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• ERICK DANIEL BRAVO CESPEDES

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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ¨UDABOL¨ FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGIA INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO

PERFIL DE PROYECTO DE GRADO OPTIMIZACION DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO DE GAS LIFT MEDIANTE COILED TUBING PARA INCREMENTAR LA PRODUCTIVIDAD DEL POZO ¨LPS-X4¨

POSTULANTE: EVA BRENDA ESPADA DURAN SANTA CRUZ-BOLIVIA 2020

INDICE CAPITULO I.........................................................................................................................................1 I.

INTRODUCCION..........................................................................................................................1

II.

ANTECEDENTES..........................................................................................................................2

III.

DELIMITACION........................................................................................................................2 LIMITE GEOGRAFICO......................................................................................................................2 LIMITE TEMPORAL..........................................................................................................................3 LIMITE SUSTANTIVO.......................................................................................................................3

IV.

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA..........................................................................................3

V.

FORMULACION DEL PROLEMA...................................................................................................3

VI.

SISTEMTIZACION DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCION.........................................4

CAUSAS...........................................................................................................................................5 PROBLEMA.....................................................................................................................................5 EFECTOS.........................................................................................................................................5 ACCIONES.......................................................................................................................................5 SOLUCION......................................................................................................................................6 FINES..............................................................................................................................................6 VII.

OBJETIVOS..............................................................................................................................6

OBJETIVOS GENERALES..................................................................................................................6 OBJETIVOS ESPECIFICOS.................................................................................................................7 VIII.

JUSTIFICACION........................................................................................................................7

CIENTIFICA......................................................................................................................................7 ECONOMICA...................................................................................................................................8 SOCIAL............................................................................................................................................8 AMBIENTAL....................................................................................................................................8 PERSONAL......................................................................................................................................8 IX.

METODOLOGIA.......................................................................................................................8

TIPO DE ESTUDIO...........................................................................................................................8 METODO DE INVESTIGACION.........................................................................................................9 FUENTES DE INFORMACION...........................................................................................................9 FUENTE DE INFORMACION PRIMARIAS......................................................................................9 FUENTE DE INFORMACION SECUNDARIAS.................................................................................9

X.

ALCANCE TENTATIVO DEL PROYECTO......................................................................................10

CAPITULO II: MARCO TEORICO.........................................................................................................11 2.1. Marco teórico conceptual....................................................................................................11 2.1.1 Definición de yacimiento................................................................................................11 2.1.2 Clasificación de los yacimientos.....................................................................................11 2.2 Mecanismo de empuje..........................................................................................................12 2.2.1 Por gas en solución.........................................................................................................12 2.2.2. Por empuje hidrostático o de agua.................................................................................13 2.2.3 Por empuje combinado:..................................................................................................14 2.3 Factores del reservorio que afectan al flujo de los hidrocarburos.........................................14 2.3.1 Porosidad.......................................................................................................................14 2.3.2 Permeabilidad................................................................................................................15 2.3.3 Saturación de agua.........................................................................................................15 2.3.4 Presión capilar................................................................................................................15 2.3.5 Interfaces en el reservorio..............................................................................................15 2.4 Propiedad de los fluidos........................................................................................................16 2.4.1 Propiedades físicas del petróleo.....................................................................................16 2.4.2 Propiedades físicas del Gas............................................................................................17 2.5 Índice de Productividad.........................................................................................................18 2.5.1 La ley de Darcy................................................................................................................19 2.5.2 Método de Vogel............................................................................................................20 2.5.3 Método de Fetckovick....................................................................................................21 2.6 Curva del IPR..........................................................................................................................21 2.6.1 Factores que afectan la curva IPR...................................................................................22 2.7 Análisis Nodal........................................................................................................................22 2.7.1 Sistema de producción y sus componentes....................................................................23 2.7.2 Recorrido de los fluidos en el sistema............................................................................24 2.8 Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo..............................................25 2.9 Flujos multifásico en tuberías................................................................................................26 2.9.1 Flujos de fluidos en el pozo y en la línea de flujo............................................................26 2.9.2 Patrones para flujos verticales.......................................................................................27 2.10 Variables que afectan la producción de flujo multifásico en tubería vertical......................29 2.11 Descripción de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías.......................................32

2.12 Optimización del sistema de producción.............................................................................32 2.13 Sistemas de levantamiento artificial....................................................................................33 2.14 Tipos de levantamiento artificial.........................................................................................33 2.14.1 Levantamiento por bombeo mecánico........................................................................33 2.14.2 Levantamiento por bombeo hidráulico........................................................................34 2.14.3 Levantamiento por bombeo Electrosumergible...........................................................35 2.14.4 Levantamiento artificial por inyección de gas lift.........................................................36 2.14.4.1 Ventajas y limitaciones del Levantamiento artificial por Gas Lift..............................36 2.15 Sistema de levantamiento artificial por Gas Lift..................................................................37 2.15.1 Aplicaciones del Levantamiento artificial por Gas lift...................................................37 2.15.2 Tipos de levantamiento artificial por inyección de Gas lift...........................................37 2.15.2.1 Levantamiento artificial por inyección de gas lift continúo.......................................38 2.15.2.2 Levantamiento artificial por inyección de gas lift intermitente.................................39 2.15.3 Tasa de inyección de gas adecuada..............................................................................40 2.16 Unidad de Coiled tubing (tubería flexible)...........................................................................40 2.16.1 Componente de equipo de tubería flexible..................................................................41 2.16.2 Dimensiones y características de la tubería flexible.....................................................42 2.16.3 Ventajas y desventajas de la unidad de Coiled tubing..................................................43 2.17 Sistema de Gas Lift Mediante Coiled Tubing.......................................................................43 2.17.1 Equipamiento de sistema de gas lift mediante Coiled tubing.......................................44 2.17.2 Operación.....................................................................................................................48 2.17.3 Ventajas y limitaciones del sistema de Gas lift mediante Coiled tubing.......................49

CAPITULO I I.

INTRODUCCION

La producción de un campo petrolero puede mejorase por medio de diferentes métodos, que incluyen, las terminaciones óptimas del pozo y sistemas de extracción más eficientes, como ser las siguientes técnicas de levantamiento artificial: Levantamiento artificial por Bombeo Mecánico. Levantamiento artificial por Bombeo Electro sumergible. Levantamiento artificial por Bombeo Hidráulico. Levantamiento artificial por Gas lift. Esta investigación se desarrollará en el estudio de un sistema de Gas lift mediante Coiled Tubing en el Pozo LPS-X4. El levantamiento artificial por gas lift es uno de los métodos más utilizados en pozos petroleros de todo el mundo. Es el más eficiente para levantar crudos medianos

y

livianos

los

cuales

pueden

provenir

de

profundidades

considerables. El levantamiento artificial por gas lift consiste en inyectar gas a alta presión dentro del pozo en el espacio entre la tubería de producción y la cañería de revestimiento para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. El Coiled Tubing usualmente se define como una cadena continua de tubería de diámetro pequeño, que conecta una serie de equipos en superficie y asocia trabajos de perforación, reparación, completacion y reacondicionamiento de pozo. Esta tubería generalmente es construida de una aleación especial de carbón – acero, lo que permite se le maneje como a las tuberías PVC (Cloruro de Polivinilo) algunos casos, entre otras. En Bolivia la mayor parte de los pozos petroleros producen por levantamiento artificial de gas lift.

1

Una alternativa factible es adaptar los sistemas de gas lift convencionales con instalaciones de Coiled tubing, que consiste en utilizar una tubería de menor diámetro como línea de inyección y la línea de producción utilizarlo como anular. II.

ANTECEDENTES

En febrero de 2008 se realizó un diseño de Coiled tubing gas lift para pozos de crudos pesados con hueco en el revestidor de producción en el pozo PM02 campo Pilón, ubicado en la faja de Orinoco en el de país Venezuela. Logrando aislar la zona colapsada se puso el pozo en producción con la nueva completacion con un Coiled tubing de inyección de gas lift de 1.9” y la línea de producción con una tubería 4 ½”. La producción del pozo PM-02 era: petróleo 350 BPD y consumo de gas 6198.5 PCD después de la implementación del sistema Coiled tubing gas lift la producción incremento en: petróleo 754 BPD y consumo de gas 1487,86 PCD el ahorro de gas de levantamiento fue de 4233,39 PCD En Bolivia se realizó un diseño de Coiled tubing gas lift con un proyecto piloto en el pozo SRB-C3, campo Surubí ubicado en el bloque Mamoré. La completacion +utilizada en este pozo fue de un Coiled tubing de inyección de gas lift 1 ¼¨ dentro de la tubería de producción de 2 7/8¨ utilizado para producir por el espacio anular tubería-Coiled tubing. III.

DELIMITACION

LIMITE GEOGRAFICO El pozo LPS-X4 se encuentra en:  Campo

: Los Penocos

 Bloque

: Subandino norte

 Provincia

: Sara

 Departamento : Santa Cruz  País

: Bolivia

LIMITE TEMPORAL El proyecto se desarrollará en la gestión I/2020 LIMITE SUSTANTIVO El trabajo estará sustentado en los conocimientos adquiridos en la universidad, en el área de producción de hidrocarburos e investigación sobre el método de levantamiento artificial mediante Coiled tubing Gas Lift. IV.

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El pozo LPS-X4 presenta una declinación de la producción en la formación productora Petaca, debido a la pérdida de presión natural en el fondo fluyente y daño a la formación.

V.

FORMULACION DEL PROLEMA

¿Será técnicamente factible la implementación de un sistema de gas lift utilizando Coiled Tubing en el campo La Penocos, pozo LPS-X4?

VI.

SISTEMTIZACION DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCION

E-3 F-1 F-3 E-2 F-2 E-1 Bajo caudal de producción del pozo Elevados ingresosMayor tiempo de vida Mayor volumen de hidrocarburos del pozo Bajos ingresos económicos Menor tiempo de vida del económicos pozo

SOLUCION PROBLEMA DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN EN LA FORMACION PETACA DEL POZO LPS-X4 OPTIMIZAR LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS LIQUIDO APLICANDO EL SISTEMA DE ELEVACIÓN ARTIFICIAL PO TUBING EN EL POZO LPS-X4

C-1 C-2 A-3 A-1 A-2 A-4 Declinación natural de la presión del pozo Daño a la formación Seleccionar el sistema levantamiento artificialCoiled más utilizado incrementar Determinar los Diseñar hidrocarburos remantes delde pozo LPS-X4 el arreglo de producción con Gas lift mediante tubing. Realizar unapara evaluación econó

4

CAUSAS C- 1 Declinación natural de la presión del pozo: Es el descenso de la capacidad de producción de un yacimiento. C-2: Daño a la formación: es la pérdida de productividad o inyectabilidad, parcial o total y natural o inducida de un pozo, resultado de un contacto de la roca con fluidos o materiales extraños, o de un obturamiento de los canales permeables asociado con el proceso natural de producción. PROBLEMA Declinación de la producción por pérdida de presión en la formación petaca del pozo lps-x4.

EFECTOS E-1: Bajos ingresos económicos: la perdida de energía natural de un pozo genera una declinación en la producción y por ende pérdida económica en la empresa productora E-2: Menor tiempo de vida del pozo: Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir. E-3: Bajo caudal de producción del pozo: por la pérdida de presión natural en la formación del reservorio. ACCIONES A-1: Determinar los hidrocarburos remantes del pozo LPS-X4: Evaluar el potencial de producción del pozo y así diagnosticar la capacidad de producción. A-2: Diseñar el arreglo de producción con Gas lift mediante Coiled tubing: Para determinar los parámetros de diseño del sistema como: el área óptima de flujo, el caudal de inyección de gas, el punto de inyección y el RGL total necesario

5

A-3: Seleccionar el sistema de levantamiento artificial más utilizado para incrementar la productividad: esto para determinar el sistema de inyección de gas más conveniente para el incremento de la producción. A-4: Realizar una evaluación económica: busca identificar los impactos positivos y negativos para determinar la rentabilidad del proyecto.

SOLUCION Optimizar la producción de hidrocarburos liquido aplicando el sistema de elevación artificial por gas lift mediante coiled tubing en el pozo lps-x4.

FINES F-1: Elevados ingresos económicos: los ingresos aumentan debido al incremento en la producción del campo. F-2: Mayor tiempo de vida del pozo: la inyección de gas lift mediante coiled tubing aplicada en el pozo permitirá el incremento de la producción y aumentar el mayor tiempo de vida del pozo. F-3: Mayor volumen de hidrocarburos: el método artificial utilizado para continuar extrayendo el petróleo incrementara los volúmenes de producción. VII.

OBJETIVOS

OBJETIVOS GENERALES

 Optimizar la producción de hidrocarburos cambiando el sistema de levantamiento artificial de gas lift convencional por Gas Lift mediante Coiled tubing en el pozo LPSX-4.

OBJETIVOS ESPECIFICOS  Determinar los hidrocarburos remantes del pozo LPS-X4, para determinar la capacidad de producción.  Seleccionar el sistema de levantamiento artificial más utilizado para incrementar la productividad.  Diseñar el arreglo de producción con Gas lift mediante Coiled tubing para el pozo LPS-X4

 Realizar una evaluación económica para determinar la rentabilidad del proyecto.

VIII.

JUSTIFICACION

CIENTIFICA Este proyecto nos ayudara a realizar un seguimiento a este método a manera de tener mayores conocimientos científicos y tecnológicos, para cumplir los objetivos propuesto de la investigación, se recurrirá a los métodos de diseño de Gas Lift aplicando Coiled Tubing, evaluación y optimización del sistema de producción de modo que tenga mejores resultados en la producción. Este trabajo se justifica debido al seguimiento de esta técnica que ha sido probada en nuestro país en el pozo SRB-3, además se han obtenidos buenos resultados en su aplicación, obteniendo altos caudales de producción y una estabilización de la presión de fondo.

ECONOMICA Esté proyecto traerá beneficios económicos debido al incremento de la producción y aumentando los ingresos de la empresa operadora del pozo.

SOCIAL El desarrollo del presente proyecto es dar una posible solución al problema de pozo petroleros con bajo caudales e inestabilidad en su producción. Además, al aumentar la tasa de producción se percibirán mayores ganancias, permitiendo aportar con más recurso para el IDH y así contribuirá al desarrollo de las poblaciones beneficiadas y por lo tanto mayores ingresos para el país. Capacitación y dar a conocer un nuevo método para la extracción de hidrocarburos en el país. AMBIENTAL El proyecto cumplirá con las normativas ambientales, como la ley 1333 para proteger y no ocasionar daños al medio ambiente, así proteger las áreas ambientales para las futuras generaciones. PERSONAL A través del desarrollo de este proyecto se pondrá en práctica todos los conocimientos adquiridos en mi formación, con la finalidad de conseguir el título de Lic. En Ingeniería Gas y Petróleo. IX.

METODOLOGIA

TIPO DE ESTUDIO Es descriptivo por que se aplica los conceptos y conocimientos que ya se tienen acerca de las características del pozo y también se tienen conocimientos de las

características de las herramientas a aplicar. Es de tipo transaccionales transversal porque los datos que se recolectan son en un solo tiempo.

METODO DE INVESTIGACION El tipo de estudio no experimental porque no se manipula ninguna variable de las investigaciones que se realiza es algo concreto que es aumentar la producción de hidrocarburos. Deductivo- Se investigará todo lo referente del gas lift para llegar a aplicarlo en uno solo que es gas lift mediante Coiled tubing. Descriptivo/Analítico. - Debido a que tiene un aporte del conocimiento de la fuente de estudio en la rama de ingeniería en Gas y Petróleo.

FUENTES DE INFORMACION FUENTE DE INFORMACION PRIMARIAS    

Informes de YPFB-Andina S.A. Consultas Observaciones Entrevistas a personal con experiencia en el tema

FUENTE DE INFORMACION SECUNDARIAS  Bibliografía y técnica especializada.  Páginas de internet que brinden alguna ayuda con el tema.  Artículos y revistas que tengan alguna relación con el tema.  Documentos y/o manuales

X.

ALCANCE TENTATIVO DEL PROYECTO

 CAPITULO I CAPITULO PRELIMINAR  CAPITULO II MARCO TEORICO (OPTIMIZACION DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO DE GAS LIFT MEDIANTE COILED TUBING PARA INCREMENTAR LA PRODUCTIVIDAD DEL POZO ¨LPS-X4¨)  CAPITULO III INGENIERIA DEL PROYECTO  CAPITULO IV ANALISIS DE COSTOS  CONCLUCIONES Y RECOMENDACIONES  BIBLIOGRAFIA  ANEXOS  GLOSARIO DE TERMINOS TECNICOS

CAPITULO II: MARCO TEORICO

2.1. MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL

2.1.1 DEFINICIÓN DE YACIMIENTO Un yacimiento o reservorio petrolífero, es una acumulación natural de hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocas porosas o fracturadas, permeables y están retenidas por rocas de baja permeabilidad que forman un sello. 2.1.2 CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS 

Yacimiento de gas seco:

La temperatura de yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica. Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa en el yacimiento y en superficie, es decir que al disminuir la presión no se condensa es gas. 

Yacimiento de gas húmedo:

La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica. los hidrocarburos en fase gaseosa en el yacimiento, pero una vez en superficie se cae en la región bifásica. El hidrocarburo producido es incoloro y de ºAPI mayor a 60º. En comparación con los gases secos, hay una mayor acumulación de componentes intermedios. La relación gas petróleo se encuentra entre 60 y 100 (MPC/BN). 

Yacimiento de gas condensado:

Se puede definir como un gas con líquido disuelto. La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica. Los hidrocarburos se encuentran en fase gaseosa o en el punto de roció a condiciones iniciales de yacimiento. Al disminuir la presión a temperatura constante entramos en la zona de condensación retrograda. La reducción de presión y temperatura en el sistema de producción hace que se

entre en la región

bifásica y origina en superficie un condensado de incoloro a amarillo y una gravedad ºAPI entre 40 y 60 y una relación gas petróleo de 5000 a100000 (PCN/ BN) 

Yacimiento de petróleo de alta volatilidad:

La temperatura del yacimiento es ligeramente menor que la temperatura critica. A condiciones iniciales, los hidrocarburos se encuentran en estado líquido cerca del punto crítico. El equilibrio de fase tiene poca estabilidad. Se presenta un alto encogimiento del crudo cuando la presión de yacimiento cae por debajo de la presión de burbuja. El líquido que se produce en este tipo de yacimientos es de color amarillo oscuro a negro, con ºAPI mayor a los 40º, la relación gas petróleo se ubica entre 2000 y 5000 (PCN/BN) 

Yacimiento de petróleo negro:

La temperatura del yacimiento es mucho menor que la temperatura critica. El porcentaje de c7 es mayor al 40%. El líquido que produce este tipo de yacimientos es de color negro o verde oscuro, su ºAPI es menor a 40º, la relación gas-petróleo es menor de 2000 (PCN/ BN) y el factor volumétrico de formación del petróleo es menor a 1.5 (BY/BN). 2.2 MECANISMO DE EMPUJE 2.2.1 POR GAS EN SOLUCIÓN También llamado empuje por gas interno, empuje por gas disuelto. Este es el principal mecanismo de empuje para un tercio de todos los reservorios de petróleo del mundo. En este tipo de mecanismo de empuje no existe capa de gas o empuje por agua.

Tabla 2.1 mecanismo de empuje por gas en solución CARACTERISTICAS

TENDENCIA

Presión del reservorio

Declina rápida y continuamente

GOR de superficie

Primero es bajo, luego se eleva hasta el máximo y después cae.

Producción de agua

Ninguna

Comportamiento del pozo

Requiere bombeo desde etapa inicial

Recuperación esperada

5 al 30 % del OOIP

Fuente: http://www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.html 2.2.2. POR EMPUJE HIDROSTÁTICO O DE AGUA: En este tipo de reservorio no existe capas de gas, por lo tanto, la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea una diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo, provocando que el acuífero invada al reservorio de petróleo originando intrusión o influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presión, sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida. Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo, los reservorios por empuje de agua se denominan: reservorio por empuje de fondo y reservorio por empuje lateral. Tabla 2.2 mecanismo de empuje hidrostático CARACTERISTICAS

TENDENCIA

Presión del reservorio

Permanece alta

GOR de superficie

Permanece baja

Producción de agua Comportamiento del pozo Recuperación esperada

Inicia muy temprano e incrementa a cantidades apreciables Fluye hasta que la producción de agua es excesiva 10 al 70 % del OOIP

Por empuje de capa de gas: en este tipo de mecanismo se considera que la presión inicial del reservorio es exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Con la capa de gas, el petróleo está manteniendo la máxima cantidad de gas en solución. A medida que la presión del reservorio se reduce (por efecto de la producción), la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible del petróleo. 2.2.3 POR EMPUJE COMBINADO: En muchos casos un reservorio de petróleo pude estar saturado con gas y en contacto con un acuífero. En este caso, los tres mecanismos pueden contribuir al empuje del reservorio. Como el petróleo es producido, ambos, la capa de gas y el acuífero se expandirán y el conecto GAS-Petróleo caerá, así como el contacto Agua – Petróleo subirá, lo cual puede causar problemas en la producción. 2.3 FACTORES DEL RESERVORIO QUE AFECTAN AL FLUJO DE LOS HIDROCARBUROS 2.3.1 POROSIDAD La porosidad es una medida de los espacios intersticiales contenidos en la roca, la cual representa la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca. Su fórmula es la siguiente: ∅=

𝑣𝑝 𝑣𝑡

Ecuación 2.1

Donde: Ø = Porosidad Vp= Volumen de poros Vt= Volumen total de la roca

2.3.2 PERMEABILIDAD La permeabilidad es una propiedad que está directamente ligada al tema de la producción, ya que se puede definir como la capacidad que tiene la roca para permitir que un fluido lo atraviese a través de sus poros interconectados con facilidad sin alterar su estructura interna del yacimiento, mediante un gradiente de presión. La permeabilidad intrínseca de cualquier material poroso se determina mediante la fórmula de Darcy: 𝑘 = 𝐶 ∗ 𝑑2

Ecuación 2.2

Donde: K = Permeabilidad intrínseca [L²]. C = Constante a dimensional relacionada con la configuración del fluido. D = Diámetro promedio de los poros del material [L]. 2.3.3 SATURACIÓN DE AGUA La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que, debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento. 2.3.4 PRESIÓN CAPILAR La roca reservorio contiene fases inmiscibles (petróleo, agua y gas) y las fuerzas que mantienen a estos fluidos en equilibrio (entre sí y con la roca) son expresiones de fuerzas capilares. La presión capilar es la diferencia de presión que existe a lo largo de la interface que separa dos fluidos inmiscibles 2.3.5 INTERFACES EN EL RESERVORIO

Se pueden considerar las siguientes interfaces: Contacto Gas-Petróleo (GOC), que se define como la superficie que separa la capa de gas de la zona de petróleo. Debajo de GOC, el gas puede estar presente solo disuelto dentro del petróleo. Contacto Petróleo-Agua (WOC), que se define como la superficie que separa la zona de petróleo de la zona de agua. 2.4 PROPIEDAD DE LOS FLUIDOS 2.4.1 PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO a) Viscosidad del Petróleo La viscosidad es una medida de la resistencia interna al flujo, que es el resultado de los efectos combinados de la cohesión y la adherencia todos los fluidos presentan viscosidad tanto líquidos como gases (en los gases suele ser despreciable). La unidad en sistema CGS para la viscosidad dinámica es el poise (p). El efecto de la temperatura sobre la viscosidad del petróleo; al aumentar la temperatura disminuye la viscosidad debido al incremento de la velocidad de sus moléculas. El efecto de la presión sobre la viscosidad del petróleo; el incremento de la presión se efectúa por medios mecánicos, sin adición de gas, resultando un aumento de la viscosidad debido a que se reduce la distancia entre la molécula y en consecuencia se aumenta la resistencia de las moléculas a desplazarse. b) Factor volumétrico del Petróleo Se define como un factor que representa el volumen de petróleo saturado con gas, a la presión y temperatura del yacimiento, por unidad volumétrica de petróleo a condiciones normales. También se le denomina factor monográfico, ya que, en el yacimiento, lo que en la superficie sería petróleo y gas, se encuentra en una sola fase líquida. C) Compresibilidad del Petróleo Se define como el cambio en volumen por unida volumétrica por cambio unitario de presión. Cuando se aplica presión al sistema de fluidos del reservorio por

encima

del punto de saturación que contiene gas en solución se produce una disminución no lineal en el volumen que depende de la temperatura y composición del fluido. d) Razón de solubilidad del gas en el petróleo La razón de solubilidad en el petróleo es una función de la presión y temperatura del reservorio, así como de la composición del gas y del petróleo. Para un petróleo y gas de condiciones conocidas, a temperatura constante, la razón de solubilidad se define como “la razón de volumen de gas disuelto a la presión y temperatura del reservorio y medido a las condiciones estándar, al volumen de petróleo residual medido también a las condiciones estándar” esto es: 𝑅𝑠

=

(𝑣9𝑑)∗𝑃𝑟∗𝑇𝑟(𝑐𝑜𝑛𝑑.𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒) 𝑣𝑝(𝑐𝑜𝑛𝑑.𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒)

Ecuación 2.3

Donde: Rs = Razón e solubilidad del gas en el petróleo Vgd = Volumen de gas disuelto Vp = volumen de poros 2.4.2 PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS a) Viscosidad del Gas Para los gases ideales, al incrementar la temperatura la viscosidad se incrementa. Debido al incremento de la energía cinética del gas. Los gases reales a altas presiones tienden a comportarse como líquido. La variación de viscosidad con la presión y temperatura en esta región es la misma que para los líquidos. b) Factor volumétrico del Gas Es una razón que permite comparar el volumen unitario por el gas en la superficie con el volumen que ocuparía a condiciones del reservorio.

La expresión que proporciona los valores de factor volumétrico se obtiene aplicando la ecuación de los gases reales a las condiciones de reservorio y las condiciones de superficie en la forma siguiente:

𝐵𝑔 = 𝑝𝑐𝑠 ∗𝑍∗

𝑇𝑠 𝑃𝑐𝑠 ∗ 𝑃𝑟

Ecuación 2.4

Donde: BG = Factor volumétrico del gas Pcs = Presión de superficie Z = Factor de compresibilidad del gas Tr = Temperatura del reservorio Tcs = Temperatura de superficie Pr = Presión de reservorio c) Factor de compresibilidad del Gas Se define al factor volumétrico del gas como la razón de volumen real ocupado por un gas a determinada presión y temperatura, al volumen que ocuparía si fuese un gas ideal. El factor de compresibilidad del gas está representado por la letra Z. 2.5 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD El Índice de productividad (IP), se define como el volumen de un fluido producido, por unidad de caída de presión entre el yacimiento y el pozo. Este concepto fue desarrollado como un indicador de capacidad de producción de los pozos a nivel de yacimiento. El índice de productividad es una medida del potencial del pozo o de su capacidad de producir, y es una propiedad de los pozos comúnmente medida. Después de un período de cierre del pozo suficientemente largo para obtener equilibrio en la presión del yacimiento, empleando un medidor de presión de fondo

se determina la presión estática (pe), y luego que el pozo haya producido a una tasa estabilizada por un tiempo determinado se mide la presión fluyente en el fondo, (pwf) empleando el mismo medidor. La diferencia (pe - Pwf) se denomina presión diferencial o caída de presión. Su fórmula es la siguiente: 𝑄𝑠𝑐

𝐼𝑃 = 𝑝𝑒−𝑝𝑤𝑓

Ecuación 2.5

Donde: IP

= Índice de

productividad Qsc = Caudal de producción Pe = Presión en estática Pwf = Presión dinámica de fondo fluyente 2.5.1 LA LEY DE DARCY La ley de Darcy representa una relación entre caudal de flujo y la caída de presión por medio de la comunicación de los poros. Que permite estimar la tasa de producción de petróleo que será capaz de aportar un área de drenaje de forma circular hacia el pozo productor bajo condiciones de flujo continuo. Para flujos radiales de una sola fase, ya sea petróleo o líquido en general. Está dada por la siguiente ecuación: Figura 2.1: Ecuación ley de Darcy

Fuente: http://es.scribd.com/doc/33609120/Manual-ANALISIS-NODAL

Ecuación 2.6

Donde: qo= Caudal de petróleo que ingresa al pozo, (STD Barril/dia). Bo = Factor Volumétrico del petróleo, (bbl/std bbl). μo = Viscosidad del petróleo, cp. ko = Permeabilidad de la formación, md. h = Espesor neto de la formación, ft. Pr = Presión promedio de reservorio, psia. Pwf = Presión dinámica de fondo, psia. re = Radio de drenaje, ft. St = Skin Total. Dqo = pseudo skin debido a la turbulencia. 2.5.2 MÉTODO DE VOGEL En el caso del flujo bifásico, donde reservorio la presión promedio del mismo (pr) está por debajo de la presión del punto de burbuja, es recomendado el IPR de Vogel. La ecuación es:

𝑞0 𝑞𝑚𝑎𝑥

= 1 − 0,2𝑥 (

𝑝𝑤𝑓 𝑝𝑟

𝑝𝑤𝑓

) − 0,8𝑥 (

𝑝𝑟

)↑2

Ecuación 2.7

2.5.3 MÉTODO DE FETCKOVICK Ha desarrollado un método que de varias formas combina la aproximación de Vogel con la consideración Log. El método tiene como punto de partida la ecuación de Evinger y Muskat para un flujo bifásico, con un único radio (rw) que esta drenando un yacimiento horizontal homogéneo de radio (re) esta ecuación es: 𝑞0 =

0.007082𝑥𝑘𝑥ℎ ln −(

)

𝑟𝑒

∫

𝑝𝑒

Ecuación 2.8

(𝑝) 𝑑𝑝

𝑝𝑤𝑓

𝑟𝑤

Fetkovich demostró que los pozos de petróleo, produciendo por debajo de la presión del punto de burbuja, y los pozos de gas exhiben curvas de índices de performance de influjo similares. La ecuación general del desarrollo de un pozo de gas, también puede ser aplicada a un pozo de petróleo: 𝑞 = 𝐶(𝑝2 − 𝑝𝑤 2) 𝑟

𝑛

Ecuación 2.9

𝑓

Los coeficientes C y n son encontrados generalmente por la utilización de la curva de ensayo de pozo “fitting of multipoint”. La evaluación de los ensayos de pozo y especialmente ensayos isocronales son la mayor aplicación para el método de Fetkovich. 2.6 CURVA DEL IPR Grafica 1

Fuente: http://es.scribd.com/doc/33609120/Manual-ANALISIS-NODAL

Para planificar el desarrollo y el potencial de producción de un yacimiento con respecto al sistema de producción y a los requerimientos de instalaciones de equipos de levantamiento artificial, así como su evaluación económica será necesario predecir el comportamiento del yacimiento e IPR de sus pozos productores. Los cálculos de la productividad de los pozos petroleros pueden ser usada para determinar un método de producción optimo, diseño de levantamiento artificial, de estimulación, tratamiento y de desempeño de producción. Las curvas de IPR son usadas parar optimizar los parámetros de producción y para determinar el IPR para un tiempo dado se realizan procedimientos para calcular primero el estado de agotamiento. Las curvas analíticas de IPR pueden ser desarrolladas para cualquier estado de agotamiento si las permeabilidades relativas y propiedades de PVT de los fluidos son conocidas. La curva IPR es la representación gráfica de las presiones fluyentes, Pwf, y las tasas de producción de líquido que el yacimiento puede aportar al pozo. 2.6.1 FACTORES QUE AFECTAN LA CURVA IPR 

Mecanismo de producción del yacimiento.



Reducción de la permeabilidad relativa al petróleo al incrementar la saturación de agua.



Incremento de la viscosidad del petrolero por la disminución de la presión y del gas en solución.

2.7 ANÁLISIS NODAL Análisis Nodal es unas de las mejores alternativas para incrementar la producción de los campos, es asegurarse que los pozos estén operando a su máximo potencial. Una técnica reconocida y confiable que permite analizar las condiciones en las cuales está operando un pozo y luego evaluar diferentes alternativas para mejorar

su

productividad.

También

permite

estimar

algunos

parámetros

desconocidos del pozo (permeabilidad, factor de daño, presión de yacimiento, área de drenaje, etc.) al comparar y ajustar valores calculados de presión y caudal

con valores medidos.

El procedimiento básico consiste en dividir el pozo en cuatro componentes básicos: yacimiento, completacion, tubería de pozo y tubería de superficie para encontrar las pérdidas de presión que se presentar en cada uno en función del caudal total. El punto más común para ubicar el nodo es el fondo del pozo. Durante el análisis se calcula y se grafica la caída de presión desde el yacimiento hasta el nodo (curva Inflow), y desde la superficie hasta el nodo (curva Outlow), para diferentes caudales. Al realizar un análisis nodal se pueden comparar diferentes alternativas para mejorar la producción, ya sea en el yacimiento, en completaciones, en la tubería y accesorios del pozo, la superficie o en los equipos de levantamiento artificial utilizado. 2.7.1 SISTEMA DE PRODUCCIÓN Y SUS COMPONENTES El sistema de producción está formado por el yacimiento, la completacion, el pozo y las facilidades de superficie. El yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo, la completacion son perforaciones o cañoneo, el pozo y las facilidades de superficie es infraestructura construida para la extracción, control, medición y trasporte de los fluidos extraídos de los yacimientos. Figura 2.2 Proceso de producción

Fuentehttps://www.scribd.com/doc/33609120/Manual-ANALISIS-NODAL

El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo. Existe una presión de partida de los fluíos en dicho proceso que es la presión estática del yacimiento, y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo. 2.7.2 RECORRIDO DE LOS FLUIDOS EN EL SISTEMA  Transporte en el yacimiento: El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia, re, del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la presión es Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo, presente restricciones en las cercanías del hoyo y el fluido ofrezca resistencia al flujo. Mientras más grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el hoyo mejorando el índice de productividad del pozo.  Transporte en las perforaciones: Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la completacion que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado, normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena. La primera perdida de energía se debe a la sobre compactación o trituración de la zona alrededor del hoyo perforado y a la longitud de penetración de la perforación; el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área expuesta a flujo. Al atravesar la completacion los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf.  Transporte en el pozo: Dentro del pozo los fluidos ascienden a través de tuberías de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería, llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh.

 Transporte en la línea de flujo superficial: Al salir del pozo del pozo ocurre una caída de energía que dependerá del diámetro del orifico del reductor, a la

descarga

del reductor la presión es la presión de la línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador Psep. La pérdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y especialmente del caudal de flujo transportado. La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la pérdida total, es decir a la diferencia entre la presión de partida y la presión final. 𝑃𝑤𝑠 = − Pse 𝑝 = 𝛥𝑃𝑦 + 𝛥𝑃𝑐 + 𝛥𝑃𝑝 + 𝛥𝑃𝑙

ecuación 2.10

Donde:

ΔPy= Pws - Pwfs = Caída de presión en el yacimiento. ΔPc= Pwfs - Pwf = Caída de presión en la completacion. ΔPp= Pwf - Pwh = Caída de presión en el pozo ΔPl= Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo.

2.8 CURVAS DE OFERTA Y DEMANDA DE ENERGÍA EN EL FONDO DEL POZO Figura 2.3: Curva de oferta y demanda

Fuente: : http://es.scribd.com/doc/33609120/Manual-ANALISIS-NODAL Tradicionalmente el balance de energía se realizaba en el fondo del pozo, pero la disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer

dicho balance en puntos o nodos. Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente varias tasas de flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual el yacimiento entrega dicho caudal de flujo al nodo. La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de oferta de energía o de fluidos del yacimiento, Inflow Curve. La representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de demanda de energía o de fluidos de la instalación, Outflow Curve. 2.9 FLUJOS MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS El estudio del flujo multifásico en tuberías permite estimar la presión requerida en el fondo del pozo para transportar un determinado caudal de producción hasta la estación de flujo en la superficie. 2.9.1 FLUJOS DE FLUIDOS EN EL POZO Y EN LA LÍNEA DE FLUJO Durante el transporte de los fluíos desde el fondo del pozo hasta el separador en la estación de flujo existen perdida de energía tanto en el pozo como en la línea de flujo en la superficie. Las fuentes de pérdidas de energía provienen de los efectos gravitacionales, fricción y cambios de energía cinética.  Presión requerida en el cabezal: Unas ves conocidas la perdida de energía en la línea de flujo, para una determinada tasa de producción, se puede obtener la presión requerida en el cabezal, Pwh, de la siguiente manera: 𝑝𝑤𝑓 = 𝑝𝑠𝑒𝑝 + ∆𝑃𝑙

ecuación 2.11

 Presión requerida en el fondo del pozo: Una vez conocida las pérdidas de energía en el pozo, ΔPp para una determinada tasa de producción, se puede obtener la presión requerida en el fondo Pwf, de la siguiente manera: 𝑝𝑤𝑓 = 𝑃ℎ + ∆𝑃𝑝

ecuación 2.12

 Gradiente de presión dinámica: El punto de partida de las diferentes correlaciones de flujos multifásico en la tubería es la ecuación general del gradiente de presión la cual puede escribirse de la siguiente manera:

𝛥𝑃 𝛥𝑧

1

= 144

∗(

𝑔∗𝜌∗sin 𝜃 𝑔𝑐

+

𝜌∗∆𝑣2 𝐹𝑚∗𝜌∗𝑣2 ) 2𝑔𝑐∗𝑑 + 2𝑔𝑐∗∆𝑧

ecuación 2.13

Siendo 𝛥𝑃

𝑒𝑙𝑒𝑣 =

𝑔∗𝜌∗sin 𝜃

𝛥𝑧 𝛥𝑃 𝛥𝑧 𝛥𝑃 𝛥𝑧

= gradiente de presión por gravedad

144𝑔𝑐

𝑓𝑟𝑖𝑐𝑒 =

𝑎𝑐𝑒𝑙 =

∫ 𝑚∗𝜌∗𝑣2 144(2𝑔𝑐∗𝑑) 𝜌∗𝑣 2 144(2𝑔𝑐∗∆𝑧)

=gradiente de presión por fricción

=gradiente de presión por cambio de energía cinética o aceleración

Donde: gc= aceleración de la gravedad.32.2 pie/ ℱ𝑚 = factor de fricción de Moody, a dimensional 𝑣 = velocidad de la mezcla multifásica pie/ seg 𝜃 = Angulo que forma la dirección de flujo con la horizontal 𝜌 = densidad de la mezcla multifásica lb/ 𝑖 d= diámetro interno de la tubería, pies 2.9.2 PATRONES PARA FLUJOS VERTICALES Por lo general estos flujos son más simétricos alrededor de la dirección axial, y menos dominados por la gravedad. Los patrones de flujo existentes son flujo burbuja, slug flow, churn flow y flujo anular

 Flujo burbuja La fase gaseosa es dispersa en pequeñas burbujas discretas en una fase liquida continua, siendo la distribución aproximadamente homogénea a través de la sección transversal de la tubería. Este patrón es divido en flujo Bubbly que ocurre a tasas relativamente bajas de líquido, y es caracterizado por deslizamiento entre fases de gas y líquido. El flujo de burbuja dispersa en cambio, ocurre a tasas relativamente altas de líquido, logrando esta fase arrastrar las burbujas de gas de tal forma que no exista deslizamiento entre las fases.  Flujo tapón Este patrón de flujo en tuberías verticales es simétrico alrededor del eje de la tubería. La mayoría de la fase gaseosa está localizada en bolsillos de gas en forma de una gran bala denominada “Taylor Bubble” con un diámetro casi igual al de la tubería.  Flujo de transición Este patrón de flujo es caracterizado por un movimiento oscilatorio, este tipo de flujo es similar al flujo tapón Flow, los limites no están bien claros entre las fases. Ocurre a mayores tasas de flujo de gas, donde el tapón de líquido en la tubería llega a ser corto y espumoso.  Flujo neblina En un fluido vertical, debido a la simetría de flujo el espesor de la película liquida alrededor de la pared de la tubería es aproximadamente uniforme. El flujo es caracterizado por un rápido movimiento de gas en el centro. La fase liquida se mueve más lenta como una película alrededor de la pared de la tubería y como gotas arrastradas por el gas. La interface es altamente ondeada, resultando en un alto esfuerzo de corte interracial. Figura 2.4: patrones para flujos verticales

Fuente: http://es.scribd.com/doc/33609120/Manual-ANALISIS-NODAL

2.10 VARIABLES QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓN DE FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍA VERTICAL 

La fracción de líquido, Hold-Up. -

Es definido como la razón del volumen de un segmento de la tubería ocupado por líquido al volumen total de segmento de tubería. ecuación 2.14 𝐻𝑙 =

𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑢𝑛 𝑠𝑒𝑔𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑒𝑔𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎

El hold up es una fracción que varía a partir de cero para flujo monofásico de gas a uno para flujo de líquido únicamente. El remanente del segmento de tubería es ocupado por gas, el cual es referido como un hold up de gas o fracción ocupada por gas. Hg= 1- Hl 

ecuación 2.15

Fracción de líquido sin deslizamiento. -

También llamado contenido de líquido de entrada, es definido como la razón del volumen de líquido en un segmento de tubería, considerando que el gas y el líquido viajaran a la misma velocidad.



Densidad de líquidos. La densidad total de líquido puede calcularse usando un promedio ponderado por volumen entre las densidades del petróleo del agua, las cuales pueden ser obtenidas de correlaciones matemáticas, para ello se requiere del cálculo de la fracción de agua y de petróleo a través de las tasas de flujo en sitio. 𝜌𝑚 = 𝜌𝑜 ∗ 𝐹𝑜 + 𝜌𝑤 ∗ 𝑓𝑤



ecuación 2.16

Velocidad. -

Muchas de las correlaciones de flujos bifásicos están basadas en una variable llamada velocidad superficial. La velocidad superficial de una fase fluida está definida como la velocidad que esta fase exhibiría si fluyera solo ella a través de toda la sección transversal de la tubería. La velocidad superficial del gas viene dada por: 𝑉𝑠𝑔 =

𝑞𝑔

ecuación 2.17

𝐴

La velocidad real del gas es calculada con: 𝑉𝑠𝑔 =

𝑞𝑔 𝐴∗ℎ𝑔

ecuación 2.18

La velocidad superficial del líquido viene dada por: 𝑉𝑠𝑙 =

𝑞𝑙 𝐴

ecuación 2,19

La velocidad superficial bifásica viene dada por: 𝑉𝑚 = 𝑉𝑠𝑙 + 𝑉𝑠𝑔

ecuación 2.20

Donde: 𝑞g = Caudal de gas 𝑞l = Caudal de petróleo (STD Barril/día) A = Área transversal de la tubería pie2 

Viscosidad. -

Es usada para calcular el número de Reynolds y otros números a dimensionales usados como parámetros de correlación. El concepto de una viscosidad bifásica es además incierto. La viscosidad de una mezcla de aguapetróleo es generalmente calculada usando la fracción de agua y del petróleo como un factor de peso: ecuación 2.21

𝝁𝒍 = 𝑭𝒐𝒊𝒍 ∗ 𝝁𝒐𝒊𝒍 + 𝑭𝒘 ∗ 𝝁𝒘

La siguiente ecuación es usada para calcular la viscosidad bifásica: 𝜇𝑚 = 𝜆𝑙 ∗ 𝜇𝑙 + 𝜆𝑔 ∗ 𝜇𝑔

(sin deslizamiento)

𝜇𝑠 = 𝜇𝑙𝐻𝑙 ∗ 𝜇𝑔𝐻𝑔

(con deslizamiento)



Tensión superficial. -

Cuando la fase liquida contiene agua y petróleo se utiliza:

𝜎𝑙 = 𝐹𝑜 ∗ 𝜎𝑜 + 𝐹𝑤 ∗ 𝜎𝑤 Donde: 𝜎𝑙, 𝜎𝑤 = tensión en la superficie de petróleo y agua 𝐹𝑜 = factor del peso del petróleo 𝐹𝑤 = factor del peso del agua

ecuación 2.22

2.11 DESCRIPCIÓN DE LAS CORRELACIONES DE FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS Existen muchas correlaciones empíricas generalizadas para predecir los gradientes de presión. Dichas correlaciones se clasifican en: 

Correlaciones de Tipo A

Que consideran que no existe deslizamiento éntrelas fases y no establecen patrones de flujo, entre ellas: Poettman & Carpenter, Thomas & Baxendel. 

Correlaciones de tipo B

Que consideran que existe deslizamiento entre las fases pero no toman en cuenta los patrones de flujo, dentro de esta categoría la Hagedorn & Brown. 

Las correlaciones de tipo C

Que consideran que existe deslizamiento entre fases y los patrones de flujo, entre ellas: Duns & Ros, Orkiszwski, Aziz & colaboradores y Beggs & Brill. 2.12 OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

Consiste en eliminar o minimizar las restricciones al flujo tanto en la oferta como en la demanda, para ello es necesaria la realización de múltiples balances con diferentes valores de las variables más importantes que intervienen en el proceso de producción para luego, cuantificar el impacto que dicha variable tiene sobre la capacidad de producción del sistema. La técnica puede usarse para optimar pozos que actualmente producen quizás en forma ineficiente. La selección de la posición del nodo es importante, el nodo debe colocarse justo antes o después del componente donde se modifica la variable. En esta investigación es necesario estudiar el efecto que tiene el diámetro de la línea de flujo sobre la producción del pozo, es más conveniente colocar el nodo en el cabezal o en el separador.

2.13 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

La presión de reservorio y el gas de formación proporcionan la energía suficiente para que el petróleo fluya de manera natural hasta la superficie. A medida que el pozo va produciendo esta energía se consume en un determinado tiempo. Cuando la energía del reservorio es demasiado baja para que el pozo fluya, o la taza de producción deseada es mayor que la energía que pueda entregar el reservorio, es necesario utilizar métodos de levantamiento artificiales que proporcionen energía adicional al reservorio. El objetivo de los sistemas de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos sin que generen problemas de producción. 2.14 TIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

En Bolivia, además del sistema de levantamiento artificial por gas existen también otros métodos de levantamiento que son: Levantamiento por bombeo mecánico. Levantamiento por bombeo hidráulico. Levantamiento por bombeo Electro sumergible. Levantamiento por gas lift. Esta investigación se desarrollará el sistema de levantamiento artificial por gas lift mediante Coiled tubing. 2.14.1 LEVANTAMIENTO POR BOMBEO MECÁNICO

El método de levantamiento por bombeo mecánico es el más usado dentro de la industria petrolera. Tiene su mayor aplicación mundial en la producción de crudos pesados y extras pesados, aunque también se utiliza en la producción de crudos

medianos y livianos como es el caso de los petróleos que se tienen en Bolivia. El bombeo mecánico no es más que un procedimiento de succión y transferencia casi continúa del petróleo del fondo hacia la superficie. El balancín situado en la superficie ejecuta un movimiento de sube y baja por medio de la biela y manivela lo que se accionan a través de una caja reductora movida por un motor. a) Ventajas 

Es de diseño sencillo, fácil de estudio y conocimiento para su operación por técnicos.



Baja inversión para extraer someros volúmenes de petróleo desde profundidades.



Se adapta a pozos con problemas de corrosión.



Es adaptable para sistemas automatizados.



Por su versatilidad es usualmente el más empleado en yacimiento de menores rendimientos.

b) Limitaciones 

Requiere muy alta inversión para extraer altos volúmenes de petróleo de pozos de mediana a alta profundidad.



Las limitaciones del uso de varillas limitan la profundidad para extraer apreciables volúmenes de petróleo.



Presenta problemas en pozos desviados o con ciertas irregularidades.

2.14.2 LEVANTAMIENTO POR BOMBEO HIDRÁULICO

El bombeo hidráulico es unos de los métodos usados como levantamiento artificial dentro de la industria petrolera en Bolivia. Se basa en un principio sencillo:” la presión ejercida sobre la superficie de un fluido se transmite con igual intensidad en todas sus direcciones “. Aplicando este principio es posible inyectar desde la superficie un fluido a alta presión que va operar el pistón motor de la unidad de subsuelo en el fondo. Los fluidos de potencia más utilizados son el agua y crudo livianos que pueden provenir del mismo pozo.

a) Ventajas 

Se adapta a cambios en la producción (caudales y presiones).



Permite el uso de instalaciones ya empleadas en proyectos de inyección de agua, bajando los costos operativos e inversiones.



Se adapta a pozos desviados o con ciertas irregularidades.



Se adapta a la aplicación de sistemas automatizados.



El equipo puede ser centralizado con el cabezal de producción y sistema de control superficial.

b) Limitaciones 

Requiere un mantenimiento más laborioso y costoso.



Está sujeto a riesgos emergentes del manipuleo a altas presiones de fluidos en base a petróleo.



Puede generar derrames o pérdida de petróleo en por fallas de equipo.



Requiere un arreglo múltiple de tubería.



Tiene problemas con corrosión, arena y gas.

2.14.3 LEVANTAMIENTO POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

Es un sistema de levantamiento artificial que consiste en una bomba centrifuga multietapas con un motor eléctrico de fondo acoplado, capaz de levantar grandes volúmenes de fluidos desde profundidades considerables y en una variedad de condiciones de pozo. a) Ventajas 

Capacidad de producir altos volúmenes de petróleo de profundidades considerables.



Baja inversión para proyectos someros.



Adaptable a la implementación automatizada.



La dimensión de la cañería no es limitación para la producción de altos caudales.

b) Limitaciones 

El sistema de cable electico está sujeto a riesgos de desconexión.



No se adapta a cambios de caudal o presión y al contrario puede generar un incremento de costos.



Requiere una fuente de provisión de energía eléctrica.



Presenta dificultades por la presencia de arena o gas.

2.14.4 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR INYECCIÓN DE GAS LIFT

El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos, reduciendo su peso. De esta manera, la energía del yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo hasta la superficie. 2.14.4.1 VENTAJAS Y LIMITACIONES DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT a) ventajas 

Requiere baja inversión para su instalación en pozos profundos.



Caudales eficientes en pozos de alto RGP o GOR.



Bajo costo de operación en pozos con producción de arena.



Se adapta a condiciones de cambio de flujo y caudal de pozos.



Permite la extracción de grandes volúmenes de petróleo.



El equipo de control de superficie puede ser centralizada.

b) Limitaciones 

Requiere una continua provisión de gas.



Un alto costo operativo en la provisión y ajuste de caudales de gas necesario.



Puede incrementar sus costos en caso de usar gases corrosivos.



Hay riesgos emergentes del manipuleo de gas en el fondo y superficie.



Las tuberías deben asegurar operación a altas presiones.



La corrosión es causa de mayor problema.

2.15 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT

Es un método mediante el cual se inyecta gas a alta presión en la columna de fluidos para su levantamiento desde el subsuelo hasta la superficie. El gas se inyecta a la columna de fluidos del pozo a través de una válvula reguladora de presión que se denomina válvula de LAG. La eficiencia del 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. 2.15.1 APLICACIONES DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT Este sistema es aplicable principalmente: para producir pozos que no surgen naturalmente, para incrementar la producción de pozos surgentes, para producir pozos de elevados caudales de agua y producir pozos desviados o dirigidos, como así también en los profundos. En la elección del tipo de sistema de gas lift se tienen que tomar en cuenta diversos factores como el deslizamiento y la fricción. Es decir que para tasas mayores a la máxima se perderá mucha energía por fricción y tasas menores a la mínima se desestabilizara el flujo continuo por deslizamiento de la fase liquida. 2.15.2 TIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR INYECCIÓN DE GAS LIFT Existen dos tipos e levantamiento por gas: 

Levantamiento artificial por inyección de gas lift continúo.



Levantamiento artificial por inyección de gas lift intermitente.



Figura 2.3: tipos básicos de LAG

Fuente: http://es.scribd.com/doc/31964945/Maggiolo-R-Gas-Lift-Basico-ESP-OI 2.15.2.1 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR INYECCIÓN DE GAS LIFT CONTINÚO Figura 2.4 Levantamiento artificial por inyección de gas lift continúo

Fuente:http://es.scribd.com/doc/31964945/Maggiolo-R-Gas-Lift-BasicoESP-OI Se considera como una extensión del método de producción por flujo natural. Este método de inyección continúa de gas a alta presión en la tubería de producción a través de una válvula de gas lift, se utiliza con el propósito de aligerar la columna de fluido, reduciendo la densidad del fluido y de esa manera disminuir la presión dinámica de fondo, para permitir que la presión del reservorio sea suficiente para llevar los fluidos a superficie, es decir que aumenta el diferencial de presión aplicado al área de drenaje del yacimiento. La expansión del gas inyectado empuja a la fase liquida y el desplazamiento de tapones de líquido por grandes burbujas de gas. La eficiencia de levantamiento a nivel de pozo se mide por el consumo de gas requerido para producir cada barril normal de petróleo, la eficiencia aumenta en la medida que se inyecta por el punto más profundo posible la tasa de gas adecuada, de acuerdo al comportamiento de producción del pozo. La válvula inferior (válvula operativa) es una del tipo orificio que es por donde tiene que quedar definitivamente el punto de inyección. 2.15.2.2 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR INYECCIÓN DE GAS LIFT INTERMITENTE En el sistema de flujo intermitente, se permite que el fluido acumule y aumente en la tubería, es decir, en el fondo del pozo. Periódicamente, una burbuja grande de gas de alta presión es inyectada en la tubería muy rápidamente debajo de la columna de líquido y la columna líquida es empujada rápidamente por la tubería a la superficie. La frecuencia de la inyección de gas en el sistema intermitente es determinada por la cantidad de tiempo requerido para que el bache de líquido entre en la tubería. La longitud del período de inyección de gas dependerá del tiempo requerido empujar el bache de líquido a la superficie. Este sistema posee un controlador, el cual consiste en una válvula motriz accionada por un temporizador. Inyecta el gas en el espacio anular en intervalos periódicos selectivos. Los ciclos de inyección están regulados en función a la acumulación de

los fluidos en el pozo, con el fin de proporcionar un régimen de producción más eficaz. 2.15.3 TASA DE INYECCIÓN DE GAS ADECUADA La tasa de producción de gas dependerá de la tasa de producción, del aporte de gas de la formación y de la RGL total requerida por encima del punto de inyección. Estimar la RGL total adecuada dependerá de si se conoce o no el comportamiento de afluencia de la formación productora. 𝑞𝑖𝑛𝑦 = (𝑅𝐺𝐿𝑡 − 𝑅𝐺𝐿𝑓) ∗

𝑞𝑙 1000

ecuación 2.23

𝑞𝑖ny = tasa de inyección de gas requerida, Mpcn/d RGLt = relación Gas-Liquido total, pcn/bn. RGLf = relación Gas-Liquido de formación, pcn/bn. 𝑞 = tasa de producción de líquido (bruta), Bpd. 2.16 UNIDAD DE COILED TUBING (TUBERÍA FLEXIBLE) La tecnología de tubería flexible (CT, por sus siglas en ingles), es utilizada mundialmente para la recuperación y reacondicionamiento de pozos de gas y petróleo mediante la intervención en la etapa de perforación, completacion y producción, con la finalidad de mejorar, incrementar la seguridad, reducir tiempos de operación y costos operacionales. La unidad de Coiled Tubing es una unidad portátil, compacta, con fuerzas motriz hidráulica, diseñado para hacer correr y recuperar una sarta de tubería flexible continua de diámetros variados que se almacena en un carrete. La unidad puede ser utilizada en pozos vivos y permite la continua inyección de fluidos o nitrógeno mientras se continúa moviendo la tubería flexible. Los sistemas de levantamiento por Gas Lift convencionales han sido adaptados para instalaciones con Coiled Tubing. La utilización de válvulas concéntricas ha tenido gran difusión especialmente en pozos de diámetro reducido.

Actualmente, pueden utilizarse válvulas enrollables, lo que asegura operaciones muy rápidas y seguras. 2.16.1 Componente de equipo de tubería flexible 

Unidad de potencia. - El equipo está integrado con la unidad hidráulica de potencia, cabina de operación, carrete, inyector y el equipo de control de presión de boca de pozo.



Carrete y tubería flexible. - Para el almacenamiento y transporte de la tubería flexible.



Cabina de control. - Presenta una cabina de operación amplia y elevable, desde la cual el operador monitorea y controla la tubería flexible.



Cabeza inyectora. - El inyector se aplica a la tubería con un cuello plegable de cisne, para suministrar en superficie la fuerza necesaria para introducir y retirar la tubería flexible

Figura 2.7. principales componentes de Coiled tubing Fuente: CTES Coiled tubing Manual 2.16.2 DIMENSIONES Y CARACTERÍSTICAS DE LA TUBERÍA FLEXIBLE De acuerdo con los principales fabricantes de tubería flexible, “Quality Tubing “y “Precisión tube technology”, esta puede suministrarse en carretes de 1¨ hasta 3 ½¨ y longitudes máximas de 25 mil pies. Tabla 2.3: Máximo caudal de flujo para C.T.

Fuente: Project to develop and evaluate coiled-tubing and slim-hole technology, por Maurer Engineering Inc. Houston, TX 2.16.3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA UNIDAD DE COILED TUBING a) Ventajas 

El equipo es fácil de instalar, desmontar y transportar, al lugar de trabajo.



La tubería flexible puede ser bajada y recuperada mientras se están circulando los fluidos en forma continua.



Habilidad para trabajar con presión de superficie presente. No se necesita ahogar el pozo.



Versatilidad para una amplia gama de trabajos, bajo impacto audio visual sobre el terreno.



Tiempo de servicio reducido comparado con los equipos de tuberías por tramos.



Se aumenta la seguridad del personal debido a las necesidades reducidas de manipulación de la tubería.

b) limitaciones 

La tubería flexible es susceptible a torcerse enroscándose, lo cual causa la fatiga de la tubería y requiere frecuente reemplazo de la tubería.



Debido a las características de transporte en carretes (altura y peso) se tiene una longitud limitada de tubería flexible que puede envolverse en un carrete.



Debidos a los pequeños diámetros y longitudes considerables de sarta, las pérdidas de presión son muy altas cuando se están bombeando fluidos.

2.17 SISTEMA DE GAS LIFT MEDIANTE COILED TUBING En pozos de baja tasa de producción es difícil mantener condiciones de flujo continuo en la tubería ya que la baja velocidad de ascenso de la fase liquida favorece la aparición del fenómeno de deslizamiento o resbalamiento de hidrocarburos líquidos. Este fenómeno desestabilizaría el comportamiento del pozo

y para minimizar o eliminarlos se requiere aumentar sustancialmente la tasa de inyección de gas. Gran cantidad de herramientas asociadas al uso de tubería flexible (CT) han sido desarrolladas para optimizar la producción del sistema levantamiento artificial por gas lift convencional. En este tipo de aplicaciones, la tubería flexible (C.T), se cuelga dentro de los tubulares existentes para reducir las aéreas de flujo transversal de esta manera se logra reducir el consumo de gas de inyección. Sistema de Gas Lift Mediante Coiled Tubing consiste en modificar el sistema convencional de gas lift utilizando una tubería de menor diámetro, Coiled tubing, como línea de inyección y la línea de producción antigua utilizarlo como anular. De esta manera se aísla la cañería de revestimiento, se baja Coiled tubing con válvulas ciegas dentro de la nueva línea de producción, utilizándolo para inyectar gas y producir por el espacio anular. El objetivo de la operación mediante este sistema es profundizar el punto de inyección de gas; mediante la fundamentación teórica de las variables que afecta la producción de flujo multifásico en tuberías verticales donde las velocidades del gas y el líquido son diferentes, el área de flujo juega un papel importante en el caudal de producción, es decir a menor área transversal de tubería, mayor es la velocidad de flujo, al producir por el espacio anular se disminuye notablemente el fenómeno de deslizamiento y por lo tanto mayor caudal de producción. 2.17.1 EQUIPAMIENTO DE SISTEMA DE GAS LIFT MEDIANTE COILED TUBING. 

Junta de seguridad Figura 2.8: junta de seguridad

Fuente: https://www.slideshare.net/erlanandresfloreromaldonado/presentaciongas-lift 

Spool espaciador con perfil para colgador de Coiled tubing Figura 2.9: Spool espaciador

Fuente: http://wellheadequip.spanish.sell.everychina.com/p-104712909spacer-spool-adapter-spool-11-5000psi-r54-x-11-3000psi-r53-x-24-inchoal.html 

Conector acuñado para Coiled tubing Figura 2.10: Conector roscado 1.11/16”



Tubería flexible (Coiled tubing) Figura 2.11: Tubería flexible

Fuente: http://oilproduction.net/workover/item/348-tuberia-flexible-metodosinnovadores-de-intervencion-de-pozos 

Válvula flapper Figura 2.12: válvula flapper



Barra rígida Figura 2.13: barra rígida 1.11/16”



Mandril tapón Figura 2.14: Mandril de tapón PN para 2.7/8”



Jet fijo (zapato guia) Figura 2.15: Jet fijo

Fuente:http://americantools.com.co/nueva/index.php/es/jets-2 2.17.2 OPERACIÓN 

Antes de iniciar operación con Coiled tubing, acondicionar árbol de producción con spool incluido el perfil para el colgador de Coiled tubing



Ubicar los equipos en locación: Coiled tubing, bomba, grúa piletas y sub estructura.



Montar manilfold y armar líneas de bombeo y retorno



Montar sobre árbol de producción el BOP, lubricador, cabeza inyectora con el siguiente arreglo de fondo: Jet fijo (zapato Guia), barra rigida, conector acuñado a Coiled tubing.



Realizar pruebas hidráulicas



Bajar Coiled tubing hasta la profundidad del punto de inyección.



Cerrar rams de cuñas y parcial de BOP.



Desconectar lubricador de BOP.



Realizar corte de Coiled tubing sobre BOP.



Armar arreglo para colgar Coiled tubing con: conector acuñado a Coiled tubing, colgador de Coiled tubing, junta de seguridad, conector birolado a C.T.



Conectar lubricador BOP.



Abrir rams parcial y cuñas de BOP.



Bajar Coiled tubing hasta asentarse en perfil de colgador de Coiled tubing.



Liberar junta de seguridad para dejar colgado el Coiled tubing.



Desmontar equipos.



Arrancar el pozo con Nitrógeno.



Arrancado el pozo continuar con Gas Lift

2.17.3 VENTAJAS Y LIMITACIONES DEL SISTEMA DE GAS LIFT MEDIANTE COILED TUBING a) Ventajas 

Al producir por el espacio anular se reduce de manera notable el fenómeno de resbalamiento de hidrocarburos líquidos del flujo.



Al presentar menor área transversal de tubería, mayor es la velocidad de flujo.



Se aumenta la eficiencia de la tasa de inyección de gas.



El equipo es fácil de instalar, desmontar, transportar al lugar de trabajo.



La tubería flexible puede ser bajada y recuperada mientras se están circulando los fluidos en forma continua.



El costo de trabajo y operaciones son reducidas con diferencia del sistema de gas lift convencional.

c) Limitaciones



Tiene la desventaja que cuando se necesita cambiar uno de los accesorios, hay que sacar todo el Coiled tubing completo; ya que no se puede pescar debido a su diámetro pequeño y que van roscados.



Al presentar diámetros reducidos se aumenta la perdida de presión por fricción.