Produccion - 1

1

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGIA

CARRERA INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO

FUNDAMENTOS DE LA PRODUCCION DE

HIDROCARBUROS

PREPARADO POR:

FREDDY REYNOLDS PAREJA Ingeniero Petrolero

Especialista en Reservorios y Producción

COCHABAMBA, AGOSTRO 2.013

2

CAPITULO I

PRODUCCION DE HIDROCARBUROS

1.1 INTRODUCCION

En la primera etapa de producción de un pozo de hidrocarburos, por lo general, la energía

del yacimiento es suficiente grande como para levantar los barriles de fluido desde el fondo del

pozo hasta la estación de flujo en la superficie. La tasa de producción diaria es el resultado de un

perfecto balance de energía entre el aporte del yacimiento y la demanda de energía del pozo

conjuntamente las facilidades de superficie: líneas de flujo, múltiple, separador, etc. En este

capitulo se describirá una técnica para determinar la capacidad de producción de un pozo que

produce sin la necesidad de utilizar fuentes externas de energía, es decir, que produce a expensas

de la energía natural del yacimiento.

1.1.1. Proceso de Producción

El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido desde el radio

externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador en la estación de flujo. En la fig. 1.1 se

muestra el sistema completo con cuatro componentes claramente identificados: Yacimiento,

Completacion, Pozo y Línea de Flujo Superficial. Existe una presión de partida de los fluidos en

dicho proceso que es la presión estática del yacimiento, Pws, y una presión final de entrega que es

la presión del separador en la estación de flujo. Psep.

La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente es función de las

características propias de cada componente , de las características de los fluidos producidos y ,

especialmente , del caudal de flujo transportado, de tal manera que la capacidad del sistema

responde a un balance de energía entre la capacidad de aporte del yacimiento y la demanda de

energía de la instalación. La suma de 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 y la presión final:

Pws – Psep.

Pws – Psep = ΔPy + ΔPc + ΔPp + ΔPl Donde:

ΔPy = Caída presión en el yacimiento, (IPR)

ΔPc = Caída presión en la completacion, (Jones, Blount y Glaze)

ΔPp = Caída presión en el pozo, (Flujo multifasico, vertical o desviado)

ΔPl = Caída presión en la línea de flujo superficial, (Flujo multifasico)

1.1.2 Curvas de Oferta y Demanda de energía en el fondo del pozo

Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del pozo, pero con la

disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción que nos permiten establecer dicho

balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso: 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 que el yacimiento entrega dicho caudal de

fluido al nodo y la presión requerida en la salida del nodo para transportar y entregar dicho caudal

en el separador con una presión remanente igual a Psep.

Por ejemplo, si el nodo esta en el cabezal del pozo:

Presión de llegada al nodo Pwh (oferta) = Pws - ΔPc - ΔPp

3

Presión de salida del nodo Pwh (demanda) = Psep + ΔPl

En cambio, si el nodo esta en el fondo del pozo:

Presión de llegada al nodo Pwf (oferta) = Pws - ΔPy - ΔPc

Presión de salida del nodo Pwf (demanda) = Psep + ΔPl + ΔPp

4

La representación grafica 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 o de los fluidos del

yacimiento (Inflow Curve), y la representación grafica de la presión requerida a la salida del

nodo en función del caudal de producción se denomina CURVA DE DEMANDA de energía o de

los fluidos de la instalación (Outflow Curve). Ver figura 1.2

1.1.2 Balance de energía

El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numérica o

gráficamente y el caudal al cual se obtiene dicho balance representa la capacidad de producción

del sistema.

Para realizarlo numéricamente consiste en asumir varias tasas de producción y calcular la

presión de oferta y de la demanda en el respectivo nodo hasta que ambas presiones se igualen, es

necesario realizarlo por el método de ensayo y error ya que no se puede resolver analíticamente

por la complejidad de las formulas que representan las ΔP´s en función del caudal de producción.

Gráficamente dibujan ambas curvas en un papel cartesiano y se obtiene el caudal al cual

corresponde la intersección de ellas. En la figura 1.2 se visualiza un balance típico en el fondo del

pozo.

5

Para obtener la curva de oferta en el fondo del pozo es necesario disponer de un modelo

matemático que describa el comportamiento de la afluencia de la arena productora, ello permitirá

computar ΔPy, adicionalmente se requiere de un modelo matemático para estimar la caída de

presión a través del cañoneo o perforaciones (ΔPc) y para obtener la curva de demanda en el

fondo del pozo es necesario de disponer de correlaciones de flujo multifasico en tuberías que

permitan predecir aceptablemente ΔPl y ΔPp. En las secciones 1.2, 1.3 y 1.4 serán tratados los

tópicos antes mencionados.

Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de producción es la

realización de múltiples ejecuciones con diferentes valores de algunas de las variables que

intervienen en el proceso para cuantificar el impacto de dicha variable tiene sobre la capacidad de

producción del sistema. Para este análisis de sensibilidad la selección de la posición del nodo es

importante ya que a pesar de que la misma no modifica, obviamente, la capacidad de producción

del sistema, si interviene en el tiempo de ejecución del simulador. El nodo debe colocarse

justamente antes (extremo aguas arriba) o después (extremo aguas abajo) del componente donde se

modifica la variable para minimizar el numero de cálculos durante el proceso de ejecución. Por

ejemplo, si se desea estudiar el efecto que tiene el diámetro de la línea de flujo superficial sobre la

producción del pozo, es más conveniente colocar el nodo en el cabezal de producción o en el

separador que en el fondo del pozo.

1.1.3 Métodos de Producción: Flujo Natural y Levantamiento Artificial.

Cuando existe una tasa de producción donde la energía con la cual el yacimiento oferta los

fluidos, en el nodo, es igual a la energía demandada por la instalación (separador y conjunto de

tuberías: línea y eductor), se dice entonces que el pozo es capaz de producir por FLUJO

NATURAL.

Cuando la demanda de la energía de la instalación, en el nodo, es siempre mayor que la

oferta del yacimiento para cualquier tasa de flujo, entonces se requiere el uso de una fuente externa

de energía para lograr consolidar la Oferta con la Demanda; la utilización de esta fuente externa

con fines de levantar los fluidos desde el fondo de el pozo hasta el separador es lo que se denomina

método de LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. Entre los métodos de levantamiento artificial de

mayor aplicación en la industria petrolera se encuentran: el levantamiento artificial por gas

(L.A.G.), bombeo mecánico (B.M.) por cabillas de succión, bombeo electro-centrifugo sumergible

(B.E.S).Bombeo de cavidad progresiva (B.C.P.) y bombeo hidráulico (B.H).

6

El objetivo de los métodos de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos de energía

en la cara de la arena productora con el objetivo de maximizar el diferencial de presión a través del

yacimiento y provocar de esta manera, la mayor afluencia de fluidos sin que se genere problemas

de producción: arenamiento, conificación de agua, etc. Estos métodos serán tratados en el capitulo

II.

A continuación en las secciones 1.2 y 1.3 se presenta una descripción de las ecuaciones

utilizadas para estimar el comportamiento de afluencia del yacimiento y para predecir el

comportamiento del flujo multifasico en las tuberías respectivamente. Finalmente en la sección 1.4

se describirá la técnica para determinar la capacidad de producción de un pozo de hidrocarburos en

distintos nodos del sistema: fondo de pozo, cabezal, etc.

1.2 COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DE FORMACIONES

PRODUCTORAS.

La presentación grafica de la energía con la que el yacimiento entrega los fluidos al pozo,

en términos de presión fluyente en el fondo (Pwfs) en función de la tasa de producción, representa

la llamada curva de relación del comportamiento de afluencia y se conoce más comúnmente

como Curvas de IPR. Su determinación para los pozos de petróleo, es extremadamente

importante para el análisis de los sistemas de producción.

Esta sección presenta los procedimientos mas usados por el ingeniero de producción, como

los métodos abreviados para la presentación de la curvas IPR. Cuando se disponen de modelos de

simulación numérica del yacimiento, estos deberán ser utilizados en lugar de los métodos o

procedimientos abreviados.

7

1.2.1. Ley generalizada de Darcy. Ecuaciones para flujo continuo y

semicontinuo

El uso de la ley de Darcy debe ser siempre considerada en las tasas de flujo desde el

yacimiento hacia el borde del interior del pozo. La siguiente definición de la ley de Darcy puede

ser utilizada para predecir cualquier condición de flujo y es perfectamente aplicable al petróleo y al

gas natural.

Pws

Pwfs

dppfrwre

PwfsPwsCKhq )(

/ln ….. (1.0)

Donde:

C= Constante rw = Radio del pozo

K = Permeabilidad Pws = Presión en el limite exterior

h = Espesor Pwfs = Presión de fondo fluyente

re = Radio de drenaje f(p) = Alguna función de la presión

q = Tasa de liquido, BPD

Bajo el establecimiento de ciertas asunciones y de condiciones de límite, se puede escribir

la ley de Darcy para ciertas condiciones específicas.

Flujo continuo de un líquido monofasico ( Pws constante en el límite exterior)

En yacimientos petrolíferos donde la presión estática y la presión fluyente en el fondo del

pozo son mayores que la presión de burbuja, Pb, existe flujo de una solo fase liquida (petróleo) y si

adicionalmente existe una fuente de energía, por ejemplo un acuífero que mantenga la presión

constante en el borde exterior del área de drenaje (r = re) la ley de Darcy para un flujo radial

continuo (estacionario dp/dt = 0) es la siguiente:

aqSrwreBo

PwfsPwsKohq

o

o4/3/ln

1008.7 3

Donde:

Ko = Permeabilidad efectiva al petróleo, md.

h = Espesor de la arena, ft

Re = Radio de drenaje, ft

qo = Tasa de liquido, BPD

rw = Radio del pozo, ft

Pws = Presión estática del yacimiento, psi

Pwfs = Presión de fondo fluyente a nivel de las perforaciones, psi

S = Factor de daño

a´q = Factor de turbulencia del flujo ( insignificante para bajas permeabilidades y caudales)

Bo = Factor volumétrico de la formación a la presión promedio, RB/STB

μo = Viscosidad a la presión promedio, cp

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Flujo semicontinuo de un liquido monofásico (Limite exterior cerrado y Pws

conocido)

En el caso anterior si no existe una fuente de energía que mantenga la presión constante en

el borde exterior del área de drenaje pero existe una seudo- estabilización de la presión en todos

los puntos del área de drenaje, dp/dt = const, la Ley de Darcy para flujo radial semicontinuo es la

siguiente:

aqSrwreBo

PwfswsPKohqo

o 4/3/ln

1008.7 3

…… (1.2)

Dónde:

wsP = Presión promedio del yacimiento, lpc.

Donde sea posible y aun cuando las pruebas pueden ser tomadas en un pozo las ecuaciones

1.1 y 1.2 deben utilizarse pruebas para determinar si un pozo esta produciendo apropiadamente, es

decir, las ecuaciones pueden mostrar si un pozo esta apto para la producción de tasas mucho mas

altas que las obtenidas en las pruebas del pozo.

Para los casos donde el área de drenaje no sea circular se sustituye “Ln (re/rw) por “Ln

(X)”, donde X es el factor de forma introducido por Matheus & Russel el cual se representa en la

Tabla 1.1. En dicha tabla se encuentran distintas formas de áreas de drenaje con distintas

posiciones del pozo en dichas áreas.

1.2.2 Índice de Productividad. Eficiencia de flujo e IPR

Índice de Productividad

En la ecuaciones 1.1 y 1.2 la expresión matemática que acompaña al diferencial de presión

“(Pws –Pwfs)”(Draw. – down) recibe el nombre de Índice de Productividad, J, es decir:

aqSrwreBo

KohJ

aver 4/3/ln

1008.7 3

Por lo general la turbulencia se considera en pozos de gas pero en pozos de petróleo no es

muy significativa y hasta no se lo toma en cuenta en yacimientos con baja permeabilidad, de tal

manera que en pozos con daño el valor de J se determina con la siguiente ecuación:

)(4/3/ln

1008.7 3̀

PwfsPws

q

aqSrwreBo

KohJ

aver

……(1.3)

Si se mueve o elimina el daño (S = 0), el índice de productividad J aumenta y recibe el

nombre de J ideal y en lo sucesivo se denotara J`, para diferenciarlo del índice J.

Eficiencia de flujo (EF)

Se define Eficiencia de flujo (EF) a la relación existente entre el índice productividad real y el

ideal EF = J/J`

Baja productividad J < 0.5

Producción media 0.5 < J < 1.0

Alta productividad 1.0< J < 2.0

Excelente productividad J > 2.0

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IPR (Inflow Performance Relationship)

La curva del IPR es la representación grafica de las presiones fluyentes con la cual el

yacimiento entrega en el fondo del pozo distintas tasas de producción .Es decir para cada Pwfs

existe una tasa de producción de liquido. De la ecuación 1.3 se tiene:

ql = J (Pws – Pwfs) o tambien J

qlPwsPwfs

Obsérvese que la representación grafica de la Pwfs en función de ql es una línea recta

constante, en papel cartesiano siempre que Pwfs se mantenga por encima del Pb donde el valor de

J se mantiene casi constante. La IPR representa una foto instantánea de la capacidad de aporte del

yacimiento hacia un pozo en particular en un momento dado de su vida productiva y es normal

que dicha capacidad disminuya a través del tiempo.

EJERCICIO Nº 1.1

Un pozo de un diámetro de 12” y bajo condiciones de flujo semicontinuo drena un área de

60 acres de un yacimiento que tiene un a presión estática promedio de 3000 psig, el espesor

promedio del yacimiento es de 60 ft y su permeabilidad efectiva es de 30 md. De los análisis PVT

del crudo de 35°, se determino que la presión del punto de burbuja es de 2.000 lpc. , la S.G. del gas

es 0.72 y de una prueba de restauración de presión se determino que el factor de daño es 4.5

¿Cuál seria la tasa de producción para una presión fluyente de 2500 lpc? ¿El pozo es de alta, media

o baja productividad? ¿Cuánto es el valor de la EF de este pozo? Si se elimina el daño, a cuanto

aumentaría el índice de productividad? ¿Cuanto es el valor de la EF de este pozo? ¿Cuánto

produciría con la misma presión fluyente actual si se elimina el daño? ¿Cuál seria la Pws para

producir la misma tasa actual si se elimina el daño? Dibuje ambas IPR (actual e ideal) hasta Pwfs =

Pb

Nota: Utilice la correlación de Standing para determinar Rs y Bo: para determinar el Bo a

presiones mayores a la Pb use una compresibilidad del petróleo de 15x 106 lpc

-1, para la

viscosidad utilice la correlación de Beal ( μo = 0.72 cp).

1.204

18 10

0.00091 0.0125

g

bsb g y

g API

PR

x

y T

10

TABLA 1.1.- FACTOR DE FORMAS (MATHEWS & RUSSEL)

11

1.2.3 Ecuación de Vogel para yacimientos saturados sin daño

En yacimientos petrolíferos donde la presión estática es menor que la presión de burbuja,

Pb, existe flujo de una sola fase liquida (petróleo) y una fase gaseosa (gas libre que se vaporizo

del petróleo) El flujo de gas invade parte de los canales de flujo del petróleo disminuyendo la

permeabilidad efectiva del petróleo, Ko, a continuación se describen las respectivas ecuaciones.

Regresando a la ecuación general (1.0)

Pws

Pwfs

dppfrwre

PwfsPwsCKhq )(

/ln

Asumiendo que se conoce: Pws, S = 0, a`q, el limite exterior es cerrado y Pws< Pb, la

siguiente ecuación será valida:

Pws

Pwfs oo

ro dpB

K

rwre

PwfsPwsCKhq

/ln

Kro /μoBo es entonces es una función de la presión y adicionalmente es una función de la

saturación de petróleo. Un grafico típico de dicha expresión versus la presión se observa en la

figura 1.3

Figura 1.3 Balance de energía. Solución grafica en el fondo del pozo

Donde dado un yacimiento con K, h, re, rw, las curvas de permeabilidad relativas y análisis

PVT conocidos se podrían calcular para cada valor de Pwfs el área bajo la curva Kro/μoBo desde

Pwfs hasta Pws y estimar la tasa de producción qo con la ecuación anterior. De esta manera podría

en un momento de la vida productiva del Yacimiento obtenerse el IPR para Yacimientos

Saturados. Inclusive a través del tiempo se podría estimar como varia la forma de la curva del

IPR a consecuencia de la disminución de la permeabilidad efectiva al petróleo por el aumento

progresivo de la saturación de gas, en el área de drenaje, en la medida que se agota la energía del

Yacimiento. Para obtener la relación entre la presión del Yacimiento y los cambios de saturación

de los fluidos es necesario utilizar las ecuaciones del balance de materiales. Este trabajo de

estimar las Curvas del IPR a distintos estados de agotamiento fue realizado por Vogel en 1967 en

base a las ecuaciones presentadas por Weller para Yacimientos que producen gas en solución y lo

mas importante de su trabajo fue que obtuvo una curva adimensional valida para cualquier estado

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de agotamiento después que el yacimiento se encontraba saturado y si usar información de la

saturación del gas y Krg.

Ecuación de Vogel:

Vogel desarrollo la siguiente ecuación general para considerar el flujo bifásico en el yacimiento:

maxq

qo

2

8.02.01wsws P

Pwfs

P

Pwfs …….. (1.4)

La figura 1.4 se muestra la representación grafica de la ecuación de Vogel. La solución

encontrada ha sido ampliamente usada en la predicción de las curvas IPR cuando existen dos fases

(liquido y gas) y trabaja razonablemente según el autor para pozos con porcentajes de agua que

llegan de hasta 30%, sin embargo otros autores han reportado la obtención de resultados aceptables

de hasta 50 % de A&S.

No se recomienda para A&S> 65%

A continuación se presentan unos ejercicios ilustrativos

Figura 1.4 Curva de Vogel

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EJERCICO Nº 1.2

Dada la siguiente información: Pws = 2400 lpc, qo = 100 bpd, Pwfs = 1800 lpc y Pb = 2500

lpc. Calcular el valor de qo max y la tasa esperada para Pwfs = 800 lpc.

Solución: Resolviendo la ecuación de Vogel para la obtención de qo max

2

8.02.01

max

Pws

Pwfs

Pws

Pwfs

qq o

o

bpdqo 250

2400

18008.0

2400

18002.01

1002max

Luego para hallar qo para Pwfs = 800 lpc se sustituye Pwfs en la misma ecuación de Vogel:

bpdqo 2112400

8008.0

2400

8002.01250

2

Otros valores de Pwfs pueden ser asumidos para obtener suficientes puntos y graficar la

curva d el IPR. La ecuación de Vogel puede resolverse directamente para Pwfs como sigue:

max

80811125.0o

owswfs

q

qPP

1.2.4 Ecuación de Vogel para yacimientos Subsaturados sin daño

En yacimientos petrolíferos donde la presión estática es mayor que presión de burbuja,

existirá flujo de una fase liquida (petróleo) para Pwfs>Pb y flujo bifásico cuando se tenga

Pwfs<Pb. En estos casos la IPR tendrá un comportamiento lineal para Pwfs mayores o iguales a Pb

y un comportamiento tipo Vogel para Pwfs menores a Pb tal como se muestra en la figura 1.5 y

considerando nuevamente la ecuación general

Pws

Pwfs

o dppfrwre

Khq )(

4/3/ln

00708.0

15

En este caso la integral de Pwfs a Pws es dividida en dos partes como sigue:

dpB

dpB

Kdppf

Pws

Pb oo

Pb

Pwfs oo

ro

Pws

Pfss

1)( ….. (1.6)

Se debe ser cuidadoso en atribuirle cualquier expresión física a las intregales anteriores

debido a que el flujo de Pws a Pb debe pasar también a través de la región de Pb a Pwfs. Sin

embargo, podemos usar este análisis para obtener la tasa de flujo total, es decir: qb de Pws a Pb

sumando a q de Pb a Pwfs.

La curva de IPR completa puede ser constatada si se conoce el índice de productividad en

la parte recta de la IPR (q < qb o Pwfs > Pb):

bws

b

wfsws PP

q

PP

qJ .................(1.7)

La ecuación 1.7 se utiliza para determinar J cuando la Pwfs ≥ Pb. Obsérvese que este J es

constante en la sección recta de la IPR y es numéricamente igual al valor absoluto del inverso de la

pendiente a la IPR.

Las siguientes relaciones conciernen solamente a la sección del flujo para dos fases

(Comportamiento Vogel) y son muy importantes ya que permiten relacionar J con más de la

sección curva de la IPR:

En la sección Vogel la pendiente es variable luego el índice de productividad es variable, si

lo llamamos J*, entonces, matemáticamente:

J*dPwf

dq ........................... (1.8)

Derivando la ecuación de Vogel:

dPwfs

dqJ* maxq Vogel .

6.12.02

bP

Pwf

Pb

Y evaluando el índice para Pwf = Pb donde J* = J (constante):

Pb

qJ

Vogelmax8.1 ......................................(1.9)

De donde despejando:

qmax Vogel 8.1

PbJ ........................................... (1.10)

La tasa de líquido total máxima (Pwf = 0) será:

qmax = qmax Vogel + qb .................................................. (1.11)

De la ecuación (1.7) se obtiene:

16

qb = J (Pws - Pb) ………………………………….(1.12)

Introduciendo 1.9 en 1.11:

8.1

maxPbJ

qbq …………………………… (1.13)

La tasa de producción en un punto de la IPR que se encuentra en la región tipo Vogel, viene dada

por:

q = qb + qmax Vogel

2

8.02.01Pb

Pwfs

Pb

Pwfs

Introduciendo la ecuación 1.11 en la anterior expresión tenemos:

q = qb + (qmax - qb)

2

8.02.01Pb

Pwfs

Pb

Pwfs .................... (1.14)

Por lo tanto si se conoce, J, se puede determinar qb, qmax y asumir que para otras presiones

se calculan las tasas de flujo correspondientes la J puede ser determinada a partir de una prueba de

pozo o de la ecuación de Darcy. Si la prueba es tomada a una presión fluyente por debajo de la

presión de burbuja, se puede primero hallar J con la siguiente ecuación:

2

8.02.018.1

)(Pb

Pwfs

Pb

PwfsPbPbPws

qJ .........................(1.15)

Esta ecuación es obtenida por combinación de las ecuaciones 1.12, 1.13 y 1.14. Una vez

que J se conozca se puede construir la curva completa del IPR tal como se mostró previamente en

la figura 1.5

Si la prueba es tomada a una presión fluyente mayor que la presión de burbujeo J puede ser

determinada por la siguiente ecuación:

PwfsPws

qJ .................................................................... (1.16)

Si se dispone de suficiente información. J se puede calcular por la ecuación de Darcy:

]75.0)[ln(

1008.7 3

Srw

re

kohJ

oo

...................................(1.17)

17

Ejercicio 1.3

Dada la información Pws = 3000 psig Pwfs = 2000 psig Ko = 30 md

h = 60 pies Bo = 1.2 By/Bn o = 0.68cp

re =2000 pies rw = 0.4 pies S = 0

Calcular:

1) La tasa de flujo al punto de burbuja(qb)

2) Qmax total siguiendo la relación de Vogel para presiones por debajo del Pb.

3) Q para Pwf = a) 2500 lpc. b) 1000 lpc.

Procedimiento solución.

Para darle solución se debe obtener el valor de qb y J a partir de la ecuación de Darcy.

(1) SrwreBo

PwfsPwshkqb

o 4/3/ln

1008.7 3

= S4/3)4.0/2000ln()68.0(2.1

2000300010)60()30(08.7 3

qb = 2011 b/d

luego.........PbPws

qbJ = 011.2

20003000

2011 b.p.d. / lpc

(2) Calculo de qmax:

011.28.1

max bJPqbq + db /4245

8.1

)2000(011.2

(3a) )25003000(2011)( PwfPwsJqo = 1005bpd

(3b) qo = qb + (qmax - qb)

2

8.02.01Pb

Pwfs

Pb

Pwfs

qo = 2011 + (4245 - 2011)

2

2000

10008.0

2000

10002.01 =3575 b/d

18

Ejercicio 1.4

(Datos referidos a una prueba realizada a una presión menor que la presión de burbujeo.)

Dada la siguiente información: Pws = 4000 lpc. Pb = 3000 lpc y qo = 600 b/d para Pwfs =

2000 lpc.

Calcular: (1) J (2). qb (3)qmax (4)qo para Pwf = 3500 lpc. y (5) qo para Pwf – 1000 lpc.

Procedimiento solución:

Para resolver este problema primero se determina el índice de productividad utilizando la

ecuación 1.15.

(1) 2

3000

20008.0

3000

20002.01

8.1

3000)30004000(

600J = 0.324 b.p.d./lpc.

(2) qb = J (Pws - Pb) = 0.324(4000-3000)=324 b.p.d.

(3) qmax vogel 8.1

PbJqb = db /864

8.1

)3000(324.0324

(4) qb = J (Pws - Pb) = 0.324(4000 - 3500) = 162 bpd

(5) qo = 324 + [864 – 324] [1 –0.2(1000/3000)- 0.8(1000/3000)2]= 780b/d

1.2.5 Ecuación Standing para la eficiencia de flujo diferente de 1.0 (EF 1.0)

Standing extendió el trabajo de Vogel para tomar en cuenta cuando EF 1.0 La eficiencia

de flujo (EF) puede ser definida según la figura 1.6.

PwfsPws

wfsPPwsEF

´

....................................................(1.18)

Donde: P´wfs = Presión fluyente en el fondo libre de daño (ideal), lpc.

Pwfs = Presión fluyente en el fondo con daño (real), lpc.

Pws = Presión estática del yacimiento, Ipc

Resolviendo la ecuación (1.18) para Pwf:

Pwfs´ = Pws- (Pws - Pwfs)* EF ………………………………………… (1.19)

Así la ecuación de Vogel puede ser utilizada directamente:

qo/ qmax = 1- 02(Pwf´s / Pws) – 0.8 (Pwf’s / Pws)2

.......................................... (1.20.)

ya que Pwfs´ es la equivalente a Pwfs para producir la misma tasa pero sin daño.

20

A continuación se presenta un ejemplo ilustrativo

Ejercicio 1.5 (Procedimiento Standing usando las ecuaciones 1.19 y 1.20)

Dada la siguiente información: Pws = 2.600 lpc. qo = 500 b/d para Pwfs = 1.800 lpc. y EF = 0.6

Calcular: (1) qomax para EF = 1.0

(2) qomax para EF = 0.6

(3) qo para Pwfs = 1.300 lpc. y EF =0.6 1.0 y 1.3

Procedimiento solución:

(1) Se determina la presión de fondo equivalente para una EF = 1.0 de la ecuación

Pwfs´ = Pws – (Pws - Pwfs) EF = 2600 – (2600 - 1800) 0.6 = 2120 lpc

A partir de la ecuación de Vogel.

dbq EFo /1639)2600/2120(8.0)2600/2120(2.01

500max

20.1

(2) Para Pws = 2600 lpc. , Pwfs = 0 y EF = 0.6

Pwfs´ = 2600 – (2600- 0) 0.6= 1040 lpc. luego

dbEFqo /1298)2600/1040(8.0)2600/1040(2.0116396.0max 2

(3) (a) Para EF=0.6 y Pwf = 1.300 lpc.

Pwfs´= 2600 – (2600-1300)0.6 = 1820 lpc. Luego.

dbqoEF /767)2600/1820(8.0)2600/1820(2.011639 2

6.0

(b) Similarmente......para EF = 1.0 Pwfs= 1300 lpc y

(c) dbqoEF /1147)2600/1300(8.0)2600/1300(2.011639 2

0.1

Para EF =1.3 Pwfs´=2600-(2600-1300)1.3 = 910 b/d

dbqoEF /1364)2600/910(8.0)2600/910(2.0116393.1 2

21

FLUJO MULTIFASICO EN TUBERÍAS.

En esta sección se presenta un procedimiento para determinar la habilidad que tiene un

pozo de producir conjuntamente con las líneas de flujo superficiales, para extraer fluidos del

yacimiento. Esta habilidad se representada gráficamente en un eje de coordenadas Pwf vs. q

genera una curva que se conoce comúnmente como Curva de Demanda de la instalación.

Esta curva de demanda es independiente de la curva de Oferta y para su obtención es

necesario realizar un estudio del flujo multifasico en tuberías tanto verticales como horizontales

que permitirá calcular las perdidas de presión de los fluidos a lo largo del pozo y de las líneas de

flujo superficiales. En el presente texto las propiedades físicas del fluido transportado no serán

tratadas, pero es importante destacar que las correlaciones que permiten estimar la caída de

presión en tuberías, requiere del conocimiento de dichas propiedades. Se presentan algunos

aspectos teóricos relacionados con la construcción de las curvas de gradiente vertical y horizontal,

así como también se discutirán los factores más importantes que afectan las perdidas de energía en

tuberías y con ello estar capacitado para la obtención e interpretación de la curva de demanda.

1.3.1 Ecuación General del Gradiente de Presión.

Se conoce con el nombre de curvas de gradiente de presión de un fluido al perfil de

presiones que dicho fluido tiene a lo largo de la tubería que lo transporta. La curva del gradiente

permite visualizar la variación de presión del fluido en todos los puntos de la tubería.

Para obtener la caída de la presión entre dos puntos de la tubería es necesario realizar un

balance de energía en el flujo de fluidos a través de dichos puntos, aplicando la ley de la

conservación de la energía: “La energía del fluido que entra en cualquier sección del sistema +

cualquier cualquier trabajo adicional realizado sobre el flujo – cualquier perdida de energía,

es igual en una tubería a la energía del fluido que sale de dicha sección”.

222

2

211

1

2

12

22

VPgc

mgh

g

mUwqVP

g

mgh

g

mvU

ccc

….. 2.1

La anterior ecuación puede reducirse a

)()2

( 1

2

wqPVg

mgh

g

mvU

cc

……………… (2.2)

U: energía interna que tiene el fluido, es un índice de la actividad de las moléculas

mv2/: energía cinética

mgh/gc: energía potencial, resultante de la posición en que se encuentra el fluido

PV: trabajo del flujo o energía

W: Trabajo ejercido sobre el flujo o por él, bien sea por una bomba o turbina.

22

))(2

)( 1

2

dwdqPVdg

mgdh

g

vmddU

cc

………. (2.3)

dwdqVdpPdvg

mgdh

g

vmddU

cc

)2

)( 1

2

……. (2.4).

Pero dU = Tds – PdV……………………………… (2.5)

Tds = dq + df……………………………………… (2.6)

Siendo df las pérdidas o irreversibilidades. Sustituyendo la ecuación (2.6) en (2.5) se tiene:

dU = dq +d f*p*d v……………………… (2.7)

Sustituyendo la ecuación (2.7) en la ecuación (2.4) resulta:

dwdqVdpPdvg

mgdh

g

vmdPdVdfdq

cc

1

2

2

)(………. (2.8)

23

Simplificando y sabiendo dw =0 en la tubería vertical se tiene:

02

)( 1

2

cc g

mgdh

g

vmdVdpdf …………….. (2.9)

Dividiendo la ecuación (2.9) entre la m resulta:

02

)( 1

2

cc g

gdh

g

vddp

m

df……………. (2.10)

Calculo del término m

df

Según Fanning : fP

dP

m

df )( ……….. (2.11)

Sustituyendo la ecuación 2.11) en la ecuación (2.10) esta ultima por:

02

)( 1

2

cc

fg

mgdh

g

vmddPdf …………… (2.12)

Si tiene una tubería inclinada dh = dz senθ …………….. (2.13)

Si se sustituye la ecuación (2.13) en la ecuación (2.12) y dividiendo (2.12) por dz resulta:

02

)( 2

ccf g

gsen

dZg

vd

dZ

dP

dZ

dP …………. (2.14)

Fanning define el factor de fricción, f por:

f = Esfuerzo de corte (Τ)/ (energía cinética del fluido/unidad de volumen)

0

2

2/ 2

1

2

c

c

g

v

V

gmvf …………………. (2.15)

Efectuando un balance entre de fuerza entre los puntos

24

P1 dZ. P2

P1*At.- *As =P2*At.

Donde

At = Área transversal = πd2/4

As = Área superficial = π*d*dZ

Además P2 = P1 – dP

Donde dP = Caída de presión. Sustituyendo la ecuación (2.16) en la ecuación (2.17) resulta:

P1*At - = P1 – *As = (P1 – dP)*At

Donde:

s

t

A

AdP * …………… (2.19)

4

2

4

*

f

d

dZ

dP

ddZ

ddP ………………. (2.20)

Si se sustituye la ecuación (2.20) en la ecuación (2.15) resulta:

cf g

vd

dZ

dPf

2

4/*

2

…………….. (2.21)

De la ecuación (2.21) se tiene

cf dg

vf

dZ

dP 22………………….. (2.22)

Si se sustituye la ecuación (2.22) en la ecuación (2.14) y despejando dp/dz se obtiene la

ecuación general del gradiente:

zg

v

dg

f

g

seng

Z

P

ccc 22

2 22

25

Siendo f = fm/4

Donde

f = Factor de fricción de Fanning

fm = Factor de fricción de Moody

La ecuación general del gradiente de presión en forma de diferencias y en unidades

practicas, pueden escribirse de la siguiente manera:

Grad. total (lpc. /pie)zgc

vfm

g

seng

Z

P

c 2gcd2144

122

............................... (1.21)

Siendo

gc

sengelev

Z

P

144 Gradiente de presión por elevación

),2(144

2

dg

vfmfricc

Z

P Gradiente de presión por fricción

Zgc

vacelerac

Z

P

,1442

2

Gradiente de presión por aceleración

Ө = Angulo que forma la dirección del flujo con la horizontal, Ө º para flujo en tuberías

horizontales y 90º en caso de las verticales

2.2.1 CURVAS DEL GRADIENTE ESTATICO

Para la construcción de la curva de gradiente estático, correspondiente a columnas de

fluidos altamente compresibles (gas), se utiliza el procedimiento anterior, pero sin dividir la tubería

en intervalos; vale decir, considerando toda la longitud como un solo intervalo. El gradiente del

gas se determina sustituyendo la formula de densidad de lo9s gases reales en la ecuación (2.24).

Sin incluir los términos de presión por fricción y aceleración, ya que el fluido no esta en

movimiento

ZT

P

h

P g

3.53

* …………… (2.25a)

El gradiente del fluido se determina sustituyendo la expre3sionde densidad del fluido en la

ecuación (2.23), obteniéndose la siguiente ecuación:

433.0h

P …………………….. (2.25b)

Donde y: Es la gravedad específica del fluido (adimensional)

Si se trata de una mezcla específica homogénea de aguay petróleo libre de gas, se debe

tomar una gravedad específica promedio para la mezcla:

wwoom ff

26

Donde:

fo = Fracción del petróleo (en volumen)

fw = Fracción del agua (en volumen)

Quedando la ecuación (2.24b) como:

wwoo ffh

P433.0 …………………. (2.24b)

2.2.1 CURVAS DEL GRADIENTE DINAMICO

Estas curvas toman en cuenta además de los efectos gravitacionales, los efectos debido a la

fricción y aceleración.

Construcción de la curva de gradiente

Para construir la curva d e gradiente del fluido en una tubería de longitud Z y presión de entrada

P1, se divide la tubería en N intervalos de longitud z y se aplica la ecuación (2.24) a cada uno de

estos, siguiendo el procedimiento que se detalla a continuación:

(1) Seleccionar el primer intervalo

(2) Estimar el ∆P (caída de presión en el intervalo considerado)

(3) Determinar la presión y temperatura promedio para el intervalo seleccionado (P, T)

(4) Calcular las propiedades del fluido a P y T.

(5) Aplicar la ecuación (3.24) para obtener *∆P / ∆Z (usando una correlación apropiada)

(6) Calcular ∆P = ∆Z *∆P / ∆Z.

(7) Comparar ∆P calculados con ∆P estimado. Si no s e satisface una dolencia prefijada, se debe

tomar el ∆P calculado como el nuevo ∆P estimado y retornar al paso 3. En caso contrario

continuar el procedimiento.

(6) Obtener la presión en le otro extremo del intervalo seleccionando P2 = P1 – ∆P.

(6) seleccionar un nuevo intervalo tomando como P1 el valor anterior.

(6) Repetir el procedimiento a partir del paso2 hasta cubrir la longitud total de la tubería.

(6) Graficar P (lpc.) contra z (pie).

En caso d e conocerse la presión P2, en lugar de la entrada P1, el procedimiento es el mismo, pero

usando en el paso8: P1 = P2 + ∆P

27

FLUJO MULTIFASICO EN TUBERÍAS.

En esta sección se presenta un procedimiento para determinar la habilidad que tiene un

pozo de producir conjuntamente con las líneas de flujo superficiales, para extraer fluidos del

yacimiento. Esta habilidad se representada gráficamente en un eje de coordenadas Pwf vs. q

genera una curva que se conoce comúnmente como Curva de Demanda de la instalación.

Esta curva de demanda es independiente de la curva de Oferta y para su obtención es

necesario realizar un estudio del flujo multifasico en tuberías tanto verticales como horizontales

que permitirá calcular las perdidas de presión de los fluidos a lo largo del pozo y de las líneas de

flujo superficiales. En el presente texto las propiedades físicas del fluido transportado no serán

tratadas, pero es importante destacar que las correlaciones que permiten estimar la caída de

presión en tuberías, requiere del conocimiento de dichas propiedades. Se presentan algunos

aspectos teóricos relacionados con la construcción de las curvas de gradiente vertical y horizontal,

así como también se discutirán los factores más importantes que afectan las perdidas de energía en

tuberías y con ello estar capacitado para la obtención e interpretación de la curva de demanda.

30

1.3.2. Gradiente estático y Gradiente dinámico. Flujo multifasico.

Bajo condiciones estáticas solo se utiliza la componente gravitacional o de elevación así que

para una tubería vertical.

P1

(P2 – P1) / ΔH (ΔP/ ΔH) = ρf (lbs/pie3)/144=Gf (lpc/pie) de donde..

ΔH

P2 = P1+ Gf * ΔH

P2 Si se trata de una mezcla de petróleo y agua se debe calcular una densidad

promedia ponderada volumetricamente, es decir:

ρf = fo*ρo + fw * ρw

fo y fw son las fracciones volumétricas del petróleo y agua respectivamente.

Bajo condiciones dinámicas además de considerar los efectos gravitacionales se toman en

cuenta los efectos debido a fricción y aceleración, tal como se presentan en la ecuación 1.21.

Esta ecuación aplicada al flujo simultaneo de agua, gas y petróleo requiere del uso de

correlaciones de flujo multifasico en tuberías y conocer algunos conceptos básicos.

Flujo multifasico en tuberías verticales.

Los estudios realizados en el comportamiento del flujo multifasico en tuberías verticales

tienen como objeto predecir el gradiente de presión a través de la tubería de producción, debido a

la importancia que ello tiene para estudiar el comportamiento de los pozos. Las correlaciones

desarrolladas mediante técnicas de laboratorio y/o datos de campo poseen sus limitaciones al ser

aplicada para condiciones de flujo que se salen del rango de las variables utilizadas en su

deducción. Los factores más importantes que se toman en cuentan son: el cálculo de la densidad

y velocidad de la mezcla, el factor de entrampamiento del líquido. IH (hold up), fracción del

volumen de una sección de tubería ocupada por la fase liquida, patrones de flujo, (forma

geométrica de la distribución de las fases), factor de fricción (diagrama de Moody utilizando el

numero de Reynolds multifasico), entre otros. Las propiedades físicas de los líquidos dependen

de la presión y la temperatura, y se debe considerar la variación de la temperatura a lo largo de la

tubería.

Densidad de la mezcla multifasica: ρm = Hl*ρo + (1 – Hl) * ρg

Velocidad de la mezcla: Vm = Vsl +Vsg = (qo.Bo+qwBw)/Δt + (RGP – Rs)QoBg/ Δt

Viscosidad de la mezcla: μm = Hl* μl + (1 – Hl)*μg

El factor de entrampamiento del liquido Hl disminuye desde el fondo del pozo hasta la

superficie debido que a menor presión se libera mas gas y por otra parte, aumenta su volumen.

En la figura 1.7 se presenta los patrones de flujo más importantes encontrados en el flujo

multifasico vertical.

31

Burbuja (Bubble flow): La fase continua es el líquido y el gas se encuentra en forma de

burbujas.

Tapón (Slug flow): Las burbujas de gas aumentan en volumen y cantidad y se unen para formar

grandes bolsas de gas que separan a la columna de líquido de tapones.

Neblina (Mist flow): La fase continua es el gas y el líquido se encuentran esparcido en forma de

gotas.

Transición (Transición flow): Es un patrón de flujo intermedio entre tapón y neblina.

Entre las correlaciones mas importantes para calcular curvas de gradiente dinámico en el

flujo multifasico en tuberías verticales se tienen: Hagedorn y Brown. Duns y Ros, Orkiszewski,

Beggs & Brill, etc. A principios de la década de los 90 comenzaron a aparecer, en los modelos

computarizados comerciales, modelos mecanísticos: Ansari, Bas, Choksi & Schmidt. Etc.

Flujo multifasico en tuberías horizontales.

En el flujo multifasico horizontal los componentes del gradiente de presión son la fricción y

los cambios de energía cinética (aceleración). La caída de la presión en el flujo multifasico

horizontal puede llegar a ser de 5 a 10 veces mayores que las ocurridas que en flujo monofásico,

esto se debe a que la fase gaseosa se desliza sobre la fase liquida, separadas ambas por una

interfase que puede ser lisa o irregular dependiendo del patrón de flujo existente.

Los tipos de patrones que pueden presentarse en el flujo multifasico horizontal se presenta en la

fig. 1.8 y dependen de la variación de la velocidad de flujo de una fase con respecto a la otra y son:

a) Flujo de Burbuja: Las burbujas de gas se mueven a lo largo de la parte superior de la

tubería, la fase continua es el líquido que transporta las burbujas de gas.

b) Flujo de tapón de gas: Las burbujas aumentan de tamaño hasta llenar la parte superior de la

tubería.

c) Flujo estratigráfico: Las burbujas de gas se unen formando una fase gaseosa que se mueve

en la parte superior de la tubería, quedando líquido en la parte superior con una interfase

continúa y lisa.

d) Flujo ondulante: Semejante al anterior pero se rompe la continuidad de la interfase por

ondulaciones en la superficie del líquido originadas por el incremento de la velocidad de gas.

e) Flujo tapón del líquido: Las crestas de las ondulaciones pueden llegar hasta la parte superior

de la tubería, tapándola y ocasionando gran turbulencia en el flujo.

f) Flujo anular: Una película del líquido cubre las paredes de la tubería, y del gas fluye por el

interior, llevando partículas de líquido en suspensión.

g) Flujo de Neblina: El liquido esta completamente disperso en el gas, La fase continua es el

gas que lleva en suspensión las gotas de liquido

En una tubería pueden estar presentes varios de estos patrones y pueden cambiar de un punto a

otro.

Entre las correlaciones para el flujo multifasico horizontal que cubren todos los rangos de

tasa de producción y tamaño tubería se encuentran: Ducker y colaboradores, Faton y

colaboradores, Beegs & Brill, etc.

32

1.3.3 Algoritmo para generar curvas de gradiente de presión.

Para obtener analíticamente el perfil de presiones es necesario dividir el pozo en secciones

(aprox. de 500 pies) y en cada intervalo se asume un gradiente para luego calcular a las

condiciones promedio de presión y temperatura, las propiedades de los fluidos transportados, para

luego establecer en base a la presencia del gas y liquido que patrón de flujo predomina( esto se

realiza en función de ciertos números adimensionales publicados por Ros), finalmente se aplica las

ecuaciones para calcular el gradiente y se compara con el que inicialmente se asumió; si están

dentro de una tolerancia establecida se acepta el valor calculado, se calcula la presión en el otro

extremo y se repiten los cálculos para el siguiente intervalo hasta cubrir toda la longitud de la

tubería.

La construcción de un conjunto de curvas de gradientes ( ver anexo de curvas gradientes)

que permita estudiar el comportamiento de los pozos de un determinado campo petrolero exige

realizar un análisis comparativo de las diferentes correlaciones del flujo multifasico para luego

seleccionar a la que mejor describa el comportamiento del flujo en el pozo, se considera aceptable

cuando el error relativo de la presión de fondo fluyente calculada cuando es menor o igual al

5%, sin embargo esta tolerancia puede variar dependiendo del caso, ya que no es lo mismo

cometer un error de tal magnitud en un pozo de bajo índice de productividad (J < 0.5) que en uno

altamente productivo (J > 2.0).

1.3.4 Variables que afectan las curvas de gradiente vertical y horizontal.

Para flujo vertical:

a) Efecto del diámetro de la tubería: A medida que aumenta el diámetro de la tubería,

disminuye las pérdidas de presión a lo largo de la tubería. Sin embargo si la tubería es muy

grande, el deslizamiento del fluido aumenta el gradiente.

b) Efecto de la tasa de Flujo: A mayores tasas de flujo, mayores serán las pérdidas de

presión en la tubería. Si embargo, cuando la tasa es muy pequeña, el deslizamiento del

líquido aumentara el valor del gradiente.

33

c) Efecto de la relación gas-liquido: A medida que aumenta la relación gas-liquido la

presión de fondo fluyente disminuye hasta llegar a un mínimo (RGL óptima) a partir del

cual un aumento de la relación gas-liquido provoca un aumento de la presión de fondo

fluyente.

d) Efecto de la densidad del líquido: A medida que aumenta la densidad del líquido aumenta

el gradiente. Mientras más pesada sea la columna del fluido, la presión de fondo fluyente

aumentara reduciendo el diferencial de presión con la formación productora por lo que tasa

de producción disminuye.

e) Efecto del % de agua y sedimento: A medida que aumenta la proporción del agua en la

columna de fluidos, esta será mas pesada produciéndose el mismo efecto del caso anterior.

f) Efecto de la viscosidad liquida: A medida que aumenta la viscosidad, aumentan las

pérdidas de energía por la mayor resistencia al movimiento del flujo (fricción).

g) Efecto del deslizamiento: A mayor deslizamiento entre fases, mayores serán las pérdidas

de energía en la tubería; este fenómeno se presenta en casos de bajas tasas de producción.

h) Efecto de la energía cinética: El efecto de la energía cinética es pequeño en la mayoría de

los casos, sin embargo, se recomienda incluirlo en regiones de baja densidad y altas

velocidades, esto por lo general ocurre a bajas presiones (menores de 150 lpc.) donde causa

un aumento en las perdidas de presión.

Para flujo horizontal.

Los factores que intervienen en el flujo multifasico en tuberías horizontales (ver anexo de

curva de gradiente) son esencialmente los mismos tomados en cuenta en tuberías verticales, con la

diferencia de que las pérdidas de energía por efectos gravitacionales no se toman en cuenta en las

primeras.

1.3.5 Aplicaciones practicas de las curvas de gradiente de presión.

La principal aplicación practica de las curvas de gradiente horizontal, consiste en

determinar la contrapresión necesaria en el cabezal del eductor para llevar los fluidos producidos a

una tasa determinada desde el fondo del pozo al separador y la principal aplicación practica de las

curvas de gradiente vertical consiste en determinar la presión fluyente requerida en el fondo del

pozo para levantar los fluidos hasta las superficie a una tasa determinada.

De allí que para una tasa de flujo dada se puede determinar a partir de la presión del

separador y usando las curvas de gradiente horizontal, la contrapresión en el cabezal del pozo y

luego determinar, usando las curvas de gradiente vertical, la presión del fondo fluyente

correspondiente a dicha tasa de flujo. A continuación se ilustra el procedimiento:

34

L: longitud de la línea de flujo D: longitud de la tubería de producción (prof. del punto medio de

las perforaciones)

Ejercicio 1.6

Psep = 100 Ipc Línea de flujo (-)

RAP = 0 Longitud de la línea de flujo = 6000 pies (sin reductor)

RGP = 1000 pcn/bn yg = 0.65

API = 35 T = 140° F

Dtub = 2-7/8”OD Pws – 2200Ipc

Prof = 7000 pies ql = 600b/d

Determine: 1. Pwh y Pwf

2. J promedio

3. Construya la IPR considerando que el yacimiento esta saturado.

35

Se recomienda utilizar las curvas de gradiente del anexo y llenar el siguiente cuadro.

ql

Psep Figura

Horizont

Lequiv Ltotal Pwh

Figura

vertical

Dequiv Dtotal Pwf

600

100 316 1,200 7.200 212 381 600 7.600 2.800

Como obtener la curva demanda?

Si se asumen varias tasas de flujo ql, se puede entonces determinar la presión de fondo

fluyente, Pwf correspondiente a cada tasa. El grafico de Pwf contra ql se denomina “Curva de

Demanda” y representa la capacidad que tiene el pozo para extraer fluidos del yacimiento, esta

curva conjuntamente con la IPR son las herramientas fundamentales para realizar el análisis

nodal de un pozo. En la figura 1.9 se presenta una curva de demanda de energía en el fondo del

pozo, Pwf vs. qL.

CURVA DE LA DEMANDA

Figura N° 1.9 Presión de fondo fluyente (Pwf) versus caudal (ql)

Como seleccionar el diámetro de la tubería adecuado para una tasa de productividad

adecuada?

Cada diámetro de tubería es capaz de transportar eficientemente tasas de flujo para un

determinado rango: cuando la tasa es baja la velocidad de la fase liquida es también baja, ya que el

gas deja atrás al liquido originando un entrampamiento del mismo (fenómeno del desplazamiento)

en la tubería eso trae como consecuencia un aumento del gradiente del flujo en la tubería

aumentando los requerimientos de energía en el fondo del pozo para levantar los líquidos

productivos. Por otra parte cuando las tasas de flujo son muy altas, la velocidad es tal que las

pérdidas de energía debido a la fricción se incrementan considerablemente; para compensar estas

pérdidas se requiere de alta energía en el fondo del pozo para levantar los fluidos productivos. En

la Fig. 1.9 se ilustra lo expresado anteriormente.

36

En la tabla de muestra el rango de tasas de producción que Brown recomienda para

algunos tamaños de tubería (calculados en basa a una RGL de 2000 pan/Lbn.).

TABLA

***************************************************************

Tubería Tasa Mínima Tasa Máxima

(O.D.) (BPD) (BPD)

**************************************************************

2 3/8” 200 2.500

2 7/8” 350 3.000

3 1/2” 500 4.000

****************************************************************

37

1.4 PRODUCION POR FLUJO NATURAL

En esta sección se discute como se interrelacionan las distintas perdidas de energía que

ocurren en el yacimiento, el pozo y en la línea de flujo superficial. En particular la capacidad del

yacimiento para aportar fluidos al pozo será combinada con la habilidad del sistema de tubería para

manejar la producción de estos fluidos. La capacidad de producción del sistema completo, tal

como se describió en la sección 1,12, es producto del balance de energía entre el yacimiento y el

pozo conjuntamente con las facilidades de producción de superficie. Si este balance puede

obtenerse para un determinado caudal de producción sin necesidad de utilizar una fuente de

energía externa al yacimiento, se dice que el pozo es capaz de producir por flujo natural. (FN).

1.4.1 CAPACIDAD DE PRODUCCION EN POZOS DE FLUJO NATURAL

CON LINEA ABIERTA.

En esta sección se considera aquellos pozos que no están equipados con reductotes de flujo

en la línea de flujo, es decir que produce a línea abierta y por Flujo Natural. Si es estable el balance

de energía solamente en el fondo del pozo, a continuación se presenta el procedimiento para

obtener la capacidad de producción para pozos de diferentes completaciones: a agujero abierto,

con cañoneo tradicional y empacado con grava.

1.4.1.1 PROCEDIMIENTOS PARA POZOS EN AGUJERO ABIERTO.

Este es el caso más sencillo. El procedimiento consiste en dibujar las líneas de la oferta y la

demanda de energía en el fondo del pozo, tal como se describió en las paginas anteriores, y luego

obtener de ambos gráficos la intersección de ambas curvas, de esta manera se quedara fijada la taza

de producción de liquido del pozo o del sistema: yacimiento-pozo- línea de flujo – separador en la

estación de flujo. En este caso como no existe restricción en el fondo Pw∫s =Pw∫, es importante

llenar la siguiente tabla:

38

OFERTA DEMANDA

ql1

BPD

Pwfs

ql2

Horizont

Psep

psi

Figura

Horiz

L Equiv

L Total

Pwh

psi

Figura

Vertic

DEquiv DTotal Pwf

psi

Se deben graficar Pwf y Pwh versus ql. en la demanda para determinar para la tasa de

producción del balance, la Pwf y la Pwh, tal como se ilustra en la siguiente grafica:

1.4.1.2. PROCEDIMINETO EN POZOS PARA UN CAÑONEO

CONVENCIONAL.

El procedimiento es similar al anterior pero con la diferencia de que en este caso se debe

considerar la caída de presión a través del cañoneo, es decir Pwf (oferta) = Pwfs – ΔP, donde ΔP

se estima por las ecuaciones sugeridas por Jones, Blount & Glaze y Pwfs son presiones fluyentes

obtenidas en los cálculos de la IPR.

39

El cañoneo convencional consiste en completar con una tubería de revestimiento,

cementarla para luego cañonearla para crear túneles que comuniquen con la zona virgen del

yacimiento atravesando el “casing”, el cemento y la zona posiblemente dañada por el filtrado de

lodo y del cemento. La fig. 1.11 muestra u típico túnel cañoneado y la nomenclatura utilizada en

este procedimiento.

42

En un artículo publicado por el Dr. Harry Meleod quien presento una solución practica

para la evaluación de un pozo cañoneado en forma convencional. Se ha demostrado que alrededor

de un túnel cañoneado durante una perforación normal, ocurre un daño consolidado en dicha zona.

Debe recalcarse que las completaciones con empaques con grava se utilizan en formaciones no

consolidadas y de aquí el interés de mantener un área suficiente abierta al flujo. En formaciones

compactas el interés no esta solamente en el área abierta al flujo, sino también en la longitud del

túnel cañoneado, ambas tienen sus efectos sobre las tazas de flujo hacia el pozo.

A fin de analizar los efectos de este cañoneo y su capacidad de flujo se han efectuado varias

suposiciones basándose en el trabajo de numerosos autores. La fig 1.12 muestra que a través de un

giro de perforación de 90º dicho cañoneo puede ser tratado como un pozo en miniatura. Además en

este análisis se supone que no existe una zona dañada alrededor del pozo miniatura. Otras

suposiciones fueron hechas en el mismo, entre las que se ellas se tienen:

1. La permeabilidad de la zona triturada o compacta es:

a) El 10% de la permeabilidad de la formación, si es perforada a una condición de sobre

balance.

b) El 40% de la permeabilidad de la formación se es perforada con condición de desbalance.

Meleod especifico un rango de valores.

2. El espesor de la zona triturada es ½ pulgadas

3. El pequeño pozo puede ser tratado como un yacimiento infinito: es decir, pwfs permanece

constante el límite de la zona compacta, de este modo se elimina el ¾ de la ley de Darey

para la condición de límite exterior cerrado.

4. La ecuación presentada por Jones, Blount y Glaze puede ser utilizada para evaluar la

perdida de presión a través de los cañoneos. La completacion se dice, en base a la

experiencia, que es optima cuando la caída de presión a través del cañoneo esta entre los

200 y 300 lpc. Las ecuaciones e Jones, Blount y Glaze son las siguientes:

Caída de la presión en las perforaciones abiertas

Pwfs – Pws = aq2 + bq = ΔP ……………….. (1.28)

……(1.29)

…………………. (1.30)

………………….. (1.31)

qLpKx

r

rLnB

qLp

rrBx

pp

p

coo

cp

oo

3

2

2

214

1008.7

111030.2

2

214 111030.2

p

cp

oo

L

rrBx

a

pp

p

coo

KLX

r

rLnB

b31008.7

43

……………. (1.32)

qo = Tasa de flujo/perforacion, BPD

β =Factor de turbulencia (1/ ft.)

ρo = Densidad del petróleo,(lb/ft)

Kp = Permeabilidad de la zona compacta, md.

( y = 0.1 K disparo sobrebalanceado, y = 0.4 K disparo desbalanceado)

re = Radio de de la zona compacta, ft

rp = Radio del túnel de cañoneo del pozo, ft


μo = Viscosidad del petróleo, cp.

La tabla (1.10) ha sido preparada para Mostar la información acerca de los cañones de perforación.

Es importante mostrar gráficamente la solución de los valores de Pwf, Pwfs y Phw, tal como se

ilustra en a siguiente figura.

20.1

p

p

coo

K

r

rLnB

44

TABLA 1.10

DATOS ACERCA DE CAÑONES DE PERFORACION

TAMAÑO DIAMETRO

DEL REVESTIDOR DE LA PERF PENETRACION LONGUITUD

CAÑON Csg. (PULG.)average average (pulgadas)

Cañones de tubería recuperable

1- 3/8 4-1/2 Csg. 0.21 3.03 3.30

1- 9/1 5-1/2 Csg. 0.24 4.7 5.48

1- 11/16 4-1/2 – 5-1/2 Csg. 0.24 4.8 5.50

2 4-1/2 – 5-1/2 Csg. 0.32 6.5 8.15

2- 1/8 2-7/8 Tbg. – 4-1/2 Csg 0.33 7.2 8.15

2- 5/8 4-1/2 Csg. 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- 3/4 2-3/8 Csg. 0.30 3.91 3.91

1- 3/8 0.30 5.1 5.35

1- 11/1 6 2-7/8 Tbg – 5-1/2 Csg 0.34 6.0 8.19

2- 1/16 5-1/2 – 7 Csg. 0.42 8.2 8.60

2- 1/8 2-7/8 Tbg – 5-1/2 Csg. 0.39 7.7 8.60

Cañones de casing no recuperables

2- 3/4 4-1/2 Csg. 0.38 10.55 10.55

2- 7/8 4-1/2 Csg. 0.37 10.63 10.6

3- 1/8 4-1/2 Csg. 0.42 8.5 11.1

3- 3/8 4-1/2 Csg. 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

La longitud de penetración fue medida desde el diámetro interno (ID) del revestidor.

46

1.4.1.3 PROCEDIMIENTO PARA UN POZO CON EMPAQUE DE GRAVA

El procedimiento es similar al anterior pero con la diferencia de que en este caso para

calcular la caída de la presión a través de la completacion se debe utilizar las ecuaciones sugeridas

por Jones. Blount & Glaze para flujo de fluidos a través del empaque. Es importante señalar que

este tipo de completacion se utiliza para yacimientos generalmente poco consolidados donde esta

presente la producción de arena. La producción de arena ver la fig. 1.14 muestra un cuadro

completo de un empaque con grava.

La producción de arena constituye un problema en la producción de pozos porque se reduce

o detiene la producción de hidrocarburos, erosiona el equipo de superficie y del subsuelo, o causa

problemas de deposición o relleno que merma la producción, etc. La eliminación de la producción

admisible de arena, el desarrollo de mejores técnicas de completaciones y la utilización del análisis

de sistema nodal para la evaluación de completacion en el pozo, ha incrementado la eficiencia del

control de arena en las completaciones.

Definición de control de arena.

El control de la arena detiene la producción de sólidos mientras se mantiene la producción

de fluidos. Es más difícil el mantener una completacion que controle la taza sin producción de

arena, con o sin pequeñas caídas de presión a través de la completacion. El cierre o el

estrangulamiento posterior del pozo no se consideran beneficiosos en el control de arena debido a

que reduce la producción. Detener la producción de sólidos no necesariamente significa que el

material de formación no se produzca, pero lo deseable es llevarla a una mínima expresión.

Habiéndose establecido que en un empaque con grava debe detener la producción de arena

y que, al mismo tiempo, debe permitir el flujo de los fluidos de formación a través de el, ahora se

considerara como diseñar y evaluar la eficiencia de un empaque con grava que se haga invisible a

los fluidos de la formación. Se observara que el diseño y el asentamiento de un empaque con grava

podrán extenderse el tempo de vida útil de los empaques con grava así como también lo ayuda a

cumplir con el rol en detener la producción de arena.

Obsérvese la ruta tomada por los fluidos mientras viajan desde la formación y atraviesan el

empaque de grava debidamente colocado los fluidos pasan por el interior del tamiz y el “liner”

Los fluidos viajan a través de la formación a la región cercana que rodea el pozo. Con el

propósito de ubicarse en el interior del tamiz y el “liner”ellos deben entraran a un túnel cañoneado

viajar a través del empaque de grava y luego pasar al interior del tamiz en el “liner” perforado o

ranurado Para evaluar este flujo en términos de análisis nodal, se debe estar en capacidad de

explicar las perdidas de presión causadas por las obstrucciones en esta ruta.

Afortunadamente existen ecuaciones disponibles para describir las perdidas de presión, ya

sea en el empaque de grava ya sea en el hueco abierto o cerrado, haciendo uso de las ecuaciones

que consideran la turbulencia encontrada durante el a través de un medio poroso para ambos

regimenes de flujo lineal y radial, es posible calcular y predecir la caída de presión a través de un

empaque de grava. La completacion se dice, en base a la experiencia, que es optima cuando la

caída de presión a través del cañoneo esta entre 200 a 300 psi.

48

Las siguientes ecuaciones, las cuales fueron adoptadas por Jones, Blount y Glaze han sido

utilizadas con éxito en la predicción de la caída de presión a través del empaque de grava para

pozos de petróleo.

Con éxito en la predicción de la caída de presión a través de el empaque de grava para

pozos de petróleo.

49

Las ecuaciones de caída de presión en una completacion (pozos empacados con grava).

Pwfs – Pws = aq2 + bq = ΔP ……………….. (1.23)

……. (1.24)

2

131008.9

A

LBxa oo

……………………………. (1.25)

……. (1.26)

Donde:

qo = Tasa de flujo, BPD

β= Coeficiente de turbulencia, (1/ft) para grava, la ecuación será:

……………………… (1.27)

Pws = Presión estática del yacimiento, psig.

Pwfs = Presión de fondo fluyente a nivel de las perforaciones, psi

ρo = Densidad del petróleo, (lb./ft3)

L = longitud de la trayectoria lineal del flujo, ft

A = Área total abierta para el flujo, ft2.

(A = Área de una perforación x densidad de tiro x una longitud del intervalo perforado)

KG = Permeabilidad de la grava, md (para 100-40 mesh = 100 Darcys, para 40-60 mesh = 45

Darcys

rp = Radio del túnel de cañoneo del pozo, ft


μo = Viscosidad del petróleo, cp

qAKx

LBq

A

rrBx

pG

oocp

oo

3

2

2

213

10127.1

111008.9

AKx

LBb

G

ooo

310127.1

53.0

47.1

G

oo

K

LB

50

EJERCICIO Nº 1.7

Dada la siguiente información

Prof. = 6000 ft. Pws = 3500 lpc.

Densidad = 0.54 cp. Ko = 5 md.

h = 25 ft Línea = 4”

Ө casing = 5-1/2 pulg. Ө hoyo = 8.75”

Ө tuberia = 2-3/8 pulg. Pwh = 200 lpc.

γg = 0.65 ºAPI = 35 (ρo = 43.9 lbm/ft3)

T = 190º F RGP = 600 pcn/bbl

Bo = 1.33 BY/BN Densidad de tiro (IPP) = 2 t.p.p. (0.51 pulg2)

hp = 15 ft Pb = 2380 lpc.

Perforando con sobrebalance utilizando cañón de casing de 4” (diámetro del hoyo =

0.51”). Determine el caudal de producción bajo estas condiciones y compare con las se

obtendría si estuviese terminado en agujero abierto.

-

EJERCICIO Nº 1.8

Dada la siguiente información:

Pwh = 280 lpc. Pws = 350 lpc.

D = 8000 ft Ko = 170 md.

H = 35 ft re = 1500 ft.

Ө hoyo = 12-1/4 pulg. Ө revestidor = 9 – 5/8”

Ө “liner” = 5-1/2 pulg. rw = 0.51 ft.

Ө tuberia = 4 pulg. grava 40-60 (45000 md.)

γg = 0.65 ºAPI = 35


Bo = 1.33 B/BN Densidad de tiro 4 t.p.p. (0.51 pulg2)

hp = 15 ft Pb = 2380 lpc.

μo = 0.54 cp A&S =0 %

Determinar: La tasa ala cual el sistema completo producirá y la caída de presión a través

del empaque de grava. Se debe mantener la caída de presión a través del empaque de grava

entre 00 – 300 lpc., basándose en la experiencia de campo de no ser así optimice la

completacion.

51

EJERCICIO Nº 1.9

Dada la siguiente información

Prof. = 5400 ft. Pws = 2700 lpc.

Línea = 1500 ft Ko = 35 md.

h = 60 ft Línea = 4”

Ө hoyo = 9-1/4 pulg. Ө casing = 7”

Ө tuberia = 2-3/8 pulg. Psep = 200 lpc.

γg = 0.65 ºAPI = 35


Bo = 1.33 B/BN Densid de tiro (IPP) = 4 t.p.p. (0.51 pulg2)

hp = 20 ft Pb = 2380 lpc.

Espaciamiento = 120 acres

Se desea evaluar la completacion utilizando grava de 40 – 0 mesh. El diámetro del tamiz es

de 4- ½” O.D.

52

1.4.2 CONTROL DE LA PRODUCCION DE POZOS DE FLUJO NATURAL

CON REDUCTOR.

En esta sección se consideran aquellos pozos que están equipados con reductotes de flujo

en la línea superficial. El uso de reductores para controlar los pozos petroleros, mediante los

cuales se permite un determinado caudal de flujo de mezclas multifasicas a velocidades

sumamente altas, ha sido práctica común, por muchos años, en la industria petrolera.

Inicialmente de acuerdo al desarrollo tecnológico alcanzado, los pozos eran poco profundos, las

presiones bajas y en general, las razones y la necesidad de un recobro eficiente no fueron

reconocidas, es decir, se trataba de extraer la mayor cantidad de petróleo en el menor tiempo

posible, lo cual influye, de manera negativa, en el aprovechamiento de la energía de la

formación. No se debe de perder de vista, que la forma mas conveniente y económica de

producir un pozo es por flujo natural, por lo cual, se le ha dedicado especial interés en tratar de

mantener esta forma de producción por el mayor tiempo posible. Nacen de esta manera los

estranguladores o reductores de flujo, los cuales son restrinciones instaladas en la línea de

producción., que originan una compresión en el pozo, impuesta mediante el equipo de superficie.

Estos dispositivos constituyen el medio más efectivo y económico de controlar la producción e

incrementar la recuperación

Ecuación de GILBERT. Flujo critico

La condición de flujo critico se presenta cuando la velocidad del flujo multifasico a través

del reductor esta cerca de la velocidad del sonido, de esta muera los cambios de presión aguas

abajo del reductor no afectan a la Pwh ya que la onda de presión es disipada en el reductor o

“choke”. La formula comúnmente utilizada en los cálculos concernientes al flujo multifasico a

través de los estranguladores de la superficie es ofrecida por GILBERT. Existen otras

numerosas correlaciones que están disponibles y las cuales fueron discutidas por BROWN &

BEGGS y GOMEZ & otros. La ecuación de GILBERT originalmente fue presentada de la

siguiente manera:

Si existe flujo critico ---- Plf /Pwf < 0.7

………………… (1.28)

Donde R => viene expresada en mpcn/bblsn.

q va=> en b.p.d. de líquido.

Plf => Presión aguas arriba lpcm

S=> diámetro de orificio del reductor, en 64 avos de pulg.

Pwh =>en lpcm

Obsérvese que la presión aguas abajo, Plf, no esta incluida en esta ecuación; es decir, la ecuación

es independiente de la presión aguas abajo. GILBERT desarrollo su ecuación a partir de

información de campos en California y determino su ecuación era valida siempre y cuando

existiera flujo critico, y esta a su vez se manifiesta en superficie cuando la presión aguas abajo sea

menos del 70% de la presión aguas arriba, es decir, Plf / Pwh<0.7, en esta relación las presiones

Plf y Pwh deben ser expresada en lpca. Esta ecuación da resultados aceptable y ciertamente es lo

suficiente exacta para primera selección de los orificios requeridos en el estrangulador o reductor.

89.1

546.0435

S

qRPwh

53

1.4.2.2 PROCEDIMIENTO PARA CALCULAR LA TASA DE

PRODUCCIÓN EN POZO CON REDUCTOR (NODO EN EL CABEZAL)

1. Determinar la taza de equilibrio, sin restricción, utilizando como nodo el cabezal,

denomine Plf a la Pwh obtenida desde el separador (curva de demanda). Es

importante recordar que para obtener la curva de oferta en la cabezal es necesario

calcular la Pwh a partir de la Pwf de la oferta en el fondo del pozo y para ello es

necesario usar un procedimiento inverso al presentado en la sección 1.3.5 para

obtener Pwf a partir de la Pwh, tal como se ilustra en la siguiente figura:

2. encontrar a que tasa se obtiene: (Plf +14.7) = 0.7 (Pwh+14.7).

54

3. Con la taza obtenida determinar el tamaño del estrangulador utilizando la

correlación apropiada. Dado ql, Pwh y RGL se pueden determinar el tamaño del

orificio del reductor S. La tasa de producción obtenida es la máxima posible bajo

condiciones de flujo crítico (FC).

4. Asumir un estrangulador de orificio menor al obtenido en el paso 3 y determinar la

correspondiente curva de demanda (recta que pasa por el origen). Nótese que para

una RGL, y un tamaño de reductor dado, la ecuación de Gilberto por ejemplo

quedaría:

Pwh = constante. q

De allí que para obtener la curva de demanda en el cabezal basta asumir q, obtener

su correspondiente Pwh de la ecuación del estrangulador, marcar dicho punto en la

grafica de Pwh versus q y unirlo mediante una recta con el origen (0,0).

5. De las intersecciones de la curva de demanda (recta anterior) con la curva de

oferta, leer la rasa de producción de equilibrio correspondiente a cada estrangulador

1.4.2.3 EFECTO DEL TAMAÑO DEL ORIFICIO DEL REDUCTOR O

ESTRANGULADOR SOBRE LA PRODUCCIÓN DEL POZO

El efecto del tamaño del estrangulador, instalado en el cabezal del pozo, sobre una tasa de

equilibro, puede determinarse con el siguiente procedimiento:

2. Asuma varios tamaños de reductores y obtenga la tasa de producción para cada uno de ellos

utilizando el procedimiento anterior.

3. Graficar ql contra S.

Obsérvese que a menor tamaño del orificio del reductor menor será la tasa de producción,

eso se explica por hecho de que tanto la Pwh y Pwf aumentan disminuyendo el diferencial de

presión en el yacimiento.

55

BIBLIOGRAFIA

1.- Standing M.B. Volumetric and Phase Behavior of Oil Field Hydrocarbon System N.Y.

New York : Reinhold Publising Corp. 1952.

2.- Lasater, J.A. “Buble Point Pressure Correlation” Transactions of the AIME 1958 pg. 379

3.- Odeh, A.S. “Pseudosteady - State Flow Equation and Productivity Index for a well with

Noncircular Drainage Area” Journal of Petroleum Tecnology

4.- Matheus, C,S. y D.G. Russel Pressure Build Up and Flow Flow Test in Wells. Monograph

Series SPE of AIME 1967. Pg. 110

5.- Jones, Loid G. E.M. Blount y O.LL. Glaze “Use of Short Term Multiple Rate Flow Test for

Predict of Test Having Turbulence”. SPE 6133, SPE of AIME 1967

6.- Sukarno, Pudjo. “Comparison of the Methods for Predicting Inflow Performance

Relacioship Curves” M.S. Thesis. University of Tulsa.1982

7.- Vogel , J.V. “Inflow Performance Relacionship for Solucion Gas Drive” Journal of

Petroleum Tecnology Enero 1968.

8.- Weller, W.T.”Reservoir Performance During Two Phase” Journal of Petroleum Tecnology

Febrero 1966 Pg 210 – 246.

9.- Standing M.B. “Inflow Performance Relacionship for for Demage Wells Producing by

Solucion Gas Drive Reservoir” Journal of Petroleum Tecnology Noviembre 1970 Pg. 1399 –

1400.

10.- Brown, K.E. “Tecnology of Artificial Lift Methods”. Volumen 4 Production Optimazation

of Oil and Gas Wells by Nodal Systems Analysis”. Pen Well Book.Tulsa. Oklahoma.USA 1984.

Pg 20.

11,- Ferkovits, M.J. “The ischronal Testing of Oil Wells” SPE 4529, SPE of AIME 1967

12.- Mach, Joe, Eduardo Proaño, y Kermit E. Brown”A nodal Approach for Applying System

Analysis to the Flowing and Artificial Oil and gas Wells” SPE 8025.

13.- Macleod, Harry O. “The effect of Perforing Conditions on Well Performance” Journal of

Petroleum Tecnology Enero 1983.

56

CAPITULO II

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

2.1 GENERALIDADES

El objetivo de este capitulo es describir los Métodos de Levantamiento Artificial como son:

Levantamiento Artificial por Gas. Bombeo Electro Sumergido, Bombeo de Cavidad Progresiva y

Bombeo Mecánico. En cada método se detallara el proceso de operación del método, los

componentes del equipo superficial y de subsuelo. Procedimiento de diseño básico de la

instalación, los componentes, aplicaciones ventajas, desventajas, y limitaciones.

2.1.1 CONCEPTOS Y TIPOS

Se define Levantamiento Artificial a la utilización de una fuente externa de energía para

levantar los fluidos del yacimiento desde el fondo del pozo hasta la superficie. Existe dos tipos

básicos: el Levantamiento Artificial por gas o “Gas Lift” donde la fuente externa de energía es el

gas a alta presiones proveniente de una planta compresora de gas o de un yacimiento gasifero, y el

“Levantamiento Artificial por Bombeo” donde la fuente externa de energía es una bomba

accionada por un motor a gas en la superficie o un motor eléctrico que puede estar en la superficie

o en el subsuelo. Entre los métodos de Levantamiento Artificial por bombeo más utilizados en la

Industria Petrolera se encuentra: Bombeo Electro Sumergido, (BES), Bombeo de Cavidades

Progresivas (BCP), y el Bombeo Mecánico por varillas de succión (BM). Existen otros métodos

que se utilizan en menor escala tales como, el Bombeo Hidráulico Reciproco(BHR) y Bombeo

Hidráulico Jet(BHJ), Cámaras de Acumulación(“CHAMBER LIFT”), LAG Intermitente tipo

pistón (“PLUNGER LIFT”),y otros, que no serán tratados en estas notas. Los tipos de bombeo

utilizados son:

BES------------- bombeo centrífuga

BCP------------- bombeo de desplazamiento positivo rotativo

BM-------------- bombeo de desplazamiento positivo reciproco de una acción

BHR------------- bombeo de desplazamiento positivo reciproco de doble acción

BHJ-------------- bombeo tipo chorro

2.1.2 CURVAS DE OFERTAS Y DEMANDA DE ENERGIA AL NIVEL DE

LA BOMBA

En el diseño de los sistemas de Levantamiento Artificial es recomendable inicialmente

obtener las curvas de Oferta y Demanda de energía a la profundidad donde se instalara la bomba

asumiendo que el pozo producirá por flujo natural. Para obtener la demanda se realizara el mismo

procedimiento realizado para obtener la pwf pero con la diferencia que se debe usar la profundidad

de la bomba y no la de las perforaciones, para obtener la oferta se utiliza el mismo procedimiento

utilizado para obtener pwh (nodo en el cabezal) pero no se sube a las curvas de gradiente vertical

con la profundidad del pozo sino con la distancia que existe entre las perforaciones y la bomba.

57

Fig. 2.1 Grafico Oferta y Demanda

Como puede observarse en la figura anterior el propósito de cualquier método de

Levantamiento Artificial es generar una curva de demanda de tal forma que permita al yacimiento

responder a los requerimientos de producción preestablecidos. La nueva curva de demanda debe

incluir, además de las condiciones del pozo de las facilidades de superficie, los cambios originados

por el método correspondiente. Cuando la bomba se instala en el fondo el pozo, las presiones de

fondo fluyente, pwf, será la presión de entrada a la bomba (PIP). La Fig. 2.1 muestra un grafico de

Oferta-Demanda típico, donde se presenta las tasas de producción posible para diferentes métodos

de levantamiento artificial.

La Fig. 2.2 muestra una instalación típica de un sistema de bombeo asentado en el fondo

del pozo, y la Fig. 2.3 muestra el mismo sistema pero asentado por encima del tope de las

perforaciones, adicionalmente se muestra en la figura el comportamiento de la curva de gradiente

dinámico.

2.1.3 SEGUIMIENTO AL NIVEL DINAMICO DEL FLUIDO

Las bombas deben tener la suficiente sumergencia para que el fluido entre a ellas con

suficiente presión, evitando problemas de cavitación y para soportar las perdidas de energía

ocasionadas por restricciones al flujo antes de la entrada a la bomba tales como la que ocurre, por

ejemplo, en los separadores de gas. Cuando se desea manejar menos gas libre la bomba debe ser

colocada lo mas profundo posible. Es necesario monitorear periódicamente el nivel dinámico del

fluido en el espacio anular para garantizar que la bomba siempre estará sumergida en la columna

de fluido.

En el siguiente: grafico se presentan algunos de los métodos de levantamiento artificial

anteriormente mencionados:

58

2.2 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS NATURAL

El levantamiento artificial por gas es uno de los métodos mas utilizados en la producción de

crudos livianos y medianos a nivel mundial y particularmente en América Latina.

Figura 2.2 Métodos de levantamiento artificial

2.2.1 CONCEPTOS Y TIPOS

El levantamiento artificial por gas (LAG) es un método que utiliza gas comprimido como

fuente de energía para llevar los fluido del yacimiento desde el fondo del pozo hasta la superficie,

de allí que la principal consideración en se selección para producir un grupos de pozos petroleros,

es la disponibilidad de una fuente rentable de gas a alta presiones. Existen dos tipos de LAG:

continuo e intermitente. (Ver la figura 2.4)

62

2.2.1.1 OPERACION DE LAG CONTINUO. EFICIENCIA DEL

LEVANTAMIENTO

El LAG continuo se considera como una extensión del método de producción por flujo

natural y consiste en suplementar el gas de formación mediante la inyección continua de gas en la

columna de fluido del pozo con el propósito de aligerarla para disminuir la presión fluyente en el

fondo y generar el diferencial de presión requerido para que la arena productora aporte la tasa de

producción deseada. El gas se inyecta a la columna de fluido del pozo a través de una válvula

reguladora de presión que se denomina válvula de LAG. En la Fig. 2.5 se ilustra con más detalles

ese tipo de LAG. La eficiencia de levantamiento se mide por el consumo de gas requerido para

producir cada barril normal de petróleo, la máxima eficiencia se obtiene inyectando por el punto

más profundo posible (60 a 120 pies por encima de la empacadura superior) la tasa de inyección

adecuada. La tasa de inyección de gas dependerá de la tasa de producción y del aporte de gas de la

formación.

De acuerdo a lo mostrado en la Fig. 2.5:

Qiny = (RGLt- RGLf) ql/1.000 ............ (2.1)

Donde:

Qiny = Tasa de inyección requerida de gas, Mpcn/d

RGLt = Relación Gas- liquido total, pcn/bn

GRLf = Relación Gas- liquido de formación, pcn/bn.

ql = Tasa de producción de liquido (bruta), b/d

Cuando se desconoce el comportamiento de afluencia de la formación productora no es

posible cuantificar previamente el impacto de la tasa de inyección de gas de levantamiento sobre la

producción del pozo. Una manera de optimizar la inyección es mantener una relación gas-liquido

total, RGLt, cercana a la correspondiente al gradiente mínimo, es decir, aquella a partir de la cual

el gradiente de presión no se reduce al aumentar la relación de gas-liquido ya que la reducción del

peso de la columna de fluido se compensa con las pérdidas de energía por fricción. De esta manera

se reducirá al mínimo la presión fluyente del fondo del pozo, maximizando la afluencia de fluidos

de la arena hacia el pozo. Zimmerman presento la siguiente expresión que permite calcular una

relación gas-liquido cercana al gradiente mínimo:

RGLgrad, min = [a+ (b.Dv/1000)]* cotg h (c.Qt/1000) ........ (2.2)

Donde:

a = (25.81 + 1.92 w)ID2 – 145

b = 139 - (2.7766 + 7.4257 w)ID2

c =[ (1 – 0.3w)(3 - 0.7ID)]

Cuando: Rango

w = Fracción de agua y sedimento, adimensional w < 0.65

ID = Diámetro Interno de la tubería de producción,pulg. 2.25 & 3”

Dv = Profundidad del punto de inyección, ft 2000 < Dv < 10000

Ql = Tasa de producción de liquido, b/d Ql > 50

RGLgrad, min = RGL cercana al gradiente minimo,pn/bn

Cotgh(x) = Cotangente hiperbolica de x = (e2x

+1) /(e2x

-1)

A mayor profundidad de inyección menor será la presión fluyente generada en el fondo del

pozo, de allí la única manera de alcanzar la máxima profundidad de inyección con la presión

disponible en superficie, de esa manera se aprovechara al máximo la energía del gas comprimido.

Para obtener esto es necesario realizar un buen diseño de la instalación

63

Cuando se conoce el comportamiento de afluencia de la formación productora se puede

cuantificar el efecto que tiene la relación gas-liquido sobre la producción del pozo aplicado el

análisis nodal y asumiendo que se pueda inyectar el gas en el fondo del pozo de esta manera se

obtendrá gráficos de oferta y demanda de fluidos para diferentes relaciones gas-liquido (Fig. 2.6

A) para cada tasa de producción. Qt obtenida, se determina la tasa de inyección requerida

aplicando la ecuación 1. Graficando la tasa de producción de líquido en función de la tasa de

inyección de gas se obtiene la llamada por Mayhill. Curva del comportamiento del pozo de LAG y

en ella se visualiza el efecto de la tasa de inyección de gas sobre la tasa de producción del pozo.

Las figuras 2.6 A y 2.6 B, muestra los efectos antes mencionados.

66

Cuando la presión estática del yacimiento es tan baja que tal forma que no se puede obtener

suficiente diferencial de presión en la arena productora para producir mediante LAG continuo, se

debe utilizar el LAG intermitente.

2.2.1.2 OPERACION DEL LAG INTERMITENTE

El LAG intermitente consiste en inyectar cíclica e instantáneamente un alto volumen de

gas comprimido en la tubería de producción con el propósito de desplazar, hasta la superficie la

columna de tapón de fluido que aporta la arena por encima del punto de inyección la Fig. 2.7

muestra el ciclo de operación de una instalación de LAG intermitente. Una vez levantado dicho

tapón cesa la inyección para permitir la reducción de la presión en el fondo del pozo y con ello el

aporte de un nuevo tapón de líquido y con ello el aporte de un nuevo tapón de líquido para luego

repetirse el ciclo de inyección. Entre las diferencias fundamentales entre ambos tipos de LAG se

tienen: el patrón de inyección en el continuo se aprovecha la energía del gas de la formación

mientras que el intermitente esta energía se pierde; en el continuo se gasifica la columna de

fluidos para mantener el pozo en producción con la energía existente en el yacimiento mientras,

que en el intermitente se desplaza el tapón de liquido con la energía del gas comprimido y la

energía del yacimiento se encarga, posteriormente, de aportar el tapón de liquido al pozo.

68

2.2.2 DESCRIPCION DEL EQUIPO

La mayoría de los sistemas de LAG están diseñados para recircular el gas de levantamiento.

El gas a baja presión provienen de las estaciones se comprime para ser parcialmente reinyectado en

los pozos con fines de levantamiento. En la Fig. 2.8 se presenta el equipo básico requerido en un

sistema de LAG.

EQUIPO DE SUPERFICIE:

- Planta Compresora: Se encarga de comprimir el gas proveniente de las estaciones, puede

ser centrífuga (turbina) o reciprocante (motocompresor).

- Red de Distribución de Gas a Alta Presión: En un sistema de tuberías que distribuyen el

gas de levantamiento entre los pozos asociados al sistema puede ser a trabes de múltiples

distribuciones o también a trabes de una red tipo ramificados.

- Equipo de Medición y Control: Registradores y reguladores de flujo, válvulas de bloqueo,

etc.

- Red de Recolección de Gas de Baja Presión: Es el conjunto de tuberías que se encargan

de llevar el gas a baja presión desde las estaciones de flujo hasta la planta compresora.

EQUIPO DE SUBSUELO

Válvulas y mandriles de LAG: válvulas reguladoras de presión a trabes de las cuales se inyecta

gas a la columna de fluidos estas se asientan en tubos especiales o mandriles.

71

2.2.2.1 RECORRIDO DEL GAS A TRAVES DEL EQUIPO

En el caso típico mostrando en la Fig. 2.8 la planta compresora recibe gas a 50 lpcm y lo

descarga a 1200 lpcm a la red de distribución. Debido a la fricción, el gas pierde energía en dicha

red de tal manera que llega en este caso, con 1.170 lpcm al medidor, este generalmente es del tipo

placa -orificio. Prácticamente con esta ultima presión entra al regulador de flujo (¨”choke

ajustable”) de donde el gas sale con 1.050 lpcm, esta es la llamada comúnmente, cuando el ¨choke

ajustables este en el pozo, presión de inyección (Piny) o “Presión del Casing” ya que en la

mayoría de los casos el gas se inyecta por el anular y pasa a través de la válvula operadora de LAG

a la tubería de producción para mezclarse con los fluidos producidos por el pozo; cuando el

“choke”esta en el múltiple(figura 2.8) la “presión de casing”es ligeramente menor a la presión de

salida de dicho “choke” debido a la perdida por fricción en la línea de gas. Como el anular tiene un

área grande expuesto al flujo la velocidad del flujo no es alta por lo que la fricción es

prácticamente despreciable, de allí que para determinar la presión de inyección a la profundidad de

la válvula operadora basta adicionarle a la presión de inyección en superficie, el peso de la

columna de gas. El gradiente estático del gas a presión (Gg) para obtener de las figuras 2.9 A y

2.9B a partir de la presión de inyección de la superficie y de la gravedad especifica del gas (γg).

Pgas@prof. = Piny.sup + (Prof*Gg)

Asumiendo que el gas de inyección tiene una gravedad especifica (Yg) igual a 0.70 se

obtiene de la figura 2.9 A un gradiente estático del gas a la presión de 1.050 lpcm de

aproximadamente 27.5 Ipc/ 1000 pies si la profundidad de la válvula esta a 3636 pies, la presión de

entrada del gas frente a la válvula será de (asumiendo Peasing = 1050 Ipcm):

P@Dv. = 1050 + (3636*0.275) = 1150 lpcm

En la válvula, el gas al pasar a través de ella sale a 1070 lpcm, la caída de presión a través

de la válvula dependerá del área expuesta al flujo. Los fluidos producidos junto con el gas de

levantamiento son transportados principalmente por la energía del yacimiento hasta el cabezal del

pozo donde llega con 120 Ipcm, energía suficiente para llevar los fluidos hasta la estación de flujo.

En el separador general de producción eventualmente se separa la fase liquida de la

gaseosa; la fase liquida después de ser tratada es transportada a los tanques de almacenamiento, y

el gas a 60 Ipcm pasa a la red de recolección para entrar nuevamente a la estación compresora a 50

Ipcm.

A lo largo de este recorrido existen puntos estratégicos, válvulas y medidores de presión y

de flujo de gas que permite obtener información requerida para el control y seguimiento del

sistema. Cuando el volumen de gas llega a la estación compresora, proveniente de la estación de

flujo es mayor que la capacidad de compresión el gas remanente incrementa la presión en el

sistema de recolección accionando una válvula reguladora que permite ventear o quemar a la

atmósfera el gas no comprimido.

72

2.2.2.2 MANDRILES Y VALVULAS

La parte del equipo cuyo funcionamiento es el más importante comprender para realizar el

diseño y el análisis de una instalación de LAG lo constituye la válvula de levantamiento,

por lo que en la próxima sección se detallaran algunos aspectos relacionados con la

mecánica de las válvulas de levantamiento. En el pozo las válvulas van instaladas en

tuberías que poseen instalaciones especiales para sujetarlas a la profundidad deseada y

reciben el nombre de mandriles.

Los mandriles constituyen una parte integrada a la tubería de producción. El numero

de mandriles como así la posición de cada uno de ellos en la sarta de producción se

determina con el diseño de la instalación y dependerá fuertemente de la presión de

inyección disponible en el sistema.

En los llamados Mandriles Convencionales (ver fig.2.10) la válvula va enroscada fuera del

mandril y es necesario sacar la tubería de producción para extraerla, actualmente no se

utiliza en la complementación de los pozos.

Desde 1950 se introdujo el Mandril de Bolsillo (ver fig. 2.11), el cual posee en su interior

un receptáculo para alojarla válvula de tal manera que no entorpezca el paso de los fluidos

ni de las herramientas a través de la tubería. Las válvulas pueden ser extraídas con cable

fino desde la superficie por lo que comúnmente se les llama válvulas recuperables. La

nueva generación de Mandriles de bolsillo viene equipada con dispositivos mecánicos

especiales para orientar la herramienta de pesca y asegurar una operación exitosa de cable

fino en pozos desviados.

El tamaño de los mandriles a utilizar dependerá del diámetro de la sarta de

producción, los tamaños mas comúnmente usados son los de 2 3/8”, 2 7/8”, 3 ½”, así mismo

los tamaños de válvulas mas usadas son las de 1.0” y 1.5” (O.D.) siendo estas ultimas las mas

recomendadas para levantar altas tasas de producción. Dependiendo del tamaño de la válvula

que el mandril es capaz de alojar, se clasifican en mandriles de la “Serie K” para válvulas de

1” y de la “Serie M” para las de 1 ½”. El principio de operación de una válvula convencional

es el mismo que el de una recuperable.

El propósito de las válvulas de LAG, a excepción de la operadora, es permitir la

descarga de los fluidos del pozo para lograr inyectar el gas a la profundidad determinada en

el diseño; para evitar que el fluido se regrese de la tubería hacia el espacio anular las válvulas

poseen una válvula de retención en su parte inferior tal como se visualiza en las dos figuras

anteriores.

76

2.2.2.3 Tipos de terminaciones o completaciones

La figura 2.11 A presenta los tipos de instalaciones de LAG mas usadas, los diferentes tipos

se clasifican dependiendo de si el pozo se encuentra equipado o no con empacadura y/o válvula

fija.

Obsérvese que cuando la instalación esta equipada con empacadura y válvula fija recibe el

nombre de Cerrada, si no posee ambos dispositivos recibe el nombre de Abierta, en caso de que

posea solamente la empacadura la instalación recibe el nombre de Semi – Cerrada o Semi–Abierta.

La mayoría de las instalaciones son del tipo Semi-Cerrada ya que la empacadura evita que

en pozos de baja presión fluyente en el fondo, el gas entre por la punta de la tubería restringiendo

la entrada del fluido de la formación al pozo, adicionalmente la empacadura evita que el fluido del

yacimiento, en periodos de no inyección del gas, invada el espacio anular siendo necesario

desalojarlo cada ves que se reinicie la inyección de gas. La instalación cerrada se utiliza en pozos

que van a producir mediante LAG Intermitente, fluidos provenientes de arenas con baja presión de

fondo estática, la válvula fija evita la contrapresión que el gas de inyección ejerce hacia la

formación, sin embargo cuando la permeabilidad de la arena productora es baja, el uso de dicha

válvula es cuestionable. La válvula fija, además de restringir la afluencia de fluidos hacia la

tubería, puede traer problemas operacionales cuando el pozo presenta indicios de arenamiento.

77

2.2.3 Mecánica de las válvulas

La válvula del LAG es básicamente un regulador de presión, en la Fig. 2.12 se muestra las

partes de un regulador de la presión aguas arriba.

En el regulador, el elemento de cierre es el resorte el cual ejerce una fuerza hacia abajo

manteniendo la punta del vástago apoyada en su asiento; la presión corriente arriba actúa sobre el

área del diafragma y la presión corriente abajo actúa sobre el área del asiento generando dos

fuerzas que actúan verticalmente hacia arriba para tratar de abrir el regulador. Obviamente la

fuerza ejercida por el fluido corriente arriba será mayor que la ejercida por el fluido corriente abajo

ya que actúa sobre mayor área, es por ello que bajo estas circunstancias se dice que el regulador es

abierto predominantemente por la presión corriente arriba.

79

En caso de que la construcción del regulador fuese de tal forma que la presión corriente

arriba y corriente abajo intercambiaran su área de acción, el regulador predominantemente por la

presión corriente abajo.

82

En la válvula, fig. 2.13, el elemento de cierre es un fuelle cargado con gas a presión

(aunque algunas utilizan un resorte al igual que el regulador); las fuerzas de apertura provienen de

la acción de la presión del gas (corriente arriba) y de la presión de producción (corriente abajo)

sobre le área del fuelle y el área del asiento respectivamente o viceversa.

CLASIFICACION DE LAS VALVULAS PARA EL LAG

De acuerdo a las presiones predominantemente abre a la válvula estas se clasifican en:

Válvulas Operadas por Presión de Gas: Son aquellas donde la presión de gas actúa sobre el área

del fuelle por lo que abren predominantemente por dicha presión.

Válvulas Operadas por Presión de Fluido: Son aquellas donde la presión del fluido del pozo actúa

sobre el área del fuelle por lo que abre predominantemente por dicha presión. La fig. 2.14 muestra

esquemáticamente ambos tipos de válvula y su analogía con el regulador de presión. En ambos

tipos de válvula el gas utilizado para cargar el fuelle a `presión es el Nitrógeno ya que es barato,

abundante, no corrosivo y de propiedades predecibles.

2.2.3.1 Fuerzas de apertura y cierre de una válvula en el pozo. Calibración en el

taller.

Para una válvula operada por presión de gas cerrada tal como se muestra en la fig. 2.15 se

puede establecer el siguiente balance de fuerzas en un instante antes de que abra:

Fuerza de cierre = Fuerzas de apertura …………. (2.3)

Con:

Fuerza de cierre = Pb. Ab ………… (2.4)

Fuerzas de apertura = Pg (Ab – Ap) + Pp. Ap …. (2.5)

Donde:

Pb = Presión del N2 en el fuelle o sencillamente presión del fuelle, en lpcm.

Pg = Presión de gas en lpcm

Pp = Presión del fluido o presión de producción en lpcm

Ab = Área efectiva del fuelle en pulg2

(Aprox. 0.77; 0.31 para válvulas de 1 ½ “y 1” respectivamente)

Ap = Área de la puerta (port) o asiento en pulg²

Sustituyendo (2.4) / (2.5) en (2.3) se obtiene:

Pb . Ab = Pg (Ab – Ap) + PpAp ……………..(2.6)

En vista de que los valores de Ap y Ab son pequeños se ha simplificado la expresión

anterior dividiéndola entre Ab, por lo que la expresión (2.6) puede escribirse:

Pb – Pg (1 - R) + Pp. R ………………… (2.7)

Donde: R = Ap/Ab se denominan relación de áreas entre la puerta o asiento y el fuelle, su

valor debe ser administrado por fabricante de válvulas.

La presión de gas requerida para abrir la válvula (Pvo) bajo condiciones de operación se

obtiene resolviendo la ecuación (2.7) para Pg, es decir:

Pvo = Pg – (Pb – Pp R) / (1 – R)………. (2.8)

83

En la fig. 2.16 se muestra la válvula en posición abierta, asumiendo que la presión por

debajo del vástago es la presión Pg se puede establecer el siguiente balance un instante antes de

que cierre:

Pb Ab = Pg (Ab – Ap) + Pg Ap ………….. (2.9)

El valor de Pg para que la válvula cierre (Pvc) se obtengan resolviendo la ecuación (2.9)

para Pg, es decir:

Pvc = Pg =Pb …………….. (2.10)

Luego para que la válvula cierre es necesario que la presión del gas disminuya hasta la

presión del nitrógeno en el fuelle. Para el caso de válvulas operadas por fluido se puede realizar un

balance similar obteniéndose las siguientes ecuaciones:

Pvo = Presión de apertura

Pvo = Pp = (Pb – Pg R) / (1 – R) ……………….. (2.11)

Pvc = Presión de cierre

Pvc = Pp =Pb ………….. (2.12)

En la mayoría de los casos se recomienda utilizar válvulas operadas por presión de gas ya

que ayudan a mantener estable la presión de inyección en el pozo y además, conociendo dicha

presión en la superficie es fácil diagnosticar cual de las válvulas esta operando.

EN EL TALLER

En la fase de diseño se fija la presión de gas (Pg) con la que debe operar la válvula de

acuerdo a la presión de inyección disponible de tal manera que con la presión del fluido en la

tubería (Pp) se puede calcular la presión del fuelle (Pb) aplicando la ecuación (2.7). Para lograr

obtener la presión del Nitrógeno (Pb) a la temperatura de operación de la válvula (Tv) es necesario

cargar el fuelle en el taller, donde por lo general se realiza una temperatura de 60 grados F, de allí

se requiere corregir por temperatura la presión (Pb), la corrección es:

Pb @ 60º F = Pb Ct …………… (2.13)

Donde:

Ct = 1 / {1+0.00215 (Tv – 60)} ………………… (2.14)

Con

Tv (ºF) = T fondo – Gt*(D - Dv) ……………. (2.14 A)

Ct: Es el gradiente de temperatura en el pozo, si el yacimiento no se encuentra aportando fluido

(Pfondo > Pvs) se debe usar el gradiente geotérmico (Ggeot ≈ 0.015 ºF/ pie), pero si se encuentra

aportando un determinado caudal se debe utilizar el gradiente dinámico de temperatura (Gtd)

estimado con alguna correlación empírica o con una balance de energía a lo largo del pozo.

En la fig. 2.20 se presenta en forma grafica la correlación de H. Wincley presentada por

Kirkpatrick, en dicha grafica se entra con el caudal de liquido y se lee de la curva de Ggeot el

correspondiente Gtd de temperatura. Esta corrección no se realiza cuando el elemento de cierre es

un resorte

89

Ejemplo: Determine la temperatura dinámica en una válvula instalada a 5000 pies en un pozo de

7000 pies de profundidad que produce 640 b.p.d. con una tubería de 2 7/8”, asuma Ggeot = 15

ºF/M pies y una Tsup = 95 ºF

(Sol: Tfondo = ºF, Gtd = 1.1 ºF /100 pies y Tv = ºF)

La presión de apertura en el taller se obtiene con el mismo balance de fuerzas realizado en

el pozo con la diferencia que Pp es cero.

Luego la ecuación (2.8) quedara:

Pvo (taller) = Pb@60ºF / (1 – R) (2.15)

Sustituyendo la ecuación (2.13) en esta última expresión se obtiene finalmente la llamada

presión de Calibración en el talle, PTRO (Pressure test Rack Opening):

PTRO = Pb.Ct / (1 – R) ……………. (2.16)

En la figura 2.17 se muestra un esquema del equipo utilizando de las válvulas en el taller.

91

2.2.3.2 Flujo de gas a través de la válvula

Winkler (4 ) indico que el área del orificio de la válvula expuesta al flujo de gas aumenta en

la medida que se incrementa la presión de gas por encima de la presión de apertura inicial de dicha

válvula (ecuación 2.9). Dicha área estará dada por el área lateral del cono truncado generado entre

la bola del vástago y el asiento, en la fig. 2.18 se visualiza el mencionado cono. La fig. 2.19

muestra el desplazamiento requerido por el vástago para considerar la válvula completamente

abierta (comportamiento tipo orificio), la presión adicional requerida dependerá de la resistencia

que ofrezca el fuelle a ser comprimido (load rate): valores típicos están alrededor de 400 lpc. /pulg.

y 1.200 lpc. /pulg. para válvulas de 1 ½” y 1” respectivamente, sin embargo estos valores varían

dependiendo del fabricante. Dada una determinada área expuesta del flujo, la tasa que circulara a

través del orificio dependerá entre otras variables, de la relación existente entre la presión aguas

abajo y la presión aguas arriba (Pp/Pg) y se puede estimar utilizando la ecuación de Thornhill-

Craver:

(2/k) (k+1)/k

1.55 Cd.A.Pg √ (2g (k/k-1)) [ (Pp/Pg) - (Pp/Pg) ]

Qgas = ………… (2.17)

√ γg(Tv +460)

Donde:

Qgas = Flujo de gas, Mpcnd

Cd = Coeficiente de descarga, adimensional, (empíricamente Cd = 0.865)

A = Área expuesta a flujo, pulg².

Pg = Presión de gas (aguas arriba),Ipca

g = aceleración de la gravedad, 32.17 pie/seg²

k = Relación del calor especifico del gas a presión constante

al calor especifico a volumen constante (empíricamente Cp/Cv = k = 1.27)

Pp = Presión de producción (aguas abajo), Ipca

γg = Gravedad especifica del gas inyectado, adimensional

Tv = Temperatura de flujo, ºF

k/(k-1) Si (Pp/Pg) < [2/ (k+1)] = Ro existe flujo critico y se debe hacer (Pp /Pg) = Ro (aprox. 0.55)

F.T. Focht presento en forma grafica la solución de estas ecuaciones, en el apéndice B se presentan

algunos ejemplos. La tasa de inyección que se usa en dichas graficas debe estar corregida por un

factor FC:

Qgas graf. = Qgas . FC donde FC = 0.0544 . √ γg (Tv + 460)

Ejemplo: Determine la tasa de gas que pasa a través de un orificio de 3/16” cuando la Pg – 1000

lpca. Pp = 800 Ipca, Tv = 160 ºF y γg = 0.7

93

http://changent.ispeedway.com/Images/Products/Large/039.jpg

96

2.2.3.3 Selección de válvulas

Cada válvula debe dejar pasar un volumen de gas diario que dependerá de la RGL que debe

generarse por encima de la válvula, los requerimientos de gas se calculan con la ecuación.

Qgas (Mpcnd)= (RLG-RGLI).ql/1000

Nota: Si el yacimiento no aporta gas se debe tomar RGLf = 0.

Este caudal de gas permite determinar el tamaño del asiento utilizando la ecuación de

Thornhill Craver. Para seleccionar la válvula se requiere conocer además del asiento requerido, el

tamaño de los mandriles que se van a instalar (KBM o MMA) y el proveedor de las válvulas. Una

vez seleccionada se conocerá el valor de la relación áreas R.

DISEÑO DE INSTALACIONES. PROCESO DE DESCARGA.

Para conocer el tamaño de las instalaciones es necesario conocer el proceso de descarga el

cual consiste en desalojar el líquido alojado en el anular para poder descubrir las válvulas y

permitir la inyección de gas a través de ellas. La fig 2.21 presenta el proceso de descarga.

Obsérvese que el proceso en un cierre consecutivo de las válvulas, superiores hasta las inferiores

mas profundas virtualmente debe quedar abierta solo una que será llamada la operadora, por donde

se quedara la inyección de una vez que el pozo haya estabilizado su producción. Cada válvula debe

cerrarse después que descubra a la siguiente válvula inferior, esto ocurre debido a la reduccion de

presión en el anular cuando simultáneamente están descubiertas dos válvulas. Para lograr que esto

ocurra es necesario fijar presiones de apertura en superficie que vayan disminuyendo cada vez que

se requiera una válvula adicional en el espacio de mandriles durante el diseño.

Procedimiento de diseño de instalaciones de LAG continúo.

El proceso se presentara en dos etapas:

1. Espaciamiento de mandriles

2. Selección calibración de válvulas

Es necesario establecer para cuantos b.p.d. se va a realizar el diseño y esto esta en función

de la curva de comportamiento o rendimiento y de la disponibilidad del gas de levantamiento para

el pozo en particular.

En los casos donde no se disponga de la curva de rendimiento por no conocer el

comportamiento de afluencia del yacimiento, se debe establecer una taza de producción con base al

comportamiento de los pozos vecinos.

97

1. Espaciamiento de mandriles

1.1 Fije la presión de diseño de la instalación también conocida como la presión de arranque

(Pko), esta presión es la máxima presión del gas disponible en el cabezal del pozo antes del

arrancar la instalación (dato de campo y determinar el gradiente de gas correspondiente a

dicha presión).

1.2 Determinar la profundidad de la válvula superior o tope Dvt:

Dvt = (Pko – Pwhdese - ∆Ps) / (Gfm – Gg@ Pko)

Donde:

Pwhdesc: Representa la presión en el cabezal durante la primera etapa de la descarga y por lo

general se toma ligeramente mayor a la Psep (Psep+10) o cero si se degenera a la fosa (en tierra)

los fluidos del pozo hasta descubrir la primera válvula.

∆Ps: Representa la diferencia de presión (Pg -Pp) que se deja como margen de seguridad para

garantizar que exista base de gas una ves descubierta la válvula y se usa entre 20 y 50 Ipc.

Gfm: Es el gradiente de fluido muerto que se encuentra en el pozo, por lo general es agua salada

vapores típicos serán de 0.45 @ 0.465 Ipc/pie.

1.3 Fije la presión en superficie de la válvula 1, Pvos1, sustrayéndole un diferencial de presión

a la Pko.

Pvos1 = Pko - ∆Pk

Para el diferencial ∆Pk es recomendable usar aproximadamente 50 lpc., sin embargo

pudiera ser menor, 20 a 40 Ipc para los casos que no se tenga de suficiente presión en el sistema

para alcanzar la válvula mas profunda desde el punto de vista operacional (Dpack -60 pies).

Determine el gradiente correspondiente a dicha presión Gg@Pvos1. dibuje en un grafico presión

vs. profundidad: la curva de la gradiente de gas (en el anular)con Pvos1 en superficie, la curva de

gradiente dinámico del fluido en el pozo para las condiciones de producciones esperadas (Pwh, ql,

RGLtotal,% AyS,etc….), la profundidad de la empaquetadura superior menos 60(Dpack - 60), y la

profundidad Dv1.

Determine y registre la presión del gas en el anular y el fluido del pozo a nivel de la válvula

a Dv1. la Pp1 es necesario leerla del grafico mientras que la Pg1 o Pvo1 es mejor usar la ecuación:

Pvo1 = Pvos1 + Gg@ Pvos1. Dv1

98

1.4 Fije las presiones de apertura del resto de las válvulas en superficie:

Pvo2 = Pvo1 - ∆Pvos

Pvo3 = Pvo2 - ∆Pvos

Pvo4 = Pvo3 - ∆Pvos etc….

1.5 Donde ∆Pvos representa la caída de presión por válvula para evitar interferir entre ellas.

Obtenga para cada una de ellas el gradiente de gas correspondiente y dibuje sus respectivas

curvas de gradiente en el grafico anterior pero restándole en superficie el ∆Ps que garantice

el pase del gas una vez descubierta cada válvula.

1.6 Determine la profundidad de la válvula 2, Dv2, para ello trace una recta a partir de la Pp1

con gradiente igual a Gfm y extenderla asta la curva de gradiente de gas correspondiente a

(Pvos1 - ∆Ps) y repita el procedimiento con el resto de las válvulas hasta alcanzar la

profundidad de la empaquetadura menos 60 pies, obsérvese que para la válvula 3 se debe

extender la recta de Gfm hasta (Pvo2 - ∆Ps) y así sucesivamente.

Si se pasa la ultima válvula espaciada de la profundidad Dpack – 60´ en una

distancia mayor de un espaciamiento mínimo preestablecido (∆Dvmin, por lo general 200 a

500 pies) coloque la ultima válvula espaciada a la profundidad Dpack -60`y suba todas las

válvulas espaciadas a una profundidad ajustada por un factor que representa en que subió la

ultima válvula, es decir:

Dvaj = Dv. {(Dpack -60)/ Dv ultima}

99

En el caso de que no se pase por una distancia mayor que el espaciamiento miento

mínimo se coloca la última válvula espaciada a Dpack - 60, pero no se reajusta el

espaciamiento del resto de las válvulas.

En aquellos sistemas donde no existe suficiente presión (diferencial Pgas – Pp

menor a 200 a 300 Ipc a nivel de empaquetadura utilizando la Pko), probablemente se

agote el diferencial antes de alcanzar la profundidad “Dpack - 60”; en estos caso se debe

chequear la distancia remanente entre la ultima válvula espaciada (antes de alcanzar

Dvmin) y la profundidad “Dpack - 60”, si es mayor que la ∆Dvmin se debe colocar N

mandriles por debajo del operador espaciados una distancia aproximadamente igual al

∆Dvmin, es decir:

N= parte entera {(Dpack -60)/ Dv ultima/∆Dvmin}

∆Dv mandriles adic. = (Dpack -60-Dv ultima)/N

En estos mandriles se debe colocar válvulas ciegas (dummies) y en el futuro,

cuando exista diferencial, se instalaran válvulas calibradas.

1.7 Determine y registre la presión del gas en el anular y del fluido del pozo a nivel de cada

mandril espaciado.

2. Selección y calibración de válvulas.

2.1 Determine para cada válvula la presión que se genera en el fondo de pozo, Pfondo, y establezca

si el yacimiento aporta o no aporta fluido.

2.2 Calcule a cada profundidad Dvi la RGL correspondiente al gradiente mínimo utilizando la taza

de producción de descarga (100-200 b.p.d.) mas la del yacimiento según la Pwf (ql =qdesc +qyac).

Utilice un % A y S ponderado por volumen entre el fluido de descarga y el que aporta el

yacimiento.

Calcule los requerimiento de gas para cada válvula de descarga: Qiny= (RGLgrad.min, x

q)/1000.

El valor de ql debe incluir el aporte del yacimiento mas la tasa de descarga (100-200

b.p.d.), nótese que no se ah tomado en cuenta el gas aportado por la formación. Para la válvula

operadora se es necesario considerar el aporte de gas de la formación ya que inyectando gas a

través de ella se logra estabilizar la producción del pozo de allí que….

Qiny operadora= ((RGLtotal -RGLform) x ql diseño)/1000

En este caso la tasa de descarga es cero ya que dicho proceso finalizado la RGLtotal y la ql

son la correspondiente al diseño.

Para cada válvula determine con Thomhill -Craver el diámetro del orificio dependiendo de los

requerimientos de gas y de temperatura de flujo de nivel de válvulas, se debe utilizar la estática si

el yacimiento no aporta, y un promedio entre la estática y la dinámica del yacimiento aporta.

Seleccione de la tabla del fabricante el asiento inmediato superior al orificio calculado en el

paso anterior. Esto garantizara que la válvula no trabaja completamente abierta y dará flexibilidad

a la instalación.

Conocido el asiento lea el valor de la relación de áreas R de las tablas del fabricante y proceda

a calibrar todas las válvulas con las ecuaciones correspondientes. Tabule asiento R, Pb, Ct,

Pb@60, PTRO y pevs en superficie, este ultimo valor debe ir disminuyendo desde la primera asta

100

la ultima válvula. Dado que la válvula operadora no debe de cerrar, se ha hecho muy común el uso

de un orificio (válvula descarga) en el mandril operador, otros ingenieros recomienda utilizar

válvulas con menor calibración para evitar el cierre de la misma por las fluctuaciones de presión en

el sistema, normalmente le sustraen 75 Ipc a su correspondiente Pvos. Llene el formato para diseño

que aparecen en la tabla 2.1

Ejercicio: diseñe una instalación de LAG con válvulas operadas a presión de gas para el

siguiente pozo: (ver solución en la tabla 2.2)

Prof.yac=10000pies %A y S =55 Pko = 1500Ipem Gfm = 0.45Ipc/pie

Dpack=9060pies RGLform =245pcn/bn ΔPk = 50 lpc. qdese = 200 b.p.d.

O.D. tub. = 3 ½” Pwh = 63 lpcm ΔPs = 40 lpc. RGLtotal = 1300 pcn/bn

Tyac = 236º F qdiseño = 975 b.p.d. ΔPvos = 20 lpc. Mandril = MMA

Pws = 2986 lpcm γiny = 0.7 Dvmin = 500 pies Fabric = Camco

El pozos previo al diseño era capaz de producir 781 b.p.d. con una presión fluyente en el

fondo de 2206 lpcm y EF = 1.0

2.25 Aplicaciones, Ventajas, Desventajas y Limitaciones

El LAG es aplicable para producir artificialmente pozos petroleros cuando se dispone de

suficiente gas a alta presión. La planta compresora por lo general esta previamente instalada con

fines de venta o de inyección en el yacimiento, Algunas veces se utiliza pozos productores de gas

como fuente de energía.

Si se dispone de suficiente volumen y presión de inyección, la flexibilidad del LAG para

producir a distintas tasas no es igualada por otro método de levantamiento artificial. Los pozos

altamente desviados que producen con arena y con alta relación gas líquido son excelentes

candidatos para el LAG cuando se requiere de algún método de levantamiento artificial para

ponerlos en producción. Un sistema de LAG es muy apropiado para producir un grupo de pozos

desde una plataforma costa afuera. En pozos aun completados con pequeñas tuberías de

revestimiento es posible producirlos a caudales máximos utilizando el LAG. El equipo de

subsuelo requerido es sencillo y relativamente de bajo costo. Los costos de operación son los más

bajos al compararlos con los otros métodos. Los reportes de información requeridos para el control

y seguimiento de las operaciones de campo son sencillos.

Entre las desventajas que pose el LAG se destacan: la complejidad de los procedimientos

de cálculo párale diseño y diagnostico de las instalaciones y la necesidad de disponer de

relativamente alta a moderada presión en las arenas productoras asociadas.

Las principales limitaciones del uso del LAG se encuentran en los siguientes casos: pozos

que producen crudos con poco gas de formación, pozos productores muy distanciados de la fuente

de gas de alta presión, la poca disponibilidad de espacio para los equipos de compresión en

plataformas costa afuera, existencia de pocos pozos ampliamente espaciados entre si. El LAG

puede acentuar los problemas asociados con la formación de emulsiones o con la producción d e

crudos viscosos y/o parafinosos. Cuando el gas es corrosivo debe ser: tratado previamente con los

correspondientes inhibidores, cuando es húmedo debe ser deshidratado ya que acarrea problemas

de compresión, corrosión, transporte y medición. Pozos equipados con tuberías de revestimiento

muy viejas o con líneas de flujo muy largas y de pequeño diámetro, no son los mas apropiados

para producirlas mediante el LAG.

104

2.3 BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO

2.3.1 CONCEPTO Y OPERACIÓN

El principio básico del sistema de bombeo a través de bambas electro sumergibles es

transmitir en forma d e presión, la energía de un motor eléctrico sumergible al fluido en el pozo.

La unidad se encuentra suspendida de la tubería de producción, sumergida en el fluido del pozo y

conectada hasta la superficie a través de un cable para sumistrar energía eléctrica al motor. El

conjunto motor – protector – bomba tiene un acoplamiento continuo que se logra mediante ejes de

conexión estriadas, las cuales tienen como fin hacer rotar el protector y la bomba al girar el eje del

motor.

En la figura 2.21 se ilustra una instalación típica donde se presentan en forma general los

componentes básicos de un pozo completado bajo este sistema.

2.3.2 EQUIPO Equipo de superficie (ver fig. 2.22)

Banco de Transformación eléctrica

Variador de frecuencia.

Tablero de control

Caja de venteo

Cabezal de descarga

Equipo Misceláneo

Equipo de subsuelo (ver fig. 2.23)

Motor eléctrico

Protector

Separador de gas

Sección de Admisión de Fluido

Bomba centrifuga

Cable

2.3.2.1 DESCRIPCION EL EQUIPO DE SUPERFICIE BANCO DE TRANSFORMACION

ELECTRICA

Esta constituido por los transformadores son unidades por medio de las cuales el voltaje de

un sistema de corriente alterna puede ser cambiado, consta de un centro de lámina de hierro

rodeada por alambres de cobre. generalmente el centro y los alambres son sumergidos en aceite, el

cual sirve como aislante y ayuda a enfriar el transformador. Es necesario para obtener el voltaje

adecuado para la operación del equipo.

En el mercado se puede obtener de diferentes tipos monobásicos, bifásicos trifásicos los

cuales están diseñados para convertir el voltaje primario de la línea eléctrica en el voltaje que

pueda requerir el motor correspondiente.

Tablero de control:

Constituye el comando de la instalación, su función es la de proteger y controlar las

operaciones del pozo. Consta de interruptores para el arranque y parada, botones selectores de

voltaje, fusibles, amperímetros, luces de señal, etc. Puede traer dispositivos especiales para el

bombeo intermitente y manejo por control remoto.

106

Variador de frecuencia:

Es un tablero de control que tiene dispositivos capaces de suministrar frecuencias y voltajes

variables al motor.

Los principales beneficios que se obtiene con el variador de frecuencia. (Ver figura 2.24)

Figura 2.21 INSTALACION TIPICA DE B.E.S.

Permite arrancar los motores a bajas velocidades reduciendo los esfuerzos en el eje de la

bomba y componentes del motor. Al arrancar la bomba puede operar en un rango por debajo de su

107

frecuencia nominal, lo cual reduce el desgaste y los efectos de LA abrasión. En el motor se reduce

los efectos estrictamente magnéticos en el embobinado.

Protege el equipo de fondo de variaciones eléctricas.

FIGURA 2.22 EQUIPO DE SUPERFICIE

Caja de venteo:

Es una caja de conexiones y cumple dos funciones: permite conectar el cable de energía

con el equipo de superficie con el cable de conexión del motor, y permite ventear a la atmósfera el

gas que fluya a través del cable, evitando que llegue al panel, ya que esto ocasionaría una

explosión.

108

Cabezal de descarga:

El cabezal del pozo de ser equipado con un cabezal en el tubing tipo hidrante o empaque

cerrado, en el cual proporcionara un sello positivo alrededor del cable y la tubería. En la fig 2.25

se muestra un cabezal especial recomendado en pozos equipados con el método de producción

FIGURA 2.23 EQUIPO DE SUBSUELO

Misceláneos:

Esta constituido por el resto del equipo que también forma parte de lo que conforma de la unidad

de bombeo electro centrifugo, como son:

109

FIGURA 2.24 TRANSFORMADOR Y VARIADOR

110

FIGURA 2.25 CABEZAL ESPECIAL

111

AMPERIMETRO REGISTRADOR.

Presenta un continuo registro del amperaje que ha sido extraído por el motor. El registrador

es utilizado por que refleja las condiciones de bombeo, reportando tanto la operación normal como

cualquier problema.

CENTRALIZADORES:

Son utilizados para centrar el motor y la bomba en pozos ligeramente desviados, también

evita que el cable se dañe por el roce con la tubería de revestimiento.

CINTAS DEL CABLE:

Son usadas para amarar el cable de energía a la tubería, se utiliza una cinta por cada 15 pies

de intervalo.

GUARDA CABLE:

Sirve para proteger el cable de conexicion al motor o cable plano del roce con el revistidor,

por ser esta la conexión de mayor diámetro externo en toda la configuración del equipo.

GENERADOR DE PRESION EN EL FONDO DEL POZO:

Este tipo de generadores facilitan la disponibilidad de datos del comportamiento de la

bomba, por correlación de la presión del yacimiento con el caudal de extracción, un operador

puede determinar la necesidad de cambiar el tamaño de la bomba, cambiar e caudal de inyección o

considerar un trabajo de reacondicionamiento al pozo.

2.3.2.2 DESCRIPCION DEL EQUIPO DE SUBSUELO

MOTOR ELECTRICO

Los motores usados en este tipo de levantamiento son trifásicos, bipolares, de inducción y

del tipo rejilla, (ver fig. 2.26). Opera a 3500 r.p.m. para una frecuencia de 60 Hz. y 2915 r.p.m.

para 50 Hz. Se encuentra encerrado en una camisa de acero llena de aceite dieléctrico que asegura

una lubricación apropiada y buen intercambio de calor con el fluido del pozo, de allí, que sea

recomendable colocar el motor por encima de las perforaciones. Es recomendable que la velocidad

mínima de flujo en el anular motor-revestidor sea aproximadamente de 1 pie/seg. Los fabricantes

presentan una gran disponibilidad de motores con relación al diámetro del revestidor.

PROTECTOR:

Se encuentra entre el motor y la bomba y cumple cuatro funciones básicas, estas son:

1- Permite conectar el eje de la bomba al eje del motor.

2- Absorbe las cargas axiales de la bomba impidiendo que estas se reflejen en el motor.

3- Compensa la expansión o contracción del motor por el efecto de calentamiento o

enfriamiento.

4- No permite la entrada del fluido del pozo al motor.

112

En la figura 2.27 se muestran dos tipos de protectores, como puede observarse, el protector

consiste básicamente en dos cámaras llenas de aceite lubricante de alta densidad y poco

compresible, cuya función es la de evitar la mezcla del fluido del pozo con el aceite del motor. La

cámara superior se encuentra en comunicación con la presión externa en el pozo, a través del

sistema de cañerías respiradoras. Las cámaras están separadas por un cojinete axial cuya función es

la de absorber los empujes axilares que se presentan en la bomba e impedir que los mismos lleguen

al motor.

SECCION DE ADMISION DE FLUIDOS:

Esta sección constituye la entrada del fluido a la bomba y puede ser simplemente una

sección ranurada convencional que sirva de filtro o un separador de gas.

SEPARADOR DE GAS

Es un implemento que esta ubicado entre el protector y la bomba (ver figs. 2.28) y reduce la

cantidad de gas libre que pasa a través de la bomba. Existen varios tipos de separadores de gas,

siendo los más comunes el separador de flujo inverso (estático) y el centrífugo (dinámico). La

separación del gas y líquido ocurre en una cámara rotativa. El fluido del pozo entra en el separador

y pasa a través de un inductor hacia la etapa de mas baja descarga neta positiva, el fluido es guiado

y convertido de un flujo con dirección tangencial a uno con dirección axial reduciendo así las

perdidas de flujo, el fluido pasa a la cámara del separador. La cámara acelera el fluido forzando el

líquido hacia la pared externa mientras que el gas libre se mantiene en el centro. El gas y el líquido

llegan a un difusor que encamina el líquido hacia la entrada de la bomba y el gas hacia los agujeros

de ventilación, de allí que el gas sube por el espacio anular.

113

FIGURA 2.26 MOTOR ELECTRICO

114

FIGURA 2.27 PROTECTORES

115

FIGURA 2.28 SEPARADOR DE GAS

116

BOMBA:

Constituye la parte fundamental del equipo de bombeo electro-centrifugo, ya que ella

succiona y suministra la energía a los fluidos aportados por el yacimiento. Son bombas centrifugas

compuestas de múltiples etapas (ver fig. 2.29). Cada etapa consta de un impulsor rotativo (móvil)

con su respecto difusor (ver fig. 2.30), fabricado de aleaciones metálicas resistentes a la corrosión

o bien plásticos para casos de producción de arena.

Al girar el eje de la bomba el fluido que se encuentra en los impulsores es expulsado por la acción

de la fuerza centrifuga a mayor presión de la que tenia originalmente, de allí que el numero de

etapas dependerá de la carga hidráulica o levantamiento neto requerido. El difusor es la parte

estacionaria de una etapa, cambia la velocidad radial a elevación vertical. Cuando el eje de una

bomba centrifuga gira a una determinada velocidad (r.p.m.) se cumple que:

- El volumen bombeado (bpd) es función directa del diámetro del impulsor.

- La carga hidráulica (levantamiento o altura de la bomba) es función directa del cuadrado

del diámetro del impulsor.

- La potencia desarrollada es función directa del cubo del diámetro del impulsor.

De lo antes mencionado se concluye que el diámetro del revestidor tiene un papel muy

importante en la selección de la bomba. Con relación a las características de funcionamiento, es

típico dibujar las graficas de carga hidráulica (altura), potencia y rendimiento en función del

volumen a bombear. Los fabricantes proporcionan estas curvas de funcionamiento para toda la

variedad de bombas disponibles, y suponiendo que el líquido a bombear es agua. La figura 2.31

muestra la curva de comportamiento para una bomba centrifuga.

Las graficas o curvas de comportamiento de bombas centrifugas sumergibles representan la

carga total en pies contra la capacidad expresada en bbls/día. El liquido utilizado generalmente

para calcular la rata de bombeo de estas bombas es agua, ya que la carga en pies desarrollada por

una bomba centrifuga independiente de la gravedad especifica siempre y cuando la viscosidad del

liquido sea cercana a la del agua, sino, debe realizarse la corrección por viscosidad, la potencia

mostrada en las curvas de agua será aplicada solamente a los líquidos con gravedades especificas

de 1.0. Para otros líquidos hay que multiplicar los HP (agua) por la gravedad específica del líquido

bombeado.

Existen por encima de la bomba dos válvulas adicionales que cumplen la siguiente función:

VALVULA CHEQUE

Es usualmente colocada 2 a 3 tubos sobre el montaje de la bomba, su función es disminuir

presión hidrostática sobre los componentes de la bomba.

VALVULA DE DRENAJE

Se instala un tubo por encima de la válvula cheque y se utiliza como factor de seguridad

para circular el pozo de casing a tubing o viceversa.

117

CABLE:

El cable eléctrico trifásico se encarga de transmitir la fuerza electromotriz desde la fuente

de poder en la superficie hasta el motor en el pozo. Dicho cable es construido en una configuración

plana o redonda (ver fig. 2.32) y cada conductor puede ser solidó o de múltiples pelos, el cable

plano es fabricado con los conductores colocados y armados uno al lado del otro, es utilizado

preferiblemente donde existen limitaciones de espacio físico (anular). El cable redondo

convencional esta compuesto de varios pelos (alambres) individualmente y con un protector del

material colocado sobre los tres conductores. Todos los cables cumplen con estrictas

especificaciones de seguridad, se ofrecen en varios tamaños de conductores y materiales, tanto

para configuraciones planas como redondas.

118

FIGURA 2.29 SEPARADOR DE GAS

119

FIGURA 2.30 IMPULSOR Y DIFUSOR

120

2.3.3 APLICACIONES, VENTAJAS Y LIMITACIONES DEL METODO

El bombeo electro sumergible se utiliza para manejar grandes volúmenes de líquidos y supera

técnica y económicamente a otros métodos de levantamiento artificial cuando se reúnen las

siguientes condiciones:

- Alta productividad del pozo.

- Baja presión de fondo

- Alta relación agua-petróleo (RAP).

- Baja relación de gas-liquido (RGL).

Cuando se tienen altas presiones de fondo y bajas relaciones agua-petróleo es necesario

considerar otros métodos, como el bombeo mecánico y el levantamiento por gas, pero no se

descarta la posibilidad de utilizar bombeo electro sumergible

.

En caso de altas relaciones gas-petróleo, se puede emplear el bombeo electro centrifugo

utilizando un eficiente separador de gas y colocando la bomba lo mas profundo posible.

Otra de las aplicaciones más importantes de este método de bombeo es en proyectos de

inyección de agua.

Entre las ventajas y limitaciones que presenta este método no convencional de producción se

pueden enumerar:

VENTAJAS:

- Puede levantar volúmenes extremadamente altos (96.000 b.p.d. en pozos someros con

revestidor grande).

- Simple de operar.

- No presenta problema con pozos desviados.

- Aplicable Costa Afuera.

- Los costos de levantamiento para grandes volúmenes son muy bajos.

- Diversidad de tamaños.

- Se pueden instalara fácilmente sensores de presión en el agujero para ser medidos en

superficie (telemétricamente).

- No causan destrucciones en ambientes urbanos.

- Fácil para aplicar tratamientos contra la corrosión formación de escamas.

121

LIMITACIONES:

- Es imprescindible disponer de una fuente de corriente eléctrica.

- Se requieren altos voltajes (+/- 1000 voltios).

- No es práctico en pozos someros de baja productividad.

- Limitaciones por el tamaño del revestidor.

- Los cables causan problemas en el manejo de la tubería.

- Los cables se deterioran al estar expuestos a altas temperaturas.

- La producción de sólidos y gas es problemática.

- No se recomienda en profundidades mayores de 1000 pies debido al costo del cable y a la

dificultad en instalar suficiente potencia en el fondo del pozo.

- El análisis no es fácil.

2.3.4 FALLAS EN EL EQUIPO DE BOMBEO ELECTRO-CENTRIFUGO

Las partes más expuestas a fallar en este sistema lo constituyen: el motor, la bomba, el

protector y el cable. En esta sección se enumeran algunas de ellas:

Motor: Es la parte más susceptible a sufrir daños por ser el eje principal del equipo, puede

presentar:

- Excesiva carga de voltaje al motor originada por el mal diseño, desgaste de la bomba, bajo

voltaje.

- Filtración de los sellos del protector, que llegan a causar corto circuito en el motor, esta

filtración puede ser originada por vibraciones excesivas de la bomba, mal manejo durante

su instalación o traslado, defectos de fabricación.

- Desgaste de la carcasa del motor debido a corrosión.

- Operación insuficiente del motor debido a presencia de suciedad o humedad en e el tablero

de control que originan fluctuaciones en el voltaje.

124

FIGURA 2.32 TIPOS DE CABLE

125

Bomba: Entre las razones por las cuales pueden fallar las bombas se tienen:

- Desgaste de las arandelas inferiores y superiores del impulso cuando la bomba se encuentra

operando en condiciones de empuje hacia abajo o hacia arriba respectivamente.

- Desgaste de los componentes debido al tiempo de funcionamiento.

- Desgaste de los componentes por abrasión.

- Taponamiento de las etapas por los sedimentos.

- Doblez en el eje por el mal manejo durante el traslado o el montaje.

- Corrosión.

Protector: Entre las razones por las cuales puede fallar el protector se encuentran:

- Mal manejo, lo cual puede ocasionar rompimiento de los sellos de cerámica produciendo

fuga de aceite.

- Vibraciones de la bomba.

- Excesivas paradas y arrancadas del equipo.

- Cambios repetitivos del ciclaje.

Cable: Puede sufrir daños debido a:

- Mal manejo durante la instalación y corrida dentro del pozo.

- Mala centralización.

- Excesiva carga de amperaje.

- Mala conexión con el cable plano.

126

SEPRADOR DE GAS DEL E.S.P.

127

BOMBAS E.S.P. PARA POZOS CON ALTA RGP

2.4 BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA

2.4.1 CONCEPTO Y OPERACIÓN DE B.C.P.

En 1932 Rene Monicau invento el principio de la Bomba de Cavidad Progresiva que hoy

en día lleva su nombre. Es así que desde los años 30 este nuevo sistema de bombeo ha sido

utilizado para resolver un sin numero de problemas de diversa índole. Sin embargo, en los años 60

debido a las fallas en las técnicas de control de producción y la ausencia de control de calidad, fue

utilizado en el subsuelo sin mucho éxito.

Durante el periodo de 1980 hasta el presente, tanto el diseño y construcción como el control

de calidad de las bombas de cavidad progresiva han sido mejoradas. Es por ello, que este sistema

se ha convertido en una de las técnicas no convencionales de levantamiento artificial por bombeo

con amplia aceptación, para mejorar la productividad y reducir los costos en la producción de

crudos.

Se tiene escasa información sobre las condiciones de operación de este tipo de bombas y

su comportamiento al transportar crudos de diferentes viscosidades, solo se dispone de aquella que

es suministrada por los fabricantes en forma de catálogos y manuales en los cuales se exponen

características generalizadas tales como: fabricación, aplicaciones y limitaciones sin llegar a

profundizar acerca de los tipos de fluidos manejados.

128

Con este tipo de sistema en relación al balancín, se requiere de menos espacio en la

superficie lo cual representa una ventaja en el momento de su transporte y montaje.

A partir de 1983 en la Industria Petrolera comenzó a instalarse este tipo de bombas

iniciando su primera etapa. Desde su comienzo se presentaron problemas mecánicos a nivel del

equipo de superficie debido a la poca experiencia del personal en el manejo de este sistema.

Luego, a partir del año 1988 comenzó la segunda etapa de evaluación en la cual obtuvieron

mejores resultados al utilizarse esta técnica no convencional de levantamiento.

2.4.2 EQUIPO

El equipo de levantamiento artificial por bombas de cavidad progresiva esta constituido

especialmente por equipos de subsuelo y superficie (ver figura 2.33)

EQUIPO DE SUBSUELO:

Tubería de Producción

Sarta de Cabillas o varillas

Bomba de Subsuelo

Elastómero

Estator

Rotor

EQUIPO DE SUPERFICIE:

Cabezal Giratorio

Motor

Barra Pulida y su Grapa

Prensa Estopa

El funcionamiento en conjunto de dichos elementos constituye el sistema de bombeo de

cavidad progresiva, para transmitir la energía adicional al pozo y transportar el fluido desde el

fondo hasta la superficie.

129

FIGURA 2.33 STALACION TIPICA DE B.C.P.

130

FIGURA 2.34 CABEZAL Y MOTOR

131

2.4.2.1 DESCRIPCION DEL EQUIPO DE SUPERFICIE

CABEZAL GIRATORIO:

Tiene como función principal de aguantar el peso de la sarta de varillas o cabillas y rotar la

misma, está ajustado a una caja de velocidades variable con su respectiva caja de engranaje. (Ver

fig. 2.34)

MOTOR:

Se encarga de accionar el cabezal giratorio a través de un conjunto de poleas y cadenas. El

motor puede ser eléctrico, de combustión o hidráulico. (Ver fig. 2.34)

BARRA PULIDA:

La barra pulida es un tubo sólido de acero inoxidable, la cual se conecta a la sarta de

varillas y es soportada en la parte superior del cabezal giratorio mediante la instalación de una

grapa. Estas barras son fabricadas con diámetros de 1 1/8’’,1 1/4’’, 1 1/2’’ con longitudes que

varían entre 16 y 22 pies.

PRENSA ESTOPA:

Tiene como función principal sellar el espacio entre la barra pulida y la tubería de

producción, evitando con ello la filtración y contaminación del área donde está ubicado el pozo. El

diámetro interno de la prensa estopa varia dependiendo del diámetro de la parra pulida.

2.4.2.2 DESCRIPPCION DEL EQUIPO DE SUBSUELO

SARTA DE CABILLAS O VARILLAS:

Es un conjunto de varillas unidas entre sí que se introducen en el pozo y forman parte

integral del sistema de bombeo tipo tornillo. Es recomendable utilizar cabillas de un mismo

diámetro para éste tipo de diseño. Las varillas se rigen según las normas API (API IRP 11L). Las

varillas más utilizadas para diseños con bombas de cavidad progresiva son las de grado ‘‘C’’, las

de grado ‘‘D’’ pueden ser igualmente utilizadas pero hay que tomar en cuenta que son afectadas en

mayor grado por el sulfuro de hidrogeno (H2S) o cualquier componente corrosivo.

BOMBA DE CAVIDAD PROGRESIVA:

Es una bomba de desplazamiento positivo rotativo engranada en forma de espiral, cuyos

componentes principales son un rotor y un estator. El crudo es desplazado en forma continua hasta

la superficie por medio del rotor que gira dentro del estator, formando de esta manera cavidades

progresivas ascendentes. Su eficiencia volumétrica es afectada por la presencia de gas libre en la

succión y la viscosidad de crudo (ver fig. 2.35). Existen diferentes compañías que fabrican este

tipo de bombas como son: Corod, Roper, Griffin, InterRep Inc., Robbins Myers, Emip, etc.;

algunas de estas compañías también fabrican los cabezales giratorios. La capacidad de fluido que

pueden manejar estas bombas está función del modelo (ver fig. 2.36) y el número de etapas de las

mismas (ver fig. 2.37). En la figura 2.38 se puede observar las etapas en un ciclo de bombeo.

132

ESTATOR:

Usualmente está conectado a la tubería, es una hélice doble interna, moldeado a precisión,

hecho de un elastómero sintético el cual está adherido dentro de un tubo de acero (también se

puede conseguir en acero inoxidable). 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. (Ver fig. 2.35).

ROTOR:

Suspendido y rotado por la varilla, es la única pieza que se mueve en la bomba. Esta

consiste en una hélice externa con un área de sección transversal redondeada, torneada a precisión,

hecha de acero - cromo para darle mayor resistencia contra la abrasión. Tiene como función

principal bombear el fluido girando de modo excéntrico dentro del estator (ver fig. 2.35).

133

FIGURA 2.35 BOMBA DE SUBSUELO

SUCCION

135

FIGURA 2.37 ETAPAS DE UNA B0MBA

136

FIGURA 2.38 CICLO DE BOMBEO

137

2.4.3 VENTAJAS Y LIMITACIONES

Al igual que cualquier otro método de producción convencional, el bombeo tipo tornillo

también presenta sus ventajas y limitaciones dentro de las cuales se pueden mencionar:

VENTAJAS:

Bajo costo de instalación

Bombea crudo con baja y alta gravedad API.

Puede manejar hasta un 100% de agua.

El equipo de superficie puede ser transportado, instalado y removido fácilmente,

además, en operación normal no presenta ruidos fuertes.

Las dimensiones del equipo de superficie son adaptables a las grandes y pequeñas

plataformas de los pozos del offshore.

Aumenta la vida útil de las cabillas.

Opera con bajo torque.

Elimina la flotación de las cabillas.

Bajo consumo de energía eléctrica.

Bajos costo de mantenimiento.

En la comunidad presenta mejor estética.

LIMITACIONES

Su profundidad máxima de operación recomendada es de 4000 pies.

Requiere suministro de energía eléctrica.

No se recomienda en pozos de más de 180º F.

La tasa máxima manejada es de 500 b.p.d.

Su eficiencia disminuye drásticamente en pozos con alta RGL.

El elastómero es afectado por crudos aromáticos.

138

2.4.4 FALLAS TÍPICAS DEL BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS

En la unidad de bombeo tipo tornillo se pueden presentar fallas en el equipo de subsuelo

como en el de superficie, entre las cuales se pueden mencionar

2.4.4.1 EQUIPO DE SUBSUELO:

Las fallas de las bombas en la mayoría de los casos ocurren en el estator y específicamente

en el elastómero.

.

ELASTOMERO: Como se dijo anteriormente es una goma en forma de espiral

adherida a un tubo que junto con ella forman el estator, puede fallar por varios aspectos

entre los cuales se tienen:

Abrasión: Este tipo de falla se debe principalmente al desgaste normal del

elastómero debido a la presencia de partículas sólidas y a altas velocidades de

operación del rotor. Sí se quiere corregir esta falla se debe reducir la velocidad y/o

mantener el diferencial de presión a un mínimo utilizando una bomba de mayor

capacidad o con mayor número de etapas.

Ataque Químico: Estas sustancias químicas dentro del estator hacen que el

elastómero se abombe ó presente ampollas, esto sucede a causa de ciertos

hidrocarburos que afectan la goma y hacen que se incremente el volumen del

elastómero. Esta anomalía puede ser corregida utilizando estatores con gomas

especiales para estos tipos de fluidos.

Delaminación: Se presenta en una forma más avanzada que el ataque químico.

Después que la goma se abomba la presión hecha por el rotor al estator es mucho

mayor, creando un incremento en la abrasión y las temperaturas de operación.

Asumiendo que e! equipo de tierra provee suficiente torque al rotor, este

terminará desprendiendo la goma del estator. Esto puede ser corregido utilizando

gomas específicas.

Arrastre de Alta Presión: Esta falla se presenta debido a las partículas de

arena que se depositan en el elastómero causando deformaciones permanentes de

la goma, esto origina que se produzcan orificios pequeños por donde los fluidos

de alta presión pasan y arrastran LA goma. Para pozos con este problema se puede

minimizar estas fallas colocando un filtro en la entrada de la bomba.

139

Presión excesiva por etapas: Ocurre cuando la presión diferencial por etapa

en la bomba excede los 100 lppc, lo cual da lugar a una presión hidrostática o por

fricción muy alta, esto puede ocurrir por: Descarga de la bomba, tapada total o

parcialmente. Línea de flujo tapada total o parcialmente, Alta producción de

fluidos viscosos. Para prevenir esta falla se debe asegurar que el rotor esté a la

altura correcta dentro del estator, evitando así que el acople entre el rotor y que la

varilla de succión esté tapando la descarga de la bomba durante la producción.

Cuando se producen fluidos con alto contenido de sólidos, se recomienda hacer

limpiezas frecuentes a la bomba para evitar el que esta se tape. Es necesario a la

hora de diseñar, tomar muy en cuenta el diferencial de presión por etapas.

Altas temperaturas de operación: Ocasionara que la vida de servicio de la

bomba sea relativamente corta, debido al incremento en la velocidad de oxidación

que causa una pérdida en la resistencia a las fuerzas tensoras y un incremento en

la dureza de la goma. Esto se debe a que la bomba trabajo sin fluido (gas en

exceso) u operando a altas temperaturas.

Influencia mecánica: Se debe a problemas con rocas u otras sustancias

extrañas que sean bombeadas y causan daño, desgarrando la goma. Para corregir

este problema se recomienda colocar un colador de arena.

ROTOR: Ciertas sustancias químicas presentes en el pozo ó que son añadidas a el reaccionan

con el cromado de plata del rotor y lo afectan.

PASADOR: Esta falla se da a causa del peso de la sarta de cabillas junto con el rotor que hacen

ceder la barra colocada en la parte inferior del estator, esto puede suceder en el momento de

espaciamiento.

2.4.4.2 EQUIPO DE SUPERFICIE:

GRAPA: Cuando no queda bien ajustada en la barra pulida, origina que el rotor se desplace

hasta el fondo del estator quedando el pozo inactivo.

CABEZAL GIRATORIO: En esta parte del equipo pueden presentarse varios problemas

que hacen fallar el cabezal, entre los cuales se tienen: soporte del motor partido, recalentamiento

en el freno, daño en la caja de engranaje, daño en las poleas, etc.

140

2.5 BOMBEO MECÁNICO

2.5.1 CONCEPTO Y OPERACIÓN

El bombeo mecánico es el método de levantamiento artificial mas usado a nivel mundial.

Este método consiste en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, que es abastecida con

energía producida a través de una sarta de varillas. La energía proviene de un motor eléctrico ó de

combustión interna. la cual moviliza a una unidad de superficie mediante un sistema de engranaje

y correas.

El bombeo mecánico tiene su mayor aplicación en el ámbito mundial en la producción de

crudos pesados y/o extra-pesados, aunque también se usa en la producción de crudos medianos y

livianos.

Existen muchas teorías que explican el comportamiento de producción de pozos por

bombeo mecánico. Algunos operadores prefieren producir el pozo con el revestidor abierto a la

atmósfera y otros con el revestidor cerrado; realmente este mecanismo depende del volumen de

producción de gas, asociado al petróleo. Estos mecanismos se aplican en el caso de que la

completacion de los pozos sea sin anclaje de tubería ó con ancla de gas y con empacadura de

producción.

La capacidad de desplazamiento requerida para bombear un pozo depende de (actores tales

como: producción de petróleo, gas y agua, eficiencia de ventilación del gas en el pozo, el factor de

merma y las propiedades de los fluidos.

La producción de gas libre puede afectar los requerimientos de capacidad de bombeo, ya

que su manejo por la bomba de subsuelo redunda en una perdida de eficiencia de bombeo y por

ende una reducción de la producción. De allí, que para el diseño de una instalación de bombeo

mecánico, deban considerarse factores tales como: presión de burbuja, factores volumétricos de la

formación y la relación gas-petróleo en solución.

2.5.2 EQUIPO

El Sistema de Bombeo Mecánico está conformado por un equipo de superficie y uno de

subsuelo (ver figura 2.39), los cuales se encuentran conformados de la siguiente forma:

Equipo de superficie:

• Unidad de Bombeo

• Motor de la Unidad

• Cabezal del pozo

141

FIGURA 2.39 INSTALACION TIPICA DE BOMBEO MECANICO

143

FIGURA 2.41 MOTOR Y CAJA DE ENGRANAJE

144

FIGURA 2.42 LA MANIVELA

145

FIGURA 2.43 BARRA PULIDA Y PRENSA ESTOPA

Equipo de Subsuelo:

• Tubería de Producción

• Varillas ó Cabillas

• Bomba

• Ancla de Gas

146

2.5.2.1 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE SUPERFICIE

UNIDAD DE BOMBEO:

Su función principal es proporcionar el movimiento reciprocante apropiado; con el

propósito de accionar la sarta de varillas y éstas a su vez a las bombas de subsuelo. Mediante la

acción de correas y engranajes se logran reducir las velocidades de rotación. El movimiento

rotatorio resultante se transforma en un movimiento reciprocante a través de la manivela, la biela

y el propio balancín. Las unidades de superficie pueden ser de balancín ó hidráulicas. En esta

sección solo se describirá la unidad de balancín convencional.

.

Otras características de la unidad de balancín son:

- La variación de velocidad con respecto a las revoluciones por minuto de la maquina motriz.

- La variación de la longitud de la carrera.

- La variación del contrapeso que actúa frente a las cargas de las varillas y fluido del pozo.

En la unidad de balancín se encuentra un embrague para iniciar ó detener el movimiento,

también se posee un freno que permite detener la unidad en cualquier posición deseada, en la

figura 2.40 se presenta una unidad convencional describiendo todas sus partes.

El diseño de la unidad de balancín presenta tres aspectos esenciales:

- Sistema Reductor de Velocidad.

- Sistema de Articulación.

- Sistema de Contrapeso.

147

MOTOR:

Suministra la energía necesaria a la unidad de bombeo para levantar los fluidos del pozo.

Pueden ser de combustión interna o eléctricos, siendo estos últimos los mas usados, los motores

eléctricos pueden ser de velocidad constante (ver figura 2.41) o de velocidad variable. El cambio de

la velocidad del balancín se logra modificando la polea del motor.

CAJA DE ENGRANAJE:

Es un sistema de engranajes cuyo objetivo es reducir la velocidad de rotación entre el motor

primario y el sistema biela-manivela. Pueden ser de sistema de reducción simple, doble o triple, en

la figura 2.41 se muestra una caja de engranaje de doble reducción. La caja de engrane representa

una de las parles mas costosa de la unidad de bombeo.

148

MANIVELA:

Transmiten el movimiento de la caja de engranaje o transmisión a las bielas del balancín,

que están unidas a ellas por intermedio de pines (ver figura 2.42). Están sujetas al eje de baja

velocidad de la caja de engranaje y cada una de ellas lleva un número igual de huecos en los cuales

se colocan los pines de sujeción de las bielas. Cada uno de los huecos representa una determinada

carrera del balancín, el cambio de pines de un hueco a otro es lo que comúnmente se llama cambio

de tiro.

PESAS O CONTRAPESOS:

Generalmente se encuentran ubicados en la manivela y en algunas unidades sobre la viga

principal, en el extremo opuesto al cabezote, se utilizan para balancear las fuerzas desiguales que se

originan sobre el motor durante las carreras ascendentes y descendentes del balancín. En las

unidades balanceadas por aire, el balance se realiza con aire comprimido en un cilindro.

PRENSA-ESTOPA:

Se utiliza para sellar el espacio existente entre la barra pulida y la tubería de producción,

evitando que el petróleo producido se derrame. Consiste en una cámara cilíndrica que contienen los

elementos de empaque que se ajustan a la barra pulida para efectuar el sello, (ver figura 2.42)

BARRA PULIDA

Es la encargada de soportar el peso de la sarta de cabillas, de la bomba y del fluido dentro

de la tubería fabricada de material resistente. Vienen generalmente de 11/4 y 11/2 y longitudes de

16 y 22 pies, (ver figura 2.43).

150

2.5.2.2. DESCRIPCION DEL EQUIPO DE SUBSUELO

SARTA DE VARILLAS Utilizadas para transmitir el movimiento de vaivén del balancín hasta la bomba del

subsuelo. Existen varillas de acero, de fibra de vidrio y las continuas, cada una de ellas

diseñadas para diferentes parámetros y longitudes.

BOMBA DE SUBSUELO La bomba de subsuelo es el primer elemento que se debe considerar al diseñar una

instalación de bombeo mecánico para un pozo, ya que del tipo, tamaño y la ubicación de la

bomba, depende el resto de los componentes.

Los principales componentes de la bomba de subsuelo son:

-El cilindro o barril

-El embolo o pistón

-La válvula viajera

-La válvula fija

Las bombas de subsuelo se clasifican en tres grupos: tipo tubería, insertables o de

cabillas y bombas de revestidor.

Las bombas de tubería deben su nombre a que se instalan en ella y la bomba forma

parte integral de la misma.

Su mayor aplicación esta en los pozos de alta productividad, con profundidades

menores a 4500 pies y donde las condiciones de producción no son severas, es decir, baja

producción de gas y pocos fluidos abrasivos y corrosivos. Las bombas de varillas o

insertables se instalan en los pozos, mediante el uso de la sarta de varillas y sin necesidad

de extraer la tubería. Ellas se aplican en pozos de moderada y baja productividad y a

profundidades de hasta 7000 pies aproximadamente.

Las bombas con revestidor presentan como característica primordial que permiten

utilizar el revestidor como tubería, se pueden usar diámetros mayores, para mayores

volúmenes de producción.

En la figura 2.44 se muestran los distintos esquemas de bombas de varillas, y de

tuberías así como las partes que la conforman. En la figura 2.45 se ilustra el ciclo de

bombeo, en el que se muestra la posición de la válvula fija y la válvula viajera durante la

carrera ascendente y descendente de la unidad.

151

ANCLA DE GAS

Consiste en un tubo rasurado o perforado, colocado en la zapata de anclaje y se

utiliza para mejorar la separación de gas antes de la entrada del fluido a la bomba, lo cual

origina una mayor eficiencia volumétrica de la bomba. Existen varios tipos de anclas como

son: Natural, Niple Perforado, Copa, Multicopa, etc., en la figura 2.46 se presenta un ancla

tipo Copa donde se puede observar el recorrido del fluido.

2.5.3. VENTAJAS Y LIMITACIONES DEL BOMBEO MECANICO

VENTAJAS

El diseño es poco complejo

Las unidades pueden ser instaladas fácilmente en otros pozos a un costo

mínimo

El sistema es eficiente, simple y fácil de operar para el personal de campo

Se puede aplicar a completaciones sencillas y múltiples

Puede bombear a un pozo a una presión muy baja, dependiendo de la

profundidad y tasa.

153

FIGURA 2.45 CICLO DE BOMBEO

MOVIMIENTO DEL EMBOLO ACCION DE LA VALVULA

DE A a B Ambas válvulas

DE B a C La válvula fija sobre A y cierra a B

DE C a D Ambas válvulas cerradas

DE D a E Válvula viajera abre Ac y cierra a A.

155

El sistema es usualmente venteado con ancla de gas y permite sondeos de

nivel de fluidos.

Es flexible puede equiparar la tasa de desplazamiento con la capacidad del

pozo cuando el pozo comienza a declinar,

Puede realizar levantamiento de crudos a altas temperaturas así como de

fluido viscoso.

Puede usar gas o electricidad como fuente de energía

Disponible en diámetros diferentes

LIMITACIONES

Los pozos desviados presentan problemas de fricción

La producción con alto contenido de sólidos presenta dificultad

Esta limitado por la profundidad

El equipo es pesado y voluminosos en operaciones costa afuera

Requiere altos costos de mantenimiento

158

BIBLIOGRAFIA

Referencias

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2. Knowles, R.S.: The First Pictorial History of the American Oil and Gas Industry 1859-1983, Ohio U. Press, Athens, Ohio (1983) 7.

3. Day, J. and Byrd, J.: “Beam Pumping: Design and Analysis,” The Technology of Artificial Lift Methods, Vol. 2a, Petroleum Publishing Co., Tulsa (1980) 9.

4. Fundamentals of Petroleum, third edition, Petroleum Extension Service, U. of Texas, Austin (1986) 179.

5. Lufkin Industries Inc., http://www.lufkin.com/corp/history/pump.htm

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10. “Artificial Lift,” Weatherford “W,” Weatherford Intl. Inc. (winter 1999) 23.

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http://www.weatherford.com/weatherford/groups/public/documents/production/rrl_overview.hcsp

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