos II
348
Figura 4.126 Medido lista de unidad de bombeo
Hay factores importantes que usted debe considerar al decidir qué tamaño de la
unidad que necesita.
Figura 4.127 La lista de unidad de bombeo de encargo
Estos incluyen: unidades de la disponibilidad de bombeo, los cambios esperados
en las condiciones del pozo, velocidad de bombeo deseada, etc. Cuando se
introducen los datos para un caso por primera vez y que se encuentran en la
pantalla de selección de unidad de bombeo, RODSTAR no sólo mostrará el tamaño
de la unidad recomendada, pero se seleccionará automáticamente la unidad más
cercana al tamaño recomendado de la lista disponible. Si no desea utilizar la unidad
recomendada por RODSTAR a continuación, seleccione otro.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
349
Figura 4.128 Introducción de la información del motor
4.4. WELLFLO
WellFlo es una herramienta usada a nivel mundial para análisis, diseño e
identificación de problemas de pozos. Es una herramienta importante para la
planificación y diseño de campo que permite el modelado del desempeño de
yacimiento y pozo, generando tablas de desempeño de levantamiento artificial para
su uso en simuladores de yacimientos, programas de balance de material y
simuladores/optimizadores de producción.
La primera parte para lograr la optimización de la producción a través de esta
herramienta es el cotejo del comportamiento actual del pozo; esta evaluación se
hace de la siguiente manera:
a) Selección y Ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las
propiedades del petróleo
1) Después de cargar la información, previamente validada, que exige el
simulador “Wellflo” en cuanto a producción, infraestructura instalada y datos de
yacimiento, se entra en la sección “Reservoir Control” para revisar las
propiedades de los fluidos en “Fluid Parameters”. Ver figura 4.129.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
350
Figura 4.129 Revisión de las propiedades de los fluidos
2) En la sección “Check” de “Fluid Parameters” realizar el cálculo de la Presión
de burbuja con varias correlaciones (Standing, Glaso etc...), utilizando el Rsi del
PVT validado; en caso de no disponer de este se podría utilizar la RGP inicial del
yacimiento.
3) Seleccione la correlación que más se aproxime al valor real de la Presión de
burbuja.
4) Con “Best Fit” de la sección “Match” ajustar la correlación para reproducir el
valor real de Presión de burbuja (Wellflo marcará con un asterisco la correlación
ajustada).
De la misma forma se seleccionan otras propiedades en “Match property” y se
ajustan los valores ingresados incluso a distintas presiones, ver figura 4.130.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
351
Figura 4.130 seleccionan otras propiedades en Match property
b) Selección y Ajuste de las correlaciones e Flujo Multifásico en Tuberías
Para la selección y ajuste de la correlación de flujo multifásico en tuberías que
mejor simulen el comportamiento de las presiones dinámicas en el pozo se debe
disponer de un registro de Presión y Temperatura fluyente. Para aquellos casos
donde no se dispone de estos registros se debe solicitar información b) Selección
y Ajuste de las correlaciones de Flujo Multifásico en Tuberías
Para la selección y ajuste de la correlación de flujo multifásico en tuberías que
mejor simulen el comportamiento de las presiones dinámicas en el pozo se debe
disponer de un registro de Presión y Temperatura fluyente. Para aquellos casos
donde no se dispone de estos registros se debe solicitar información al personal
que trabaja en “Optimización” sobre las correlaciones que son aplicadas en el área
respectiva. Los pasos a seguir son los siguientes:
1. Crear en el “Notepad” el archivo de datos del registro fluyente, actualizando
la información de las medidas de presión a cada profundidad como se
aprecia en la figura 4.131, se puede grabar con extensión “.txt” o con la
extensión “. dvp”, luego lea dicho archivo desde el Wellflo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
352
Figura 4.131 Creación de archivo de datos del registro fluyente
2. Utilizar el modelo calibrado de temperatura (Twh para la ql).
3. Calcular la curva de gradiente con todas las correlaciones, ver figura 4.132
realizando análisis de sensibilidad de las mismas en Tuberías “Pressure
Drop”.
Figura 4.132 Análisis de sensibilidad en Tuberías
Compendio Producción de Hidrocarburos II
353
4. Calcular los resultados del gráficos y seleccione la correlación que mejor se
aproxime al perfil real, verificando la consistencia de las condiciones de
Tuberías de operación del pozo (Válvula operadora). Ver figura 4.133.
Figura 4.133 Sección de la correlaciones
5. Ajustar la correlación seleccionada, realizando Selección y Ajuste
sensibilidad con el factor “L” (Autoregresión).
6. Actualizar en la sección “correlaciones”, la correlación seleccionada y el
factor “L” obtenido en el ajuste de la misma. Ver figura 4.134.
Figura 4.134 Actualizar en la sección correlaciones
Compendio Producción de Hidrocarburos II
354
Figura 4.135 Análisis de la profundidad en función a la presión y a la temperatura
c) Determinación de la válvula operadora si el pozo es de LAG
El simulador selecciona como válvula operadora la determinación de la válvula
más profunda que posea una presión de válvula operadora si la producción mayor
a la presión de producción requerida pozo es de LAG para abrirla.
En la siguiente figura 2.136, se observa que las dos válvulas superiores poseen
presiones de producción mucho menores a las requerida para abrirlas por lo tanto
quedó como operadora la asentada en el mandril más profundo. El mandril
operador se diferencia del resto por el trazado continuo de su profundidad.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
355
Figura 4.136 Determinación de la válvula operadora
En la sección “Advance Gas Valve Modelling” de “Análisis” se determina
Determinación la tasa de gas que la válvula operadora deja pasar bajo las
condiciones de la válvula producción del pozo, este valor debe ser similar (+ o –
10%) al operadora reportado como tasa de inyección según el disco de gas de
levantamiento, si esto se cumple se certifica la consistencia de la información
utilizada en el diagnóstico, de lo contrario se revisaría nuevamente la información
para validarla nuevamente. Las características de la válvula operadora se ingresan
en la sección “Valve Details” y se debe seleccionar el modelo adecuado para
calcular la tasa de gas que puede pasar a través de la válvula en cuestión la cual
se selecciona como “nodo” para el cálculo de la capacidad de producción del pozo.
Cuando se trata de orificios se usa “Thornhill Craver” y si se trata de una válvula
se recomienda el de “Winkler” o el modelo “TUALP”. Ver figura 4.137.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
356
Figura 4.137 Determinación de la tasa de gas que la válvula operadora deja pasar
La figura 4.138 presenta los resultados de la tasa de inyección a través de
la válvula bajo condiciones dinámicas.
Figura 4.138 Tasa de inyección a través de la válvula bajo condiciones dinámicas.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
357
5. Cotejo del Comportamiento actual de Producción
La presión fluyente obtenida en el punto medio de las perforaciones debe ser
introducida en “Edit Layer” cuando se haya elegido “Test Point Data” como modelo
para calcular el comportamiento de afluencia de la formación productora. Cuando
no se dispone de la información de yacimiento suficiente como para aplicar la
ecuación de Darcy, se debe seleccionar el modelo “Vogel” para calcular la IPR
Para obtener las curvas de Oferta y Demanda de energía en el fondo del pozo
se entra en “Operating Point” de “Análisis”, se seleccionan las tasas
automáticamente y finalmente se “calcula” para obtener en los resultados gráficos
la intersección de las mencionadas curvas, la intersección debe realizarse en la
tasa de operación actual.
Figura 4.139 Cotejado el comportamiento actual de producción
Optimización del sistema de producción
Luego de realizar el cotejo del comportamiento actual del pozo se procede a
realizar la optimización de la producción.
Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de aumentar la Oferta de energía y
fluidos del Yacimiento utilizando Wellflo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
358
El impacto de la remoción de daño y/o pseudo daño sobre la producción del
pozo puede ser cuantificado en bpd cuando se conocen los parámetros que definen
el comportamiento de afluencia de la formación productora, por ejemplo,
permeabilidad relativa, espesor de arena neta asociada al cañoneo, radio de la
zona dañada, radio de drenaje, radio del pozo, densidad del cañoneo (tiros por
pie), longitud del túnel perforado, área de las perforaciones (calibre del cañón),
permeabilidad vertical, penetración parcial o cañoneo parcial, etc.
A continuación se presentan las pantallas donde se debe ingresar la
información.
Primeramente se debe cambiar en “Reservoir control” el modelo para el
comportamiento de afluencia de “Test Point Data” a “Layer Parameters”.
En el caso mostrado en esta figura 4.140, se seleccionó un pozo con revestidor
cementado y perforado y se activó la opción de utilizar un daño calculado en la
ventana de “Skin Análisis”.
Figura 4.140 Pantallas donde se debe ingresar la información.
En el botón configure se encontrará las variables forma del área de drenaje y
sus dimensiones. Al pulsar el botón “Calculate” se actualizará el cálculo de factor
de daño total y por componente.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
359
Actualizada la información anterior, se ejecuta nuevamente el “Operating Point”
de “Análisis” pero realizando un análisis de sensibilidad de la permeabilidad de la
zona de daño hasta lograr reproducir la tasa actual. El valor del daño a la formación
correspondiente a la permeabilidad calculada para la zona de daño será un valor
solo estimado ya que definitivamente solo a través de la interpretación de una
prueba de restauración de presión tendremos valores más confiables del daño a la
formación. Igualmente, si la caída de presión a través de los túneles dejados por
el cañoneo correspondiente a la tasa de producción actual es mayor de 300 lpc
podría realizarse un análisis de sensibilidad para abrir más área de flujo entre el
pozo y el yacimiento, por ejemplo, mayor penetración, cañones de mayor calibre,
mayor densidad de tiro (de 4 a 8 tiros por pie).
Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de disminuir la Demanda de energía
para levantar fluidos del Yacimiento utilizando Wellflo.
De la misma forma se debe cuantificar el impacto de la eliminación de
restricciones (Cuellos de botella) encontrados en la infraestructura instalada,
sobre la producción del pozo, por ejemplo: bajar el punto de inyección del gas de
levantamiento a través de un rediseño de la instalación, bajar la presión de
separación en las estaciones donde se pueda hacer dicho cambio, cambiar el
diámetro de la línea de flujo, cambio del método de producción, etc.
En cada uno de los escenarios estudiados se debe determinar la curva de
comportamiento o de rendimiento del pozo de LAG, realizando una segunda
sensibilidad del volumen de gas de levantamiento a utilizar, esto permitirá
seleccionar un volumen diario de inyección de gas óptimo para el escenario. Para
ver la curva de rendimiento se debe seleccionar ver “Performance Análisis” en
“Results” “Plot” tal como se muestra a continuación en la figura 4.141:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
360
Figura 4.141 Performance Análisis en “Results” “Plot”
A continuación se muestra en la figura 4.142 un ejemplo de una curva de
Rendimiento de LAG obtenida con el simulador.
Figura 4.142 Ejemplo de una curva de rendimiento de LAG
Compendio Producción de Hidrocarburos II
361
En la industria petrolera, los simuladores explicados anteriormente son de gran
relevancia, sin embargo existen otros simuladores en el mercado que son ideales
para manejar el proceso de optimización de la producción, entre los cuales
tenemos.
4.5. PIPESOFT-2
PipeSoft-2 es la herramienta de punta para los ingenieros de producción y de
instalaciones, la cual ostenta una gran variedad de capacidades que permiten una
modelación efectiva de los sistemas de recolección y una optimización de la
producción, con esta herramienta se puede diseñar y analizar un pozo, un sistema
de recolección o cualquier combinación de equipos dentro de una red de
producción.
Este simulador puede manejar cualquier configuración de redes, característica
que generalmente no se encuentra disponible en todos los software, puede ser
una combinación de pozos y tuberías de producción con ciclos, ciclos anidados y/o
ambos, o un solo pozo con configuración multilateral de fondo compleja. Se pueden
modelar flujos monofásicos y multifásicos para prácticamente cualquier tipo fluido,
todo en una sola herramienta, con este programa también se pueden determinar
las necesidades para levantamientos artificiales o recuperación de campos
maduros
PipeSoft-2 permite modelar los cambios en un pozo para determinar la manera
en que éstos afectan la producción de un campo entero, teniendo en cuenta el
comportamiento potencial del pozo, se puede modelar con mayor confianza las
necesidades para levantamientos artificiales, lo cual redunda en decisiones costos
efectivos más acertados. Con este programa se puede modelar la recuperación
de petróleo en campos maduros por inyección de agua o CO2 con el fin de optimizar
el sistema, el volumen o la presión de agua o CO2 necesarios se calculan teniendo
en cuenta el impacto de la caída de presión en las tuberías de producción, las
propiedades de los fluidos, las condiciones del depósito, entre otros, las cuales
están asociadas con el sistema de inyección (o producción).
Este programa es la última herramienta para los ingenieros de producción, con
una variedad de cálculos que permiten modelar eficientemente un sistema y
Compendio Producción de Hidrocarburos II
362
optimizarla producción, puede diseñar y analizar un pozo, línea de flujo o cualquier
combinación que exista como red. Las redes pueden tener lazos o anillos
complejos, una sola red puede incluir tanto la red superficial como múltiples pozos,
cada uno incluso con una configuración multilateral compleja. En resumen, se
puede modelar flujo en una o más fases, para virtualmente cualquier fluido, todo
con una sola herramienta.
Algunas capacidades de PipeSoft-2, no encontradas en otros sistemas de
simulación incluyen:
Visualización dinámica: PipeSoft-2 exhibe resultados a nivel de sistema con
codificación en color, que proporciona una comprensión visual inmediata de las
redes que son estudiadas, la codificación se aplica a parámetros tales como
presión, temperatura, corte de agua y caudales. El sistema de flujo completo se
puede observar en una pantalla en un modo de animación dinámico, incluyendo el
sentido de flujo. La exhibición única de presiones, caudales y demás con
codificación en color hace de Pipesoft-2 una herramienta para la localización de
problemas de flujo en el sistema.
Tres métodos de solución de la red: Muchos productos de simulación no
pueden solucionar redes con anillos complejos, u ofrecen solamente un método de
solución. Pipesoft-2 ofrece tres métodos de solución de redes: PBAL, QBAL y
DYNER. Los tres métodos ahorran tiempo significativo a los ingenieros,
permitiendo que modelen rápida y fácilmente una variedad de configuraciones de
red.
Interfase gráfica intuitiva: Pipesoft-2 ofrece una interfase fácil de utilizar que
permite a los usuarios aprender el programa rápidamente, asegurando que los
ingenieros encuentren el programa inclusive divertido para utilizar.
Modelado de flujo simultáneo: esta herramienta permite modelar el flujo
simultáneo en tuberías de pozo y anular de tubería-revestimiento.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
363
Amplia gama de los tipos de fluidos: Pipesoft-2 simula virtualmente cualquier tipo
de fluido que usted encuentre, incluyendo el vapor, los fluidos no newtonianos, el
gas condensado, petroleo, fluido composicional y una sola fase (crudo/gas/agua).
Lista completa de equipos: El software incluye tuberías, bombas, válvulas de
control, estrangulaciones, válvulas de gas lift, separadores, las unidades de amina,
compresores, reguladores y más, así que usted puede modelar prácticamente
cualquier sistema de producción común.
Tablas de flujo ligadas a los simuladores de yacimiento: Permite la creación de
tablas hidráulicas que representan caudales de flujo en los nodos límite (pozos,
fuentes y sumideros).Se pueden importar directamente desde simuladores de
yacimiento comerciales para una simulación más rigurosa.
Aseguramiento del flujo (escamas, hidratos, análisis de slugs, descarga de
pozos de gas): Prediciendo la composición del fluido, Pipesoft-2 ayuda en la toma
de decisiones con respecto a la remoción de líquidos o inyección de inhibidores.
Acoplamiento con análisis de curvas de declinamiento: Permite que se importen
datos de producción para crear una curva de declinamiento global y realizar
pronósticos de producción a presiones definidas.
Importe curvas de bombas y del funcionamiento de pozos: Importe curvas de
bombas electro-sumergibles directamente desde SubPUMP, el programa de IHS
para diseño y análisis de bombeo BES. También puede importar los datos del
comportamiento del pozo (caudal vs. caída de presión) de Perform, el programa de
IHS para optimización de pozos de petróleo y gas mediante análisis nodal.
Opción de presentación de datos en tablas: para los casos que implican
centenares de elementos, el software incluye una forma opcional de entrada de
datos en tablas para ahorrarle tiempo.
Otras características importantes: Estudios de comparación con hasta 15 casos,
múltiples datos PVT, cambio dinámico de unidades y calibración de presión para
pozos y líneas de superficie.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
364
4.6. PERFORM
Perform es una herramienta de la empresa IHS para la optimización de pozos
de petróleo y gas mediante análisis nodal, que permite simular pozos y líneas de
flujo para prácticamente cualquier situación. Con este programa se pueden
modelar redes de fondo (múltiples capas) y pozos de inyección, verticales,
desviados, con flujo natural o levantamiento artificial, o realizar un análisis de
gradiente, cálculos con tubería enrollada, diseño y optimización de gas lift,
predicción de hidratos y escamas. Incluso se pueden simular estrangulaciones,
bombas electrosumergibles y de cavidad progresiva, asi como también las
pérdidas de calor en el sistema, es decir, este software permite optimizar pozos
nuevos y existentes.
Cuando se trata de pozos nuevos con el simular Perform se puede simular las
siguientes condiciones:
Dimensionamiento de Tubería y líneas de flujo
Dimensionamiento de tubería enrollada y restricciones
Diseño de pozos costa afuera y las líneas de flujo
Diseño de completamientos (perforaciones, empaques de grava)
Diseño de sistemas multilaterales
Modelamiento de inyección de agua y gas
Selección de la presión del separador
Cuando se trata de pozos existentes con el simulador Perform se puede simular
las siguientes condiciones:
Mejorar el funcionamiento del pozo
Evalúe los cambios futuros (corte de agua, presión de yacimiento)
Estimar parámetros desconocidos del yacimiento
Diseño y optimización de Gas lift
Evaluar la eficiencia de estimulaciones
Predecir la depositación de hidratos y escamas
Modelar transferencia de calor
Analizar la información sobre datos PVT, patrones de flujo, la producción
por capas, etc.
Responder preguntas relacionadas con trabajos de workover
Compendio Producción de Hidrocarburos II
365
Escenarios avanzados de diseño
A pesar de su simplicidad, Perform permite modelar redes de subsuelo,
esto es, pozos de múltiples capas (hasta 10 capas) y multilaterales con nueve
configuraciones diferentes. Otras capacidades incluyen: Análisis composicional
(con PVTLIB), Análisis de elevadores (risers), incluyendo nodo al final del
elevador, importar datos de desviación en pozos y líneas de flujo, modela
tuberías delgadas (sartas de velocidad) y la inyección de N2 a través de tubería
enrollada
Levantamiento artificial: cuando se tiene un pozo que produce por levantamiento
artificial Perform nos permite realizar:
Diseño de Gas lift (válvulas operadas por presión del gas o del fluido en la
tubería)
Optimización de Gas lift
Modelado de bombas de subsuelo BES y BCP
Modelos de afluencia (inflow)
Esta herramienta nos permite elegir entre 27 modelos para pozos verticales
u horizontales de gas y petróleo, incluyendo modelos de fracturas, CBM, y
transiente.
Completaciones
Mejore la toma de decisiones analizando nueve diversos tipos de
completamientos para la caída de presión, cálculo del factor de daño (skin)
incluido.
Datos de cañoneo disponibles para los principales fabricantes.
Múltiples correlaciones para el flujo de una fase y multifásico
Calcula las curvas de presión (outflow) con 14 correlaciones para el
petróleo y ocho correlaciones para el gas, eligiendo entre modelos empíricos y
mecanísticos
Puede utilizar dos correlaciones distintas para la caída de presión en pozos
y líneas de flujo en diversas secciones de la tubería
Se pueden calibrar las correlaciones con datos de campo
Compendio Producción de Hidrocarburos II
366
Cuatro técnicas para el cálculo de la temperatura, y siete correlaciones de
flujo para estranguladores (flujo crítico y sub- crítico)
Genere tablas hidráulicas de salida (VLP) para muchos simuladores
comerciales, incluyendo el VIP, el Eclipse y OilWat/GasWat de IHS Inc.
4.7. PC-PUMP
PC-PUMP es una herramienta que les permite a los usuarios realizar análisis
de calidad, diseños y evaluaciones de sistemas de bombeo de cavidad progresiva,
este simulador es el más indicado para proporcionar un análisis detallado y en
profundidad de las unidades de superficie y los conjuntos de fondo cuando se
produce por este método de levantamiento artificial. El uso del software PC-PUMP
proporcionará los conocimientos y la tecnología necesarios para la evaluación y
optimización de los sistemas de bombeo, que permitirá ahorrar tiempo y dinero.
Características
Excelente módulo de herramientas de diseño que incluye la especificación
de equipos.
Módulo de análisis que incluye especificaciones para las condiciones de
funcionamiento y las propiedades de los fluidos
Base de datos exhaustiva de equipamiento de serie y el proveedor
Interfaz intuitiva
Conversión rápida hacia y desde unidades métricas
Beneficios
Se puede seleccionar la configuración óptima para nuevos pozos a partir de
una base de datos completa de proveedores hasta a la fecha
Con PC-PUMP puede comparar alternativas, diagnosticar problemas,
optimizar el rendimiento del sistema y tomar decisiones de manera eficiente
Se pueden reducir al mínimo el tiempo de inactividad, mientras que la
solución de problemas de un pozo no productiva
Esta herramienta puede realizar una comparación de rendimiento de bombas
accionadas de varilla a los sistemas de BCP eléctricas sumergibles (es decir BCP
accionados por motores ESP). PC-PUMP también es valioso para la optimización
Compendio Producción de Hidrocarburos II
367
de la productividad del pozo de forma continua, asegurando que el equipo de la
bomba y la velocidad de caudal estén bajo las mejores condiciones.
4.8. PROSPER
Prosper es un software de diseño y optimización para el modelado de la mayoría
de los tipos de configuraciones de pozos de petróleo y gas que se encuentran en
la industria petrolera del todo el mundo hoy en día. Esta herramienta puede ayudar
al ingeniero de producción a predecir con exactitud los factores necesarios para
diseñar un sistema de optimización en un pozo existente y los futuros cambios en
los parámetros del sistema a ser evaluado.
Prosper está diseñado para permitir la construcción de modelos de pozos fiables
y coherentes, con la capacidad para abordar cada aspecto en el modelado; entre
los que se encuentran los PVT (caracterización de fluidos), las correlaciones de
VLP (para el cálculo de la línea de flujo y la perdida de presión de la tubería). Al
modelar cada componente del sistema de producción, el usuario puede verificar
cada subsistema del modelo mediante la correspondencia de su rendimiento. Una
vez que un modelo de sistema se ha ajustado a los datos reales de campo, Prosper
se puede utilizar con confianza para modelar diferentes escenarios y para hacer
predicciones hacia adelante de la presión del yacimiento en base a los datos de
producción de superficie.
Algunos de los parámetros que se manejan con esta herramienta son los
siguientes:
Modelos de comportamiento de influjo
Estudios a pozo horizontal con una caída de presión
Fractura hidráulica
Porosidad dual
Cálculos de estabilidad de la tubería
PVT
Verificación de la calidad de las tuberías
Análisis de sensibilidad
Pozos que producen por flujo natural
Compendio Producción de Hidrocarburos II
368
Análisis del sistema de levantamiento artificial y Diseño
Bombeo electrosumergible
Levantamiento artificial por gas
Bombeo hidráulico
Bombeo por cavidad progresiva
4.9. CARTAS DINAGRAFICAS.
La principal herramienta para el diagnóstico en un bombeo mecánico es el
dinamómetro. Una carta dinagráfica es un gráfico de cargas vs posición, siendo
esta la principal herramienta en la detección de fallas para un sistema de bombeo
mecánico.
Equipo comúnmente usado por el dinamómetro.
Para registrar cartas dinagraficas se necesita un sistema dinamométrico con un
conjunto de celda de cargas y transductor de posición. Adicionalmente, se
necesitaran las siguientes herramientas:
Un grupo de grapas para barra pulida de las encontradas en tu campo.
Una llave inglesa para los pernos de la grapa de la barra pulida.
Al menos un par de pedestales, que no es más que una pieza de tubería de
uno o dos pies de longitud cortados aproximadamente a la mitad de su
circunferencia, con un cerrojo o pasador de seguridad.
Un protector de prensa estopa.
Una cadena fuerte de al menos 12 pies de longitud.
Una pieza de tubería para dar mayor fuerza de palanca cuando se apriete la
grapa de la barra pulida.
Un cubo plástico o de metal vació. Control y seguimiento del equipo.
En un bombeo mecánico pueden encontrarse muchos problemas en sistemas
de bombeo a través del análisis de la carta dinagráfica usando programas
modernos diagnóstico de computadora tales como el RODDIAG o XDIAG. Por
ejemplo, puede calcularse el torque en la caja de engranaje, detectar problemas
Compendio Producción de Hidrocarburos II
369
con la bomba de subsuelo, o determinar las cargas tensiónales en las cabillas. El
dinamómetro es una herramienta que puede usarse para mejorar la eficiencia y
reducir la tasa de fallas en pozos bombeando.
El dinamómetro como un instrumento para medir fuerza, es una derivación de
dos palabras griegas: “Dynamis” que significa “fuerza” y “metro” que significa
“dispositivo de medición”. Por lo tanto, dinamómetro significa: dispositivo de
medición de fuerzas.
Un dinamómetro registra las cargas sobre la barra pulida (fuerzas) como una
función de la posición de la barra. Este es llamado usualmente “carta dinagráfica”.
Dependiendo del sistema usado, es igual un gráfico X-Y en una hoja de papel, o
un registro electrónico de los puntos de cargas vs posición.
El sistema dinamométrico es una herramienta poderosa de diagnóstico en las
manos de un operador experimentado. Las cartas dinagraficas, especialmente
cuando son analizadas con un moderno programa diagnóstico, puede ayudar a
detectar la mayoría de los problemas de las unidades de bombeo. También puede
usarse para chequear la integridad de las válvulas tanto fija como viajera, medir el
efecto de contrabalance, y registrar el consumo eléctrico del motor vs la posición
de la barra Instalación y remoción del transductor de cargas. Para registrar una
carta dinagráfica, se necesita instalar el transductor de carga y posición en la barra
pulida, se debe insertar la celda de carga entre la grapa permanente de la barra
pulida y el elevador. En las figuras que se muestran a continuación se pueden
observar algunos registros de las cartas dinagraficas.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
370
Figura 4.143. Lectura de las cartas dinagraficas
Figura 4.144. Lectura de las cargas dinagraficas
Compendio Producción de Hidrocarburos II
371
Figura 4.144. Datos en un dinamómetro. Inercia del fluido
Figura 4.145 Datos en dinamómetro. Barril de la bomba gastado o partido
Compendio Producción de Hidrocarburos II
372
Figura 4.146. Ejemplo de aplicación de una carta dinagrafica
4.10. Problemas Propuestos
Levantamiento artificial por gas
Mecánica de la válvula
1. Datos:
Pbt = 700Lpcm
T = 80 ºF
Ab = 1Pulg2
Av = 0.1Pulg2
Calcular:
Pap = ?
2. Datos
Pbt = 1100Lpcm
T = 92 ºF
Ab = 0.75Pulg2
Av = 0.10Pulg2
Calcular
a) Spread =?
Compendio Producción de Hidrocarburos II
373
Cuando la presión de la columna de fluido (Pf) es sucesivamente de 0, 100,
200, 300, 400, 500, 600 y 700lcpm.
b) Realizar un gráfico de presión de la tubería de producción vs Spread para
esta válvula.
3. Datos:
Pbt = 830Lpcm
T = 60 ºF
Ab = 1Pulg2
Av = 0.1Pulg2
Calcular:
Spread = ?
Para cada caso de la presión de la columna de fluido (Pf) = 0, 300, 470.
4. Datos:
Una válvula operada por presión del revestidor, es de 1pulg de diámetro y
tiene un área de fuelle de 0.30pulg2 y un vástago de diámetro 5/15pulg, tiene
una presión de apertura de 470lpca, sin presión de la columna de fluido. Cuál
es la presión del domo. Cuál será la presión de apertura con la presión de la
columna de fluido de 160lpca?
5. Datos:
Spread = ?
Pap = 320Lpcm
T = 73 ºF
Ab = 0.79Pulg2
Av = 0.61Pulg2
Calcular:
La presión del domo (Pbt)
6. Datos:
Pap = 260Lpcm
T = 58 ºF
Compendio Producción de Hidrocarburos II
374
Ab = 0.27Pulg2
Av = 0.11Pulg2
Calcular:
Spread = ?
Cuando la presión de la columna de fluido es: 0, 150, 230, 420, 600 y 810.
7. Datos:
Pbt = 1200Lpcm
T = 75 ºF
Ab = 068Pulg2
Av = 0.17Pulg2
Calcular:
Pap = ?
Diseño de Instalación LAG
8. De un pozo se conoce la siguiente información:
Profundidad del pozo: 10.000pies.
Relación Gas-liquido del yacimiento: 200PCN/BN.
Relación Agua-petróleo:0
Diámetro de la tubería de producción: 2pulgs.
Presión de operación del gas de inyección: 1050lpcm.
Presión de arranque: 1300lpcm.
Índice de productividad: 0.82Bpd/lpcm.
Gravedad especifica del gas de inyección: 0.65.
Presión estática del yacimiento: 2900lpc.
Presión de cabezal del pozo: 120lpc.
Temperatura en la superficie: 90ºF.
Temperatura en el fondo del pozo: 210ºF.
El pozo será descargado a una fosa.
Se desea que el pozo produzca por gas lift (flujo continuo).
- Utilizar válvulas de Resorte (No Balanceadas).
Determine:
a) La tasa de producción que se espera del pozo, la tasa de inyección del
gas y la profundidad del punto de inyección.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
375
b) El número de válvulas que se deben colocar en el pozo y la presión de
calibración de cada una de las válvulas.
9. De un pozo se conoce la siguiente información:
Profundidad del pozo: 8000pies.
Relación Gas-liquida del yacimiento: 200PCN/BN.
Producción de agua salada: 50%
Diámetro de la tubería de producción: 2 ½ pulgs.
Presión de operación del gas de inyección: 1080lpcm.
Presión de arranque: 1150lpcm.
Índice de productividad: 0.92Bpd/lpcm
Gravedad especifica del gas de inyección: 0.65
Presión estática del yacimiento: 3100lpc.
Presión de cabezal del pozo: 80lpc.
Temperatura en la superficie: 110ºF.
Temperatura en el fondo del pozo: 275ºF.
El pozo será descargado a la fosa.
Se desea que el pozo produzca por gas lift (flujo continuo).
Utilizar válvulas de Nitrógeno (No Balanceadas).
Determine:
a) Tasa de producción esperada del pozo.
b) Tasa de inyección del gas.
c) Profundidad de la válvula operada.
d) Numero de las válvulas que se deben colocar en el pozo para su
arranque y presión de calibración de cada válvula.
10. De un pozo se conoce la siguiente información
Profundidad del pozo: 7200pies.
Relación Gas-liquida del yacimiento: 100PCN/BN.
Relación Agua-petróleo: 0
Diámetro de la tubería de producción: 2.5pulgs.
Presión de operación del gas de inyección: 1050lpcm.
Índice de productividad: 0.4Bpd/lpcm
Gravedad especifica del gas de inyección: 0.65
Presión estática del yacimiento: 3500lpc.
Presión de cabezal del pozo: 120lpc.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
376
Temperatura en la superficie: 100ºF.
Temperatura en el fondo del pozo: 310ºF.
El pozo será descargado a la presión de la tubería.
Se desea que el pozo produzca por gas lift (flujo continuo).
Utilizar válvulas de Nitrógeno (Balanceadas).
Determine:
a) La tasa de producción esperada del pozo.
b) La profundidad del punto de inyección.
c) La tasa de inyección de gas.
d) Numero de válvulas que se deben colocar.
11. De un pozo se conoce la siguiente información
Profundidad del pozo: 6000pies.
Relación Gas-liquida del yacimiento: 100PCN/BN.
Producción de agua salada: 50%
Diámetro de la tubería de producción: 2pulgs.
Presión de operación del gas de inyección: 950lpcm.
Presión de arranque: 1120lpcm
Índice de productividad: 4.0Bpd/lpcm
Gravedad especifica del gas de inyección: 0.65
Presión estática del yacimiento: 2600lpc.
Presión de cabezal del pozo: 240lpc.
Temperatura en la superficie: 90ºF.
Temperatura en el fondo del pozo: 240ºF.
El pozo será descargado a la fosa.
Se desea que el pozo produzca por gas lift (flujo continuo).
Utilizar válvulas de Nitrógeno (Balanceadas).
Determinar:
a) La tasa de producción esperada del pozo.
b) La profundidad del punto de inyección.
c) La tasa de inyección de gas.
d) Numero de válvula que se deben colocar en el pozo y la presión de
calibración de cada válvula.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
377
12. De un pozo se conoce la siguiente información
Profundidad del pozo: 7600pies.
Relación Gas-liquida del yacimiento: 100PCN/BN.
Producción de agua salada: 50%
Diámetro de la tubería de producción: 2pulgs.
Presión de operación del gas de inyección: 1000lpcm.
Índice de productividad: 0.2Bpd/lpcm
Gravedad especifica del gas de inyección: 0.7
Presión estática del yacimiento: 1500lpc.
Presión de cabezal del pozo: 80lpc.
Temperatura en la superficie: 70ºF.
Temperatura en el fondo del pozo: 110ºF.
El pozo será descargado a la fosa.
Se desea que el pozo produzca por gas lift (flujo Intermitente).
Utilizar válvulas de Nitrógeno (No Balanceadas).
Determinar:
a) La tasa de producción esperada.
b) La profundidad del punto de inyección.
c) El espaciamiento de las válvulas.
d) Calibración de las válvulas.
13. De un pozo se conoce la siguiente información:
Profundidad del pozo: 9500pies.
Diámetro de la tubería de producción: 2.5pulgs.
Gravedad especifica del gas de inyección: 0.6
Presión de operación del gas de inyección: 920lpcm.
Presión estática del yacimiento: 1300lpcm.
Presión en el cabezal del pozo: 60lpc
Presión de fondo fluyente: 750lpc.
Índice de productividad: 0.85Bpd/lpc
Gradiente de fluido de carga: 0.40lpc/pies
Se desea que produzca por gas lift (flujo intermitente)
Determinar:
a) La tasa de producción esperada.
b) La profundidad del punto de inyección.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
378
c) El espaciamiento de las válvulas.
d) Calibración de las válvulas.
Diseño de instalación BM
14. Datos:
Unidad de bombeo convencional.
Carrera en la superficie (S)= 68Pulgs.
Combinación de cabillas= 87 (1Pulgs – 7/8Pulgs).
Profundidad de la bomba= 4100Pies.
Diámetro del Pistón= 2- 3/4Pulg.
Velocidad de la Bombeo (N)= 10Spm.
Gravedad especifica del gas (G)= 0.7.
Tubería de producción= Anclada.
Nivel del Fluido= 4100Pies.
Calcular:
a) Cargas.
b) Esfuerzos.
c) Contrabalance.
d) Torque Máximo.
e) Potencia del motor.
15. Datos:
Unidad de bombeo convencional.
Carrera en la superficie (S)= 90Pulgs.
Combinación de cabillas= 72 (1Pulgs – 7/8Pulgs).
Profundidad de la bomba= 3800Pies.
Diámetro del Pistón= 2- 3/4Pulg.
Velocidad de la Bombeo (N)= 12Spm.
Gravedad especifica del gas (G)= 0.7
Tubería de producción= Anclada.
Nivel del Fluido= 3800Pies.
Calcular:
a) Cargas.
b) Esfuerzos.
c) Contrabalance.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
379
d) Torque Máximo.
e) Potencia del motor.
16. Datos:
Unidad de bombeo convencional.
Carrera en la superficie (S)= 70Pulgs.
Combinación de cabillas= 82 (1Pulgs – 7/8Pulgs – 6/8pulgs).
Profundidad de la bomba= 3200Pies.
Diámetro del Pistón= 2Pulg.
Velocidad de la Bombeo (N)= 10Spm.
Gravedad especifica del gas (G)= 0.65.
Tubería de producción= Anclada.
Nivel del Fluido= 3200Pies.
Calcular:
a) Cargas.
b) Esfuerzos.
c) Contrabalance.
d) Torque Máximo.
e) Potencia del motor.
17. Datos:
Unidad de bombeo convencional.
Carrera en la superficie (S)= 66Pulgs.
Combinación de cabillas= 80 (1Pulgs – 7/8Pulgs – 6/8pulgs).
Profundidad de la bomba= 2800Pies.
Diámetro del Pistón= 2.5Pulg.
Velocidad de la Bombeo (N)= 8Spm.
Gravedad especifica del gas (G)= 0.65.
Tubería de producción= Anclada.
Nivel del Fluido= 2800Pies.
Calcular:
a) Cargas.
b) Esfuerzos.
c) Contrabalance.
d) Torque Máximo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
380
e) Potencia del motor.
Diseño de instalación BES
18. Datos:
- Revestidor de producción: 7pulgs Peso: 32Lbs/pies.
- Intervalos de perforaciones: 4700pies a 5000pies de profundidad
vertical.
- Tubería de producción: 2 - 7/8pulgs
Profundidad de asentamiento de la bomba: 5100pies
Profundidad de referencia (Datum): 5250pies
Profundidad total: 5500pies
Producción Actual: 720BPD
Presión en el cabezal: 120lpc.
Presión estática: 1430lpc.
Presión fluyente: 750lpc.
RAG: No hay
Corte de agua: 75%
API del petróleo: 40°
Temperatura de fondo: 160°F
Gravedad especifica del agua: 1.01
Gravedad especifica del gas: No hay
Presión de Burbuja: No hay
Producción deseada: 2000BPD
Nivel dinámico: 4900pies
Voltaje primario: 7200 /12470voltios
Frecuencia: 60Hz
Capacidad de la fuente de energía: Sistema estable
Calcular:
Relación entre Nivel de Fluido y Producción.
Cantidad de gas en el sistema.
Columna dinámica total.
Selección del tipo de bomba.
Tamaño óptimo de componentes
Selección de la sección sello y del motor.
Límites de carga.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
381
Cable eléctrico de potencia
19. Datos:
Revestidor de producción: 7pulgs Peso: 32Lbs/pies.
Intervalos de perforaciones: 4500pies a 5100pies de profundidad
vertical.
Tubería de producción: 2 - 7/8pulgs
Profundidad de asentamiento de la bomba: 4700pies
Profundidad de referencia (Datum): 5100pies
Profundidad total: 5500pies
Producción Actual: 800BPD
Presión en el cabezal: 90lpc.
Presión estática: 1800lpc.
Presión fluyente: 890lpc.
RAG: No hay
Corte de agua: 50%
API del petróleo: 15°
Temperatura de fondo: 120°F
Gravedad especifica del agua: 1.2
Gravedad especifica del gas: No hay
Presión de Burbuja: No hay
Producción deseada: 2000BPD
Nivel dinámico: 4900pies
Voltaje primario: 7200 /12470voltios
Frecuencia: 60Hz
Capacidad de la fuente de energía: Sistema estable
Calcular:
Relación entre Nivel de Fluido y Producción.
Cantidad de gas en el sistema.
Columna dinámica total.
Selección del tipo de bomba.
Tamaño óptimo de componentes
Selección de la sección sello y del motor.
Límites de carga.
Cable eléctrico de potencia
Compendio Producción de Hidrocarburos II
382
20. Datos:
Revestidor de producción: 7pulgs Peso: 32Lbs/pies.
Intervalos de perforaciones: 4800pies a 5200pies de profundidad
vertical.
Tubería de producción: 2 - 7/8pulgs
Profundidad de asentamiento de la bomba: 5000pies
Profundidad de referencia (Datum): 5150pies
Profundidad total: 5400pies
Producción Actual: 750BPD
Presión en el cabezal: 150lpc.
Presión estática: 1080lpc.
Presión fluyente: 700lpc.
RAG: No hay
Corte de agua: 50%
API del petróleo: 35°
Temperatura de fondo: 160°F
Gravedad especifica del agua: 1.03
Gravedad especifica del gas: No hay
Presión de Burbuja: No hay
Producción deseada: 2000BPD
Nivel dinámico: 4900pies
Voltaje primario: 7200 /12470voltios
Frecuencia: 60Hz
Capacidad de la fuente de energía: Sistema estable
Calcular:
Relación entre Nivel de Fluido y Producción.
Cantidad de gas en el sistema.
Columna dinámica total.
Selección del tipo de bomba.
Tamaño óptimo de componentes
Selección de la sección sello y del motor.
Límites de carga.
Cable eléctrico de potencia
Compendio Producción de Hidrocarburos II
383
Diseño de instalación de BCP
21. Datos:
Profundidad máxima de Bomba: 3500 pies
Nivel estático: 1200 pies
Nivel dinámico: 2600 pies
Producción petróleo para 2600 pies: 70 b/d
Producción agua para 2600 pies: 30 b/d
Gradiente estático en el anular: 0,373 lpc/pie
Gradiente dinámico en el anular: 0,370 lpc/pie.
Gradiente de los fluidos en el eductor: 0,425 lpc/pie
Presión en el cabezal tubería producción: 110 lpc
Presión en el cabezal del revestidor: 90lpc
Diámetro de las cabillas: 3/4pulgs.
Diferencial de presión en el eductor: 240 lpc
Velocidad máxima: 200 r.p.m.
Consideraciones:
- Desprecie el volumen de gas en el anular.
- Considere viscosidad muy baja (1cps)
- Asuma tasa de gas en la bomba, despreciable (RGP/RGL muy bajas)
- Utilice ecuaciones para IP constante.
- Considere un factor de seguridad para el head de 130%
Calcular:
Tasa de producción (considere una sumergencia de 300 pies).
Presión / head en la bomba.
Seleccionar bomba.
Velocidad de operación
Diámetro de cabillas
Carga axial en el cabezal
Vida útil de los rodamientos
Seleccionar modelo de cabezal
22. Datos:
Profundidad máxima de Bomba: 2900 pies
Nivel estático: 1250 pies
Compendio Producción de Hidrocarburos II
384
Nivel dinámico: 2350 pies
Producción petróleo para 2350 pies: 60 b/d
Producción agua para 2350 pies: 40 b/d
Gradiente estático en el anular: 0,373 lpc/pie
Gradiente dinámico en el anular: 0,370 lpc/pie.
Gradiente de los fluidos en el eductor: 0,425 lpc/pie
Presión en el cabezal tubería producción: 130 lpc
Presión en el cabezal del revestidor: 100lpc
Diámetro de las cabillas: 3/4pulgs.
Diferencial de presión en el eductor: 240 lpc
Velocidad máxima: 250 r.p.m.
Consideraciones:
Desprecie el volumen de gas en el anular.
Considere viscosidad muy baja (1cps)
Asuma tasa de gas en la bomba, despreciable (RGP/RGL muy bajas)
Utilice ecuaciones para IP constante.
Considere un factor de seguridad para el head de 150%
Calcular:
Tasa de producción (considere una sumergencia de 360 pies).
Presión / head en la bomba.
Seleccionar bomba.
Velocidad de operación
Diámetro de cabillas
Carga axial en el cabezal
Vida útil de los rodamientos
Seleccionar modelo de cabezal
23. Datos:
Profundidad máxima de Bomba: 3000 pies
Nivel estático: 1120 pies
Nivel dinámico: 2200 pies
Producción petróleo para 2200 pies: 80 b/d
Producción agua para 2200 pies: 20 b/d
Gradiente estático en el anular: 0,373 lpc/pie
Gradiente dinámico en el anular: 0,370 lpc/pie.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
385
Gradiente de los fluidos en el eductor: 0,425 lpc/pie
Presión en el cabezal tubería producción: 160 lpc
Presión en el cabezal del revestidor: 70lpc
Diámetro de las cabillas: 3/4pulgs.
Diferencial de presión en el eductor: 240 lpc
Velocidad máxima: 230 r.p.m.
Consideraciones:
Desprecie el volumen de gas en el anular.
Considere viscosidad muy baja (1cps)
Asuma tasa de gas en la bomba, despreciable (RGP/RGL muy bajas)
Utilice ecuaciones para IP constante.
Considere un factor de seguridad para el head de 120%
Calcular:
a) Tasa de producción (considere una sumergencia de 220 pies).
b) Presión / head en la bomba.
c) Seleccionar bomba.
d) Velocidad de operación
e) Diámetro de cabillas
f) Carga axial en el cabezal
g) Vida útil de los rodamientos
h) Seleccionar modelo de cabezal
Aplicación del análisis nodal pozos de petróleo
24. Dada la siguiente información:
Espaciamiento= 40 acres
Pr= 1200 lpc
T= 130ºF
D= 6000 pies
Yg= 0.7
K= 1 md
H= 30 pies
Condiciones presentes:
Ø tubería= 2-3/8” (OD)
Ø línea= 2” (ID)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
386
Llinea = 1500 pies
Psep = 30 lpc
Ø resvertidor= 5-1/5” hasta 6000’
Ø hoyo= 7-1/2”
ºAPI= 40
RGP= 5000 pcn/bnp
El pozo ahora produce por bombeo mecánico 10 b/d mostrando problemas con
gas.
Se requiere:
Evaluar el pozo.
Chequear si el pozo es capaz de producir,
Recomendar el diámetro adecuado por la tubería.
25. Dada la siguiente información
D= 10.000 pies
H= 40 pies
Pr= 5600 lpc
Espaciamiento= 160 acres
Yg= 0.7
T= 230 ºF
ºAPI= 35
RGP= 600 pcn/ bnp
K= 80 md
Condiciones presentes:
Ørevestidor= 7”
ØTuberia= 2-7/8”
Llinea = 2000′
ØLinea= 2-1/2”
Presión de salida del separador= 600 lpc
Ømecha= 9-3/4”
Las pruebas en el presente muestran 400 b/d para una presión en el
cabezal de 1000 lpc
Se requiere:
Evaluar el pozo
Compendio Producción de Hidrocarburos II
387
Preparar la curva IPR utilizando la ecuación de Darcy y los datos de la
prueba
Definir el porqué de la diferencia
26. Dada la siguiente información:
Ø tubería= 2-7/8”
D tubería= 8000 pies
Ø línea= 2-1/ 2”
Llinea = 3000 pies
RGP= 500 PCN/BN
Psep = 100 lpc
ºAPI= 35
h= 30 pies
T= 170 ºF
Pr= 3400 lpc
Ø hoyo= 10-3/4”
Y g= .7
Ø revestidor= 7”
K= 140 md
Espaciamiento= 160 acres
Dentro de dos años Pr aproximadamente será 2000 lpc y la producción de agua
inicialmente será del 50% permaneciendo Pr en 2000 lpc (El pozo será levantado
artificialmente con gas empleando válvulas recuperables en esta circunstancia)
Se requiere:
Evaluar el pozo
Seleccionar el tamaño de tubería tomando en cuenta el diámetro externo del
mandril. Asuma el diámetro interno del revestidor igual a 6”. Asuma una presión
del gas suficientemente alta para inyectar el gas cerca del fondo de la tubería.
Asuma el caso de J constante como la producción de agua sea al 90% y para la
solución de VOGEL igual a 50%.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
388
Tamaños de los mandriles
Tubería (OD)
(pulg)
Tamaño de la
válvula
(pulg)
Mandril (OD)
(pulg)
2-3/8 1 4.250
2-3/8 1-1/2 4.750
2-7/8 1 4.750
2-7/8 1-1/2 5.407
3-1/2 1 5.546
3-1/2 1-1/2 6.031
4-1/2 1 6.505
5-1/2 1 7.988
Dichos valores no representan los diámetros exactos de todos los fabricantes.
Un mandril de línea delgada de 4” está disponible para un revestidor de 7 pulg.
29. Dada la siguiente información
D= 14000’
Ø tubería= 2-3/8”
Pr= 5000 lpca
D= 6000 pies
H= 50’
T= 250 Fº
RGP= 700 PCN/ BNP
Ø revestidor= 7”
K= 200 md
Espaciamiento= 160 acres
Ø hoyo= 8-1/2”
ºAPI= 40
Y g= 0.7
Condiciones presentes:
La prueba muestra que el pozo con levantamiento artificial por gas produce 500
b/d con una Pwh = 450 lpc.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
389
Se requiere:
Evaluar el pozo
chequear la prueba con la ecuación de darcy
verificar si el pozo fluye con una producción de agua del 50%.
28. Dada la siguiente información
Pr= 4600 lpc
Ko= 600 md
H= 160 pies
RAP= 0
γg = 0.7
hoyo= 8- ½
RGP= 400 PCN/ BNP
T= 195 ºF
D= 8775 pies
ºAPI= 40
Intervalo de perforación= 60’
Densidad de las perforaciones= 8 SPF (tiros por pies) 0.4”
Espaciamiento= 160 acres
Ø tubería= 3-1/2”
Ørevestidor= 7” OD (6.184” ID)
Llinea = 1500′
Ølinea= 4”
Psep= 80 lpc
La Pws disminuye a 3000 lpc en los dos años siguientes y la RGP aumenta a
600 PCN/BN; no se observa producción de agua.
Se requiere:
Evaluar el pozo.
Determinar las tasas de flujo en el presente y en el futuro
Sugerir las recomendaciones a seguir.
29. Dada la siguiente información
D= 6000 pies (profundidad vertical) o 8000 pies (longitud de tubería)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
390
h= 40 pies
K= 60 md
Pr= 3600 lpc
T= 165 ºF
RGP= 500 PCN/BNP
Øhoyo= 16”
ºAPI= 35
𝛾𝑔 = 0.65
Psep= 90 lpc
Espaciamiento= 160 acres
Ørevestidor= 13- 3/8”
Øtuberia= 3-1/2”
Se requiere:
Evaluar el pozo, y sugerir los cambios recomendados.
Determinar la tasa de flujo para una tubería de 3-1/2” con otra configuración
de flujo. Si es posible asuma anular.
Pozos con empaque con grava
30. Dada la siguiente información
K= 35 md
Yg= .65
D= 5400 pies
Pr= 2700 1pc
Ø hoyo= 9-2/8” (mecha)
Ø casing= 7”
Ø tubería= 2-3/8”
ºAPI= 36
RGP= 400 pcn/bbl
Línea= 1500 pies
Línea= 2”
P separador= 200 lpc
T= 160 ºF
H= 60 pies
Compendio Producción de Hidrocarburos II
391
Espaciamiento= 1120 acres
Se desea:
Evaluar la completación utilizando grava de 40-60 mesh. El diámetro del
tamiz es 4-1/2” OD
Nota: El intervalo perforado en el pozo es de 20 pies con una densidad de
tiro de 4 spf y hoyos de 0.31 pulgadas de diámetro.
Recomendar otras densidades de tiros.
Recomendar otros diámetros de tubería o línea de flujo.
31. Dada la siguiente información
D= 10000 pies
H= 60 pies
Pr= 4000 lpc
Re= 2000 pies
ºAPI= 35
RGP= 500 pcn/bbl
Línea= 4000 pies
ð línea= 2-1/2”
k= 200 md
𝑌𝑔 = 0.6
T= 200 ºF
ð tubería= 2-7/8”
ð revestidor= 7-5/8”
ð hoyo= 10-3/4”
Psep= 120 lpc
Hp= 20 pies
4 SPF (ð= 0.41 pulg)
Usar grava de 40-60 mesh y tamiz de 4-1/2 (OD)
Se desea:
Recomendar una buena completación.
Recomendar otros diámetros de tubería o línea de flujo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
392
32. Dada la siguiente información
D= 10000 pies
H= 120 pies
K= 500 md
Pr= 500 lpc
𝑌𝑔 = 0.70
Grava= 20-40 mesh (100 darcy)
𝐿𝐿𝑖𝑛𝑒𝑎 = 4000 𝑝𝑖𝑒𝑠
Hp= 60 pies
RGP= 600 pcn/bbl
ºAPI= 38
T= 240 ºF
ð casing= 7”
re= 1500 pies
rw= 0.51
Psep= 100 lpc
NOTA: la producción de agua en el pozo se incrementara en un 50% durante
los próximos 2 años y la presión en el yacimiento disminuirá a 4000 lpc. Realizar
recomendaciones teniendo en mente la posibilidad de utilizar levantamiento
artificial por gas (emplee válvulas recuperables).
Se desea:
Recomendar diámetros de tubería y línea de flujo apropiados, así como
también la densidad de tiro y el diámetro de las perforaciones en el revestidor.
33. Dada la siguiente información
H= 35 pies
Hp= 15 pies
Pr= 2430 lpc
Ø hoyo= 9-7/8”
Tiro= 8 SPF
D= 4800 pies
Espaciamiento= 320 acres
Ø tamiz= 2-7/8”
Compendio Producción de Hidrocarburos II
393
T= 136 ºF
Yg= 0.65
K= 1000 md
Ø tubería= 2-7/8”
Ø casing= 7”
Grava= 20-40 mesh (100 darcy)
P de salida del sep= 900 lpc
Se utilizó cañón perforado de 5” (hoyos de 0.70 pulgadas de diámetro) y grava de
20-40 mesh (K=100000 md).
Se requiere:
Determinar la tasa de flujo y el ∆𝑃 en el empaque de grava.
Recomendar una efectiva densidad de tiro.
Recomendar una efectiva densidad de tiro para una tubería de 3.958
pulgadas (ID).
34. Dada la siguiente información
D= 8000 pies
Pr= 5400 lpc
Ø tubería= 2-7/8”
K= 500 md
H= 40 pies
Grava= 40-60 mesh
P salida en el separador= 500 lpc (actualmente con perforaciones de 4SPF)
(0.75 in)
Yg= 0.65
T= 210ºF
Ø casing= 9-5/8”
Espaciamiento= 640 acres
Hp= 12 pies
Ø tamiz y liner= 4”
Use una presión en el cabezal suficiente para colocar el gas en la línea que va
a los centros de consumo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
394
Se desea:
Determinar la tasa de flujo y el ∆𝑃 en el empaque de grava.
Chequear y verificar con una densidad de tiro de 8,12 y 16 SPF.
Probar con un intervalo perforado de 20, 30 y 40 pies para una densidad de
tiro de 8 SPF.
Pozos cañoneados en forma convencional
35. Datos
K= 3.5 md
H= 82 pies
Hp= 40 pies
Espaciamiento=640 acres
D= 10000 pies
𝑌𝑔 = 0.7
Pwh= 1500 lpc
Ø tubería= 2. 992” (ID)
Ø casing= 7”
Ø hoyo= 12-1/4”
T= 200ºF
Pr= 5200 lpc
Ø cañoneo= 0.51”
L túnel= 12” (neto)
Condición sobrebalanceada para 2 spf
Se requiere:
Determinar la tasa de flujo actual y el ∆𝑃 en la completación.
Evaluar lo siguiente:
a) 2 spf desbalanceado
b) 4 spf desbalanceado
c) 8 spf desbalanceado
d) 12 spf desbalanceado
e) 16 spf desbalanceado
f) 8 spf sobrebalanceado
Compendio Producción de Hidrocarburos II
395
g) 16 spf sobrebalanceado
h) El efecto de una tubería de 3.98” (ID).
36. Dada la siguiente información para un pozo de petróleo:
K= 8 md
H= 15 pies
Espaciamiento= 60 acres
Ø casing= 5-1/2”
Hp= 10 pies
Tubería= 1995” ID ( 2-3.8”OD)
Ø cañoneo= 0.38”
Pr= 2400 lpc
D= 8000 pies
RGP= 600 pcn/bbl
𝛾𝑔 = 0.65
ºAPI= 40 (todo petróleo)
pwh= 160 lpc
Disparo sobrebalanceado con diámetro de 2 spf de longitud perforada:
L túnel= 10.55
Se requiere:
Determinar la tasa de flujo y el ∆𝑃 de la completación.
Evaluar lo siguiente:
a. 4 spf sobrebalanceado
b. 8 spf sobrebalanceado
c. 16 spf sobrebalanceado
d. 4 spf desbalanceado
e. 8 spf desbalanceado
f. 16 spf desbalanceado
37. Dada la siguiente información para un pozo de petróleo:
K= 30 md
H= 80 pies
Hp= 50 pies
Pr= 4000 lpc
Compendio Producción de Hidrocarburos II
396
D= 9000 pies
RGP= 400 pcn/bbl
Ø hoyo= 10-3/4”
Disparo con 4 spf desbalanceado
Ø cañoneo= 0.24”
L túnel de cañoneos= 4.8”
Espaciamiento= 120 acres
Ø casing= 7”
Ø tubería= 2.441” ID
Pwf= 120 lpc
T= 195ºF
ºAPI= 38
𝛾𝑔 = 0.7
Se requiere:
Determinar la tasa actual de producción y el ∆𝑃 a través de la completación.
Evaluar
a) 8 spf desbalanceado
b) 16 spf desbalanceado
Pozos de inyección
38. Datos:
Profundidad del pozo: 12000 pies
Espaciamiento= 640 acres
Pr= 7000 lpc
K= 0.03 md
Gravedad del gas= 0.65
Ø casing= 5-1/2 pulgadas
Presión de venta en la línea= 800 lpc
H= 30 pies
T= 240℉
Costo del gas= $4/M pcn
Use una línea de flujo corta.
Nota: Fracturamiento muestra un efecto (SKIN) S= -4 típico para esta área.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
397
(Costo= $150.000)
Caída de presión para Pr aproximadamente de 1000 lpc/año
Se desea:
Hacer recomendaciones en cuanto a los diámetros de tubería a utilizar.
Suponer que no existe carga de líquido en el problema.
Suponer que puede ocurrir carga de líquido.
¿Fracturaría usted el pozo?
Bajaría la presión del cabezal del pozo a 200 lpc y compraría un compresor
y fijaría la presión en el cabezal del pozo a 1000 lpc hasta colocar el gas
directamente en el interior de la línea de flujo?
39. Datos:
Use los mismos datos del problema Nº 1 excepto que K= 30 md y presión en la
línea de salida al mercado es de 2000 lpc.
Se desea:
Recomendar tamaño de tubería
Recomendar presiones de cabezal de 2400 lpc o pwh= 1000 lpc y un
compresor.
40. Datos:
Prof. del pozo= 16000 pies
Pr= 10000 lpca
Espaciamiento= 1280 acres
K= 120 md; hoyo de 9-7/8 pulgadas
H= 80 pies
T= 290 ℉
𝛾𝑔 = 0.7
Casing de 7 pulgadas
Línea de flujo corta
Presión del separador= 1000 lpc
Presión en la línea de salida al mercado= 900 lpc
(Presión anticipada de agua y condensado en la formación).
Compendio Producción de Hidrocarburos II
398
Nota: la caída de presión para Pr es 500 lpc/año
Recomendar:
Tamaño de la tubería
Presión de cabezal
41. Datos:
Pr= 4200 lpc
Espaciamiento= 320 acres
Profundidad del pozo= 8000 pies
𝛾𝑔 = 0.6
T= 170℉
K= 10 md
h= 60 pies
ØCasing= 7 pulgadas
Øhoyo= 8-1/2 pulgadas
Se obtiene efecto de estimulación s= -4 mediante el fracturamiento.
Precio del gas= 3.50 $/MPCN
Presión en el cabezal= 600 lpc
Recomendar:
Si se fractura o no el pozo
Diámetro de la tubería.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
399
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