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UNIVERSIDAD

DE AQUINO BOLIVIA

FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA Carrera: Ingeniería En Gas y Petróleo.

“ESTUDIO TECNICO DE LA IMPLEMENTACION DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR INYECCION DE GAS LIFT MEDIANTE COILED TUBING APLICADO Al POZO LPÑ-59, DEL CAMPO LA PEÑA MODALIDAD: PROYECTO DE GRADO:

POSTULANTE: WILLIAM CARLOS QUIROZ SERRANO TUTOR :ING. CARLOS ROJAS Santa Cruz-Bolivia. 2014

Universidad de Aquino Bolivia

Dedicatoria El presente proyecto de grado es dedicado a mis padres Calixto Quiroz García y Flora Serrano Calvimontes, también es dedicada a mi esposa Deisy Rivero Cort y mi hija Claudia Bayolet Quiroz Rivero.

William Carlos Quiroz Serrano

3

Universidad de Aquino Bolivia

Resumen El presente proyecto de grado desarrolla una metodología de cálculo de ingeniería de producción para la optimización del producción del pozo LPÑ-59 del campo La Peña. Mediante la adaptación del sistema de Gas Lift mediante coiled tubing (tubería flexible). 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.

William Carlos Quiroz Serrano

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Universidad de Aquino Bolivia

CAPITULO I. INTRODUCION 1.1 Introducción

9

1.2 Antecedentes

10

1.3 Delimitación

11

1.3.1 Límite Geográfico

11

1.3.2 Límite Temporal

12

1.3.3 Límite Sustantivo

12

1.4 Planteamiento del problema

12

1.5 Formulación del problema

13

1.6 Sistematización del problema

13

1.6.1 Causas

13

1.6.2 Efectos

13

1.6.3 Acciones,

13

1.6.4 Fines,

14

1.7 Esquematizacion de proyecto,

14

1.8 Objetivos,

14

1.8.1 Objetivo general,

15

1.8.2 Objetivos Específicos,

15

1.9 Justificación William Carlos Quiroz Serrano

15 5

Universidad de Aquino Bolivia

1.9.1 Justificación Científica,

15

1.9.2 Justificación Social,

16

1.9.3 Justificación Económica,

16

1.9.4 Justificación Personal,

16

1.10 Metodología,

16

1.10.1 Tipo de Estudio,

16

1.10.2 Método de Investigación,

17

1.10.3 Procedimientos para la Recolección y Tratamiento de Información,

17

1.10.3.1 Fuente primaria,

17

1.10.3.2 Fuente secundaria,

17 CAPITULO II. MARCO TEÓRICO

2.1 Marco teorico conceptual

18

2.1.1 Definición de yacimiento,

18

2.1.2 Clasificación de los yacimientos,

18

Yacimiento de gas seco

18

Yacimiento de gas húmedo

18

Yacimiento de gas condensado

18

Yacimiento de petróleo de alta volatilidad

19

Yacimiento de petróleo negro

19

2.2 Mecanismo de empuje, William Carlos Quiroz Serrano

19 6

Universidad de Aquino Bolivia

2.2.1 Por gas en solución,

19

2.2.2 Por empuje hidrostático o de agua,

20

2.2.3 Por empuje combinado,

21

2.3 Factores del reservorio que afectan al flujo de los hidrocarburos

22

2.3.1 Porosidad,

22

2.3.2 Permeabilidad,

22

2.3.3 Saturación de agua,

23

2.3.4 Presión capilar,

23

2.3.5 Interfaces en el reservorio,

23

2.4 Propiedad de los fluidos

23

2.4.1 Propiedades físicas del petróleo,

24

a) viscosidad del petróleo

24

b) factor volumétrico

24

c) compresibilidad de petróleo

24

2.4.2 Propiedades físicas del Gas,

25

2.5 Índice de Productividad,

26

2.5.1 Ley de Darcy

27

2.5.2 Método de Vogel,

29

2.5.3 Método de Fetckovick,

29

2.6 Curva del IPR,

William Carlos Quiroz Serrano

30

7

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2.6.1 Factores que afectan la curva IPR,

31

2.7 Análisis Nodal,

31

2.7.1 Sistema de producción y sus componentes,

32

2.7.2 Recorrido del flujo en el sistema

33

2.8 Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo

35

2.9 Flujos multifásico en tuberías

36

2.9.1 Flujos de fluidos en el pozo y en la línea de flujo,

36

Presión requerida en el cabezal

36

Presión requerida en el fondo del pozo

36

Gradiente de presión dinámica

36

2.9.2 Patrones para flujos verticales,

37

Flujo burbuja

38

Flujo tapón

38

Flujo transición

38

Flujo neblina

38

2.10 Variables que afectan la producción de flujo multifásico en tubería vertical,

39

La fracción de líquido, Hold-Up

39

La fracción de líquido sin deslizamiento

40

Densidad

40

Velocidad

40

Viscosidad

41

Tensión superficial

41

William Carlos Quiroz Serrano

8

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2.11 Descripción de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías,

42

Correlaciones de tipo A

42

Correlaciones de tipo B

42

Correlaciones de tipo C

42

2.12 Optimización del sistema de producción,

43

2.13 Sistemas de levantamiento artificial,

43

2.14 Tipos de levantamiento artificial

44

2.14.1 Levantamiento por bombeo mecánico,

44

2.14.2 Levantamiento por bombeo hidráulico,

45

2.14.3 Levantamiento por bombeo Electrosumergible,

46

2.15 Sistema de levantamiento artificial por Gas Lift,

48

2.15.1 Aplicaciones del Levantamiento artificial por Gas lift,

49

2.15.2 Tipos de levantamiento artificial por inyección de Gas lift,

49

2.15.2.1 Levantamiento artificial por inyección de gas lift continúo,

50

2.15.2.2 Levantamiento artificial por inyección de gas lift intermitente,

51

2.15.3 Tasa de inyección de gas adecuada,

52

2.16 Unidad de Coiled tubing (tubería flexible),

54

2.16.1 Componente de equipo de tubería flexible

54

2.16.2 Dimensiones y características de la tubería flexible,

56

2.16.3 Ventajas y desventajas de la unidad de Coiled tubing,

57

William Carlos Quiroz Serrano

5

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2.17 Sistema de Gas Lift Mediante Coiled Tubing,

58

2.17.1 Equipamiento de sistema de gas lift mediante Coiled tubing.,

59

2.17.2 Operación,

62

2.18 MARCO TEORICO REFERENCIAL,

66

2.19 MARCO TEORICO JURÍDICO,

66

2.20 MARCO TEORICO HISTÓRICO,

67

CAPITULO III. RELEVAMIENTO DE DATOS DEL POZO 3.1 Introducción

68

3.2 Ubicación Geográfica

69

3.3 Información general del Pozo.

70

3.3 Coordenadas geográficas de la localización

70

3.4 Geología

70

3.4.1 Marco regional

70

3.4.2 Estratigrafía

70

3.5 Descripción de formaciones

71

3.6 Estructura

73

3.7 Arreglo sub-superficial del pozo LPÑ-59

75

3.8 Producción actual del pozo

76

3.9 Declinación de la producción

76

William Carlos Quiroz Serrano

6

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CAPITULO IV. INGENIERIA APLICADA AL POZO LPÑ-59 4.1 Introducción.

77

4.2 Diseño y selección del sistema de inyección de Gas Lift mediante Coiled tubing.

78

4.2.1 Datos del pozo LPÑ-59

78

4.3 Diseño para la aplicación del sistema inyección de gas lift mediante Coiled tubing en el pozo Lpñ-59. 80 4.3.1 Parámetros a considerar.

80

Calculo del índice de productividad

80

Calculo de AOF

80

Área de flujo de líquido

81

Nivel Estático

81

Nivel Dinámico

82

Punto de inyección

83

Calculo de la relación gas líquido mínimo

86

Calculo del caudal de inyección

87

Caudal del petróleo (100%)

88 CAPITULO V.

EVALUACION ECONOMICA 5.1 Introducción.

92

5.2 Costos de Equipos y Materiales

92

William Carlos Quiroz Serrano

7

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5.2.1 Costos de transporte

93

5.2.2 Costos de Equipos y materiales Superficiales

94

5.2.3 Costos de equipos y materiales Sub-Superficiales

94

5.2.4 Costos de Operación e instalación de equipos

95

5.2.5 Costo de Operación

96

5.2.6 Costo de mantenimiento

96

5.3 Precio del petróleo

96

5.4 Pecio del Gas Natural

97

5.5 Costo directo de producción ($us/BOE)

97

5.6 Costo de transporte de hidrocarburo

97

5.7 Costo tratamiento e inyección de agua

97

5.8 Análisis Económico

98

5.9 Pronostico de Declinación Mensual de la Producción

99

5.10 Resultados del flujo de caja.

101 CAPÍTULO VI.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1 Conclusiones

101

6.2 Recomendaciones

102

BIBLIOGRAFÍA ANEXOS William Carlos Quiroz Serrano

8

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CAPITULO I INTRODUCCIÓN 1.1

Introducción 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 Electrosumergible. 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 LPÑ-59 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, completación y reacondicionamiento de pozo. Esta tubería generalmente es construida de una aleación especial de

William Carlos Quiroz Serrano

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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. Una alternativa factible es adaptar los sistema 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. 1.2

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 completación 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 realizo un diseño de Coiled tubing gas lift con un proyecto piloto en el pozo SRB-C3, campo Surubí ubicado en el bloque Mamoré. La completación 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. Este sistema de Coiled tubing gas lift demostró ser una alternativa válida y económica en la reactivación de pozos que han sufrido colapso en la cañería de revestimiento. William Carlos Quiroz Serrano

10

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Este sistema puede incrementar de manera considerable la producción de un pozo. El campo La Peña se encuentra ubicada en la provincia Andrés Ibáñez, departamento de Santa Cruz. Los reservorios pertenecientes a las Formaciones Chorro y Tarija del Carbonífero medio-inferior, solamente fueron atravesados por los primeros 4 pozos perforados en el campo (LPÑ-1; LPÑ-2; LPÑ-3; LPÑ-4) los mismos que están ubicados en la parte SW de la estructura. Las pruebas de producción efectuadas en algunos de estos pozos, probaron la presencia de gas y condensado en niveles considerados lenticulares y nunca puestos en producción. Los reservorios más importantes pertenecen a los niveles más someros del Carbonífero es decir a las Formaciones San Telmo y Escarpment y son conocidos como Arenisca La Peña y Arenisca Bolívar ambos productores de petróleo negro de 44°- 45° API. 1.3

Delimitación

1.3.1

Límite Geográfico El trabajo de inyección de gas lift mediante Coiled tubing se realizara: Departamento:

Santa Cruz

Província:

Andrés Ibañez

Campo:

La Peña

Pozo:

LPÑ-59

Titular:

YPFB-Andina S.A.

William Carlos Quiroz Serrano

11

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1.3.2

Límite Temporal¡Error! Marcador no definido. El tiempo estimado para la realización del proyecto abarcará desde el 2º semestre del año 2011. Hasta 1º semestre 2013

1.3.3

Límite Sustantivo El trabajo estará sustentado en los conocimientos

adquiridos en la

universidad, en la área de producción de hidrocarburos e investigación sobre el métodos de levantamiento artificial mediante Coiled tubing Gas Lift. 1.4

Planteamiento del problema En Bolivia, con el transcurrir del tiempo de explotación de hidrocarburos ha ocasionado una disminución de las presiones de fondo fluyente en los principales campos productores de petróleo, lo que ha hecho necesario el uso intensivo de métodos de producción alternativos, como el levantamiento artificial por gas, con el fin de mantener o aumentar la presión de flujo del pozo. La disminución de la presión de flujo del pozo, afecta directamente la rentabilidad de explotación del campo, ya que la implementación de un sistema de levantamiento artificial, trae consigo un incremento en el costo de producción del campo. En la actualidad, los pozos del campo La Peña producen con un sistema de gas lift convencional, una alternativa que podría optimizar el sistema de levantamiento artificial por gas lift, es utilizar una tubería de menor diámetro como línea de inyección de gas y la línea de producción actual utilizarla como anular, es decir, gas lift utilizando Coiled tubing. De acuerdo a las condiciones mecánicas de los diferentes pozos del campo La Peña, se podría seleccionar aquellos que reúnan las condiciones para ser optimizados mediante la aplicación del sistema de gas lift utilizando Coiled tubing, ya que este sistema permite profundizar el punto de inyección y

William Carlos Quiroz Serrano

12

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optimizar los volúmenes de gas de inyección, incrementando el caudal de producción y reduciendo el costo del barril de petróleo producido. 1.5

Formulación del problema ¿Será técnica y económicamente factible la implementación de un sistema de gas lift utilizando Coiled Tubing en el campo La Peña, pozo LPÑ-59?, De tal manera, que se pueda incrementar los caudales de producción y reducir los costos de producción.

1.6

Sistematización del problema El problema de la perdida de presión en pozos petroleros, concurre en una pérdida económica, haciendo que la explotación de los hidrocarburos no sea una actividad rentable, es por ello que una nueva alternativa para dar solución es la técnica de inyección de Gas Lift mediante Coiled Tubing.

1.6.1

Causas Causa 1.- Agotamiento natural del yacimiento.

1.6.2

Efectos Efecto 1.- Bajo caudal de producción de petróleo. Efecto 2.- Corta vida productiva del pozo y un corto tiempo de explotación de sus hidrocarburos.

1.6.3

Acciones Acción 1.- Optimizar la producción del pozo mediante el sistema de elevación artificial Gas Lift utilizando Coiled tubing para un mejor aprovechamiento del gas.

William Carlos Quiroz Serrano

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1.6.4

Fines Fin 1.- Incremento del caudal de producción de petróleo Fin 2.- Prolongación de la vida productiva del pozo

1.7

Esquematización del problema

E1

E2

Bajo caudal de producción del pozo

Corta vida productiva del pozo y un corto tiempo de explotación de sus hidrocarburos

F1 Incremento del caudal de producción de petróleo

F2 Implementación de un nuevo sistema alternativo para el levantamiento artificial de producción de hidrocarburos en Bolivia

PROBLEMA

SOLUCIÓN

Declinación de la producción por pérdida de presión en el yacimiento e inestabilidad de producción del pozo

Utilizar el sistema de Gas lift mediante Coiled tubing dentro de la tubería de producción.

A1 C1 Agotamiento natural del yacimiento

Optimizar la producción del pozo mediante el sistema de elevación artificial Gas Lift

utilizando Coiled tubing.

William Carlos Quiroz Serrano

14

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1.8

Objetivos

1.8.1

Objetivo general Elaborar una propuesta para optimizar la producción de hidrocarburos aplicando el sistema de elevación artificial por Gas Lift mediante Coiled tubing en el pozo LPÑ-59.

1.8.2

Objetivos Específicos

1. Evaluar el potencial de producción del pozo LPÑ-59. Para determinar la capacidad de producción. 2. Diseñar el arreglo de producción con Gas lift mediante Coiled tubing para el pozo LPÑ-59. 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 RGLt total necesario. 3. Realizar un pronóstico de producción mediante un Análisis Nodal con el Sistema Gas Lift. mediante Coiled tubing para determinar el incremento de la producción mediante este nuevo sistema de inyección de gas 4. Realizar una estructura de costos y servicios para determinar la inversión del proyecto. 5. Realizar una evaluación económica para determinar la rentabilidad del proyecto. 1.9

Justificación

1.9.1

Justificación Científica Es una 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

William Carlos Quiroz Serrano

15

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fluyente y de esta manera alargando la vida del yacimiento. 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. 1.9.2

Justificación Social El desarrollo de presente proyecto 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.

1.9.3

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

1.9.4

Justificación Personal A través del desarrollo de este proyecto se pondrá en práctica todos los conocimientos adquiridos en la carrera de Ingeniería en Gas y Petróleo, para postular al título de Lic. En Ingeniería Gas y Petróleo.

1.10

Metodología

1.10.1

Tipo de Estudio El tipo de estudio no experimental porque no se manipula ninguna variable la investigación que se realiza es algo concreto que es aumentar la producción de hidrocarburos.

William Carlos Quiroz Serrano

16

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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. 1.10.2

Método de Investigación Deductivo- Se investigara todo lo referente del gas lift para llegar a aplicarlo en uno solo que es gas lift mediante Coiled tubing. Explicativo.- Debido a que tiene un aporte del conocimiento de la fuente de estudio en la rama de ingeniería en Gas y Petróleo.

1.10.3

Procedimientos para la Recolección y Tratamiento de Información

1.10.3.1

Fuente primaria Entrevistas, Consultas, Observaciones y Encuestas.

1.10.3.2

Fuente secundaria  Instituciones petroleras. Entidades que aportaran con el desarrollo de la investigación.  Documentales y/o manuales: Son correlaciones, casos de pozos en el cual se realizo la técnica.  Fuentes bibliográficas: Aportación científica, bibliografía a ser tomada durante la investigación.  Fuentes Informáticos: Consultas a realizar a paginas de interés dentro de la red Internet.

William Carlos Quiroz Serrano

17

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CAPITULO II MARCO TEÓRICO 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 hidrocarburos 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

William Carlos Quiroz Serrano

y la temperatura

18

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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 liquido 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 liquido 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.

William Carlos Quiroz Serrano

19

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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 CARACTERÍSTICAS Presión del

TENDENCIA Declina rápida y continuamente

Reservorio GOR de superficie

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

Producción de agua

Ninguna

Comportamiento

Requiere bombeo desde etapa inicial

del

pozo Recuperación

5 al 30 % del OOIP

esperada 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.

William Carlos Quiroz Serrano

20

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Tabla 2.2 mecanismo de empuje hidrostático CARACTERÍSTICAS

TENDENCIA

Presión del Reservorio

Permanece alta

GOR de superficie

Permanece bajo.

Producción de agua

Inicia muy temprano e incrementa a cantidades apreciables.

Comportamiento

del

Fluye hasta que la producción de

pozo

agua es excesiva.

Recuperación esperada

10 al 70 % del OOIP

Fuente: http://www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm 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.

William Carlos Quiroz Serrano

21

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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: Ø

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: 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].

William Carlos Quiroz Serrano

22

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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. 1

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 interfase 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 resultados de los efectos combinados de la cohesión y la adherencia todos los fluidos presentan viscosidad tanto líquidos como gases (en los gases suele

1

http:// www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-roca-yacimiento/definicion-de-saturacion.php.

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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.2 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.3 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. Esa pequeña variación en el volumen es lo que se conoce como factor de compresibilidad del petróleo, que es muy significativa en cálculos de Ingeniería de Yacimientos, 2

Http://es.wikipedia.org/wiki/Viscosidad, Texto: Yacimientos de Hidrocarburos (Martín Essenfeld y Efraín E. Barberii) 3

http://ingenieria-de-petroleo.lacomunidadpetrolera.com/2009/04/factor-volumetrico-de-formaciono.html

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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: (

)

( (

) )

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 liquido. 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.

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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: Ecuación 2.4 Donde: = Factor volumétrico del gas = Presión de superficie = Factor de compresibilidad del gas = Temperatura del reservorio = Temperatura de superficie = 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 representada 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

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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:

(

)

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 general4.

4

Nota Técnica Conceptos de Well Performance oilproduction.net

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Está dada por la siguiente ecuación: Figura 2.1: Ecuación ley de Darcy

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

𝑞𝑜=

( * (

)

)

+

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.

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28

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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:

( 2.5.3

)

(

)

Ecuación 2.7

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:

𝑞𝑜

(

)

( )

∫

Ecuación 2.8

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

(

)

Ecuación 2.9

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.

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El exponente “n” fue encontrado que existen casos de entre 0.5 a 1.0, tanto para pozos de gas como petróleo. Una “n” menor que uno es casi siempre debido a los efectos de un flujo no Darcy. El coeficiente “C” representa el índice de productividad del reservorio. Consecuentemente este coeficiente se incrementa cuando k y h se incrementa. 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. El cálculo 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.

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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 grafica 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, completación, tubería de pozo y tubería de superficie para encontrar las pérdidas de presión que se presentar en cada uno en

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31

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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 completación, el pozo y las facilidades de superficie. El yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo, la completación 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

F u e n t e :

h t t p : Fuente: es.scribd.com/doc/33609120/Manual-ANALISIS-NODAL 5

Análisis NODAL y flujo multifásico por Ing. Ricardo Maggiolo

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5

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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 modulo 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 completación 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. El primer 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 completación los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf.

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 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 perdida 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. Ecuación 2.10 Donde: ΔPy= Pws - Pwfs

= Caída de presión en el yacimiento.

ΔPc= Pwfs - Pwf

= Caída de presión en la completación.

ΔPp= Pwf - Pwh

= Caída de presión en el pozo

ΔPl= Pwh – Psep

= Caída de presión en la línea de flujo.

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2.8

Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo Figura 2.3: Curva de oferta y demanda

T

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 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 fluidos del yacimiento, Inflow Curve. 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 fluidos de la instalación, Outflow Curve.

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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:

ℎ

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:

ℎ

Ecuación 2.12

 Gradiente de presión dinámica El puno 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:

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Ecuación 2.13

44

𝜌

(

in 𝜃

ℱ𝑚 𝜌 𝑣

𝜌 Δ𝑣

)

Siendo:

( 𝑍)

𝑣 =

( 𝑍)

𝑖

( 𝑍) 𝑎

= =

si

= gradiente de presión por gravedad.

∫ (

(

)

𝑍)

= gradiente de presión por fricción. = gradiente de presión por cambio de energía cinética o aceleración.

Donde:

= 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 = diámetro interno de la tubería, pie

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.

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 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 liquido, y es caracterizado por deslizamiento entre fases de gas y liquido. 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 liquido 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 interfase es altamente ondeada, resultando en un alto esfuerzo de corte interfacial.

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Figura 2.4: Patrones para flujos verticales

Flujo tapón

Flujo burbuja

flujo de transición

Flujo neblina

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 liquido, 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 214

𝑯𝒍

𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒅𝒆 𝒍𝒊𝒒𝒖𝒊𝒅𝒐 𝒆𝒏 𝒖𝒏 𝒔𝒆𝒈𝒆𝒎𝒏𝒕𝒐 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.

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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.

𝐻

𝐻

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

𝜌

𝐹

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:

𝑉

𝑔

Ecuación 2.17

𝐴

La velocidad real del gas es calculada con:

𝑉

𝑔

𝐴 𝐻

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Ecuación 2.18

40

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La velocidad superficial del líquido viene dada por: 𝑙

𝑉

Ecuación 2.19

𝐴

La velocidad superficial bifásica viene dada por:

𝑉𝑚

𝑉

𝑉

Ecuación 2.20

Donde:

𝑞 = Caudal de gas 𝑞 = Caudal de petróleo (STD Barril/día) A = Área transversal de la tubería 𝑖  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 agua-petróleo es generalmente calculada usando la fracción de agua y del petróleo como un factor de peso:

𝝁𝒍

𝑭𝒐𝒊𝒍 𝝁𝒐𝒊𝒍

𝑭𝒘 𝝁𝒘

Ecuación 2.21

La siguiente ecuación es usada para calcular la viscosidad bifásica: 𝜇𝑚

𝜆

𝜇

𝜇

𝜇 𝐻

𝜆

𝜇

𝜇 (Sin deslizamiento) 𝐻

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(Con deslizamiento)

41

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 Tensión superficial.Cuando la fase liquida contiene agua y petróleo se utiliza:

𝜎

𝐹𝑜 𝜎

𝐹

𝜎

Ecuación 2.22

Donde:

2.11

𝜎 ,𝜎

= Tensión en la superficie de petróleo y agua

𝐹𝑜

= Factor de peso del petróleo.

𝐹

= Factor de peso del agua.

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.

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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.6

6

Análisis NODAL y flujo multifásico por Ing. Ricardo Maggiolo

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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 Electrosumergible. Levantamiento por gas lift. Esta investigación se desarrollara 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.

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 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.

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 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.

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 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 superficie7.

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.

7

http://ingenieria-de-yacimientos.lacomunidadpetrolera.com/2009/03/indice-de-productividad.html

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 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.  2.15

La corrosión es causa de mayor problema.

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.

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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 al máxima se perderá mucha energía por fricción y tasas menores a la mínima se desestabilizara el flujo continuo por deslizamiento de la fase liquida. Tabla 2.3: Los rangos de aplicación Caudal (Bpd)

1 a 15000

Gravedad (API)

>a 16

Viscosidad (cps)

< a2

Profundidad (pies)

Hasta 10000

Temperatura (ºF)

Hasta 350º

Presión (psi)

Hasta 1000

Inclinación de pozo

Hasta 70º

Fuente: Elaboración propia 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.

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49

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Figura 2.5: 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 2.6 Levantamiento artificial por inyección de gas lift continúo

Fuente:http://es.scribd.com/doc/31964945/Maggiolo-R-Gas-Lift-BasicoESP-OI

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Se considera como una extensión del método de producción por flujo natural8. 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 liquido 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. En el Campo La Peña, los pozos que poseen el Sistema de Gas Lift Continuo son: LPÑ52, LPÑ59, LPÑ74A, LPÑ83, LPÑ84. 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. 8

Monografía “Métodos de Levantamiento Artificial” de Edisalic Vargas

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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. Tabla 2.4: rangos de aplicación Condición

LAG Continuo

Presiones estáticas

LAG intermitente

Mayores a 150lpc/1000ft Menores a 150 lpc/1000ft

Índice de productividad Mayores a 0.5

Menores a 0.3

Tasas de producción

Menores de 100 bpd

Mayores a 200 bpd

Fuente: Elaboración propia 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. 𝑞𝑖

(

) 𝑞

Ecuación 2.23

Donde: 𝑞𝑖

= 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 liquido (bruta),Bpd.

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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 RGLt cercana correspondiente al gradiente mínimo, es decir aquella

a partir de la cual el gradiente

de

presión no se reduce al aumentar la RGL, ya que la reducción del peso de la columna de fluido se compensa con la perdida de energía por fricción. Walter Zimmerman presento la siguiente expresión que permite calcular una relación Gas-Liquido cercana al gradiente mínimo.

𝑎 𝑚𝑖

*𝑎

(

)+

(

)

Ecuación 2.24

Donde:

𝑎=(

)

(

= = [(

4

)

4

)(

)]

*(

𝑜𝑉

)+

Con: = Fracción de agua y sedimento, a dimensional. = Diámetro interno de la tubería de producción, pulg. 𝑜𝑉 = profundidad del punto de inyección.

𝑞

= Tasa de producción de liquido, b/d

𝑎 𝑚𝑖 = RGL cercana al gradiente mínimo, pcn/bn.

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53

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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 etapas de perforación , completación 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 seguras9.

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.

9

http://www.oilproduction.net/files/coiledtubing-sanantonio.pdf

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 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.

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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 2.5: Máximo caudal de flujo para C.T. Measured

Maximum Calculated Flow Rate (B/D)

Depth

Tubing Size (in)

(ft) 1 1/4

1 1/2

1 3/4

2

2 3/8

2 7/8

3 1/2

1,000

3,066

5.708

9,432

12,336

21,556

39,086

70,931

2,000

1,984

3,693

6,103

8,002

13,948

25,292

45,879

3,000

1,490

2,774

4,584

6,010

10,478

18,998

33,449

4,000

1,182

2,201

3,637

4,768

8,312

15,071

27,325

5,000

960

1,787

2,952

3,871

6,747

12,235

22,176

6,000

783

1,458

2,410

3,159

5,507

9,985

18,095

7,000

633

1,179

1,948

2,554

4,451

8,072

14,623

8,000

497

925

1,529

2,005

3,494

6,336

11,475

9,000

364

677

1,119

1,468

2,558

4,639

8,396

10,000

215

400

661

867

1,511

2,740

4,951

11,000

0

0

0

0

0

0

0

Fuente: Project to develop and evaluate coiled-tubing and slim-hole technology, por Maurer Engineering Inc. Houston, TX

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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.

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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.

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2.17.1

Equipamiento de sistema de gas lift mediante Coiled tubing.  Junta de seguridad Figura 2.8: Junta de seguridad

Fuente: ..\..\..\SRB-C3\Cotiz Velocity String SRB-C3 Enero-2010.xls  Spool espaciador con perfil para colgador de Coiled tubing Figura 2.9: Spool espaciador

Fuente: Gas lift mediante Coiled tubing Proyecto piloto

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

Fuente: Gas lift mediante Coiled tubing Proyecto piloto  Tubería flexible (Coiled tubing) Figura 2.11: Tubería flexible

Fuente: http://mxros.com/reel.htm

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 Válvula flapper Figura 2.12: válvula flapper

Fuente: Gas lift mediante Coiled tubing Proyecto piloto  Barra rígida Figur 2.13: barra rígida 1.11/16”

Fuente: ..\..\..\SRB-C3\Velocity String mod. SRB-C3(17-05-10).xls  Mandril tapón Figura 2.14: Mandril de tapón PN para 2.7/8”

Fuente : ..\..\..\SRB-C3\Velocity String mod. SRB-C3(17-05-10).xls William Carlos Quiroz Serrano

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 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.

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 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.

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 El costo de trabajo y operaciones son reducidas con diferencia del sistema de gas lift convencional b) 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. Figura 2.16: Modificaciones al cabezal y nariz del C.T.

Fuente: ..\..\..\SRB-C3\Velocity String mod. SRB-C3(17-05-10).xls

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2.18

MARCO TEORICO REFERENCIAL Practicas Recomendadas (RP) por el American Petroleum Institute (API) SPEC 11V1

Especificaciones para válvulas y orificios de Gas Lift.

RP 11 V5

Prácticas recomendadas para operaciones y mantenimiento en instalaciones de Gas Lift.

API RP* 11V2 Gas lift valve testing, modeling API RP 11V8

Gas lifts systems

API RP 11V9

Dual gas lifts (development in progress)

RP 11V6

Prácticas recomendadas para diseñar Gas Lift continuo.

RP 11V7

Prácticas recomendadas para preparación y prueba de válvulas de Gas Lift.

2.19

API 17J

Norma para Tubería Flexible de Acero No-Adherida

API 17K

Norma para Tubería Flexible de Acero Adherida

MARCO TEORICO JURÍDICO Según el Decreto Supremo DS 28397 del Reglamento de Normas Técnicas y Seguridad (RNTS) ARTICULO 149.- Toda inyección, excepto para gas o de agua, debe ser programada para hacerse por la tubería de inyección. En estos casos un empacador ("packer") debe asentarse por encima de la formación receptora, y el espacio entre las tuberías de inyección y cañería de revestimiento debe llenarse con fluido anticorrosivo. Las excepciones a esta norma podrán justificarse técnicamente.

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ARTÍCULO 150.- Los equipos de Producción por Gas Lift deben tener la capacidad necesaria para producir hasta el máximo volumen de fluido de los pozos. Asimismo, deberán tener instalados determinar los volúmenes de gas

medidores de gas para

empleados en las operaciones de Gas Lift.

Ley de hidrocarburos Nº 3058 Artículo 9ª: Los planes, programas y actividades del sector de hidrocarburos serán enmarcados en los principio del Desarrollo Sostenible,

dándose

cumplimiento a las disposiciones establecidas en el Articulo 171º de

la

Constitución Política de Estado, la ley del Medio Ambiente, y la Ley Nº1257,de 11 de julio de 1991, que ratifica el convenioNº169 de la OIT y Reglamento conexos Artículo 43º :(Explotación de Hidrocarburos mediante el uso de Técnicas y Procedimientos Modernos, Quema Y Venteo de Gas Natural). La explotación de Hidrocarburos en los campos deberá ejecutarse utilizando técnicas y procedimientos modernos aceptados en la industria petrolera, a fin de establecer niveles de producción acordes con practicas eficientes y racionales de recuperación de reservas hidrocarburíferas y conservación de reservorios. La quema o venteo de Gas Natural deberá ser autorizada por el Ministerio de Hidrocarburos, y su ejecución estará sujeta a la Supervisión y Fiscalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), conforme al reglamento. Ley del medio Ambiente Nª1333 Artículo 16ª :Todos los informes y documentos resultantes de las actividades científicas y trabajos técnicos y de otra índole realizada en el país por personas naturales o colectivas, nacionales y/o internacionales vinculadas a la temática el medio ambiente y recursos naturales, serán remitidos al Sistema Nacional de Información Ambiental. William Carlos Quiroz Serrano

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Artículo 73ª :Los recursos energéticos constituyen factores esenciales para el desarrollo sostenible del país, debiendo su aprovechamiento realizarse eficientemente, bajo las normas de protección y conservación del medio ambiente. Las actividades hidrocarburíferas, realizadas por YPFB y otras empresas, en todas sus fases, deberán contemplar medidas ambientales de prevención

y

control

de

contaminación,

deforestación,

erosión

y

sedimentación como de protección de flora y de fauna silvestre, paisaje natural y aéreas protegidas. Asimismo, deberán implementarse planes de contingencias para evitar derrames de hidrocarburos y otros productos contaminantes. 2.20

MARCO TEORICO HISTÓRICO El campo La Peña, ubicado aproximadamente a 30 Km al SSE de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra fue descubierto en Septiembre de 1965. Se encuentra ubicado dentro del área de explotación del Bloque Grigotá, cerca al límite de deformación influenciada por la tectónica del sub-andino. El campo la Peña fue descubierto en 1985 por la compañía Bolivian Oil Gulf Co, con la perforación de LPN-X1. Para el reservorio La Peña de cálculo un volumen insitu de petróleo de 83MMbbl, se lleva acumulado y una producción de 16.2Mbbl. Lo que representa un 20% de recuperación primaria de petróleo. El campo La Peña esta en producción desde 1970. La estructura del campo. La Peña tiene dos importantes reservorios conocidos como la arenisca La Peña y arenisca Bolívar,

desarrollada

en

las formaciones

San

Telmo

y Scarpment,

pertenecientes al sistema Carbonífero superior.

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CAPITULO III RELEVAMIENTO DE DATOS DEL POZO 3.1

Introducción El campo la peña se encuentra ubicada en la provincia Andrés Ibáñez del Departamento de Santa Cruz de la Sierra a 25 km aproximadamente de la capital. El campo la Peña fue descubierto en Septiembre del año 1965 con la perforación de LPÑ-C1, por la compañía Bolivian Gulf Oil Company . El pozo LPÑ-X2 se confirmo la producción de petróleo del arenisca LPÑ y adicionalmente se encontró gas y condensado de la formación Tarija (54º API) . Hasta el 31-12-2003 se han perforado 87 pozos, 23 abandonados, 41 cerrados, 17 productores y 6 inyectores. El campo a Peña se encuentra en el Área Grigota, ubicada en los Pliegues del Sub-Andino, el pozo LPÑ-59 es un pozo productor de petróleo, que está conformado por las formaciones Yantata, Ichoa, Elvira, San Telmo, Escarpent. El mecanismo de empuje del campo La Peña es de Gas disuelto con moderado empuje de agua. Actualmente el pozo LPÑ-59 tiene un producción de Tabla 3.1 Producción actual del pozo Petróleo (Bpd)

21

Gas(Mpcd)

33

Agua (Bpd)

180

Fuente: YPFB-Andina

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3.2

Ubicación Geográfica Figura 3.1: Mapa de ubicación del campo La peña

Fuente: YPFB ANDINA

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3.3

3.3

Información general del Pozo. País

Bolivia

Departamento

Santa Cruz de la Sierra

Nombre del pozo

LPÑ-59

Compañía operadora

YPFB ANDINA S.A

Área

GRIGOTA

Tipo del pozo

productor de petróleo

Fecha de inicio

15/09/2002

Coordenadas geográficas de la localización Longitud

X: 502421.58

Latitud

Y: 8016926.81

EMR

354.4m

3.4

Geología

3.4.1

Marco regional La estructura de la Peña constituye un lineamento estructural junto a los campos Rio Grande y Tundy, en la zona frontal de los pliegues Sub-Andinos.

3.4.2

Estratigrafía La secuencia estratigráfica atravesada en la estructura de la Peña está representada por sedimentitas pertenecientes a las formaciones Chaco, Yecua y Petaca del sistema Terciario; Cajones del sistema Cretácico; Yantata e Ichoa del sistema Jurasico: Elvira del sistema Trifásico; San Telmo Escapment, Chorro-Tarija y Tupambi del sistema Carbonífero y finalmente Iquiri del sistema Devónico.

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3.5

Descripción de formaciones  Formación Yantata : Está representada predominantemente por facies psamiticas presentándose como arenisca friables, con grano suelto de cuarzo gris blanquecino, medio a grueso, sub-redondeado a redondeado, buena selección.  Formación Ichoa: Es una secuencia homogénea monótona, tiene ua relación muy transicional, con la formación yantata, en conjunto es una secuencia de facies netamente psamiticas, con delgadas intercalaciones de pelitas hacia la parte superior e inferior de dicha formación.  Formación

Elvira:

Esta

representada

por

facies

eminentemente

psamiticas, las que intercalan con esporádicos niveles de pelitas. Las areniscas son de color gris amarillento, tamaño de grano medio a grueso, ocasional fino, sub redondeado, buena a regular selección. Las pelitas están representadas por arcillitas y diamictitas.  Formación San Telmo: Esta unidad litoestratigráfica pertenece al sistema carbonífero, discordante en la parte superior con la formación Elvira. L formación Sn Telmo, está representada en este pozo por cuatro niveles : La parte superior de la formación está conformada predominantemente por psamitas, representadas por areniscas de grano suelto, gris-blanquecino, redondeado a sub-redondeado, con regular a buena selección. El nivel inferior esta caracterizado por el predominio de sedimentos peliticos, representa el sello de la arenisca La Peña. En esta formación está comprendida el reservorio La Peña, constituido por arenisca de grano, sub-redondeado a redondeado, buena a regular selección.

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 Formación Escarpment: corresponde a esta formación las areniscas del reservorio conocido como bolívar, constituido por areniscas de grano suelto de cuarzo gris blanquecino, redondeado a sub-redondeado, buena selección. Figura3.2: Prognosis Geológica Pozo LPÑ-X1

Fuente: YPFB- ANDINA 3.6

Estructura El entrampamiento que presenta el campo la Peña es una trampa combinada estructural y estratigráfica. Si bien la estructura es importante y es el principal entrampamiento de hidrocarburos que conforma el paquete arenoso. La peña responde a un sistema de depositacion marino fluvial. El

campo

la

Peña se encuentra en la zona deformada del píe de monte muy cerca del

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límite de la misma. La estructura está influenciada

y controlada

por la

tectónica de fallas compresivas de la deformación Andina que hacia el este se van perdiendo o van disminuyendo, teniendo su límite geomorfológico en el Rio Grande. La estructura conforma un plegamiento anticlinal

asimétrico,

alongado,

cuyo plano axial tiene una dirección SE a NW con hundimiento definidos y flancos que buzan con ángulos relativamente suaves. La estructura aparentemente no está afectada por tectonismo, aunque no se puede descartar la posible

presencia en el flanco vertical que no habrían afectado

al sello. Figura: 3.2 Campo La Peña Mapa Estructural Tope Reservorio La Peña

LPÑ-59

Fuente: YPFB ANDINA.

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3.7

Arreglo sub-superficial del pozo LPÑ-59 Figura: 3.3 Arreglo sub-superficial del pozo LPÑ-59

Fuente: YPFB-ANDINA

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3.8

Producción actual del pozo En la curva de IPR que es presión de fondo fluyente Vs caudal, en la grafica se puede apreciar datos que son de gran

importancia para determinar

cualidades del pozo como el índice de productividad del pozo. Figura: 3.4 Curva de IPR del pozo LPÑ-59

Fuente: YPFB-ANDINA 3.9

Declinación de la producción. El pozo LPÑ-59 se puede observar está declinando su productividad como se puede observar en la figura 3.5, que es de 0.16315 anualmente, esta declinación corresponde primordialmente a motivos como la perdida de presión natural del yacimiento, lo cual aplicando el sistema de Gas Lift mediante Coiled Tubing. El limite económico del pozo LPÑ-59 es de 5 BPD.

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Figura 3.5: Curva de Declinación del pozo LPÑ-59

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Fuente: YPFB ANDINA William Carlos Quiroz Serrano

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CAPITULO IV INGENIERIA APLICADA AL POZO LPÑ-59 4.1

Introducción. El presente proyecto consiste en aplicar el sistema de inyección de Gas Lift continuo por medio de una tubería flexible (Coiled tubing) en el pozo LPÑ-59 que actualmente está con el sistema de Gas Lift convencional los mismo que producen de manera ineficientes con pérdidas de eficiencia en el levantamientos de los volúmenes de hidrocarburos producidos. Con la acción del levantamiento artificial de Gas Lift mediante el Coiled tubing, evitara el deslizamiento o resbalamientos de hidrocarburos líquidos que sucede cuando los líquidos acumulados en el fondo del pozo, son levantados como consecuencia de la inyección de gas como fuente de energía motriz. La

eficiencia

de

producción

dependerá

fundamentalmente,

de

la

determinación del comportamiento del pozo. Para lo cual se deberá determinar los siguientes aspectos.  Determinar el área de flujo para el sistema.  Profundizar el punto de inyección de gas.  Determinar el incremento en la producción de hidrocarburos  Determinar RGLt cercana correspondiente al gradiente mínimo, es decir aquella a partir de la cual el gradiente de presión no se reduce al aumentar la RGL,  En base a las condiciones de producción del pozo seleccionado para este fin, definir y ajustar los caudales de inyección de gas para que sistema levante los volúmenes requeridos de líquidos.

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78

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4.2

Diseño

y selección del sistema de inyección de Gas Lift mediante

Coiled tubing. Para el diseño y selección del sistema de gas lift mediante Coiled tubing para el pozo LPÑ-59 debe seguir los pasos mencionados en el marco teórico. 4.2.1

Datos del pozo LPÑ-59 Los datos necesarios para el diseño y selección del sistema de inyección de Gas lift mediante Coiled tubing para el pozo LPÑ-59 son: Datos: Profundidad

2674

m.

Presión de fondo

2865.00

psi

Presión de fondo fluyente

2405.71

psi.

Presión de cabeza

382.0

psi.

Presión del separador

106.0

psi.

Presión de inyección Kic-off, Pko

850

psi

Presión de operación

800

psi

Temperatura de superficie

82

Fº

Temperatura del pozo

183

Fº

Tope de arena

2605.0

m

Base de arena

2648.0

m

Tramo de baleo

2613.0 - 23 m

Caudal de petróleo

21

William Carlos Quiroz Serrano

bpd. 79

Universidad de Aquino Bolivia

Caudal gas

33

Mpcd.

Caudal agua

185

Mpcd.

OD

1 1/4

pulg.

ID

1.046

pulg.

OD

2 7/8

pulg.

ID

2.441

pulg.

Gravedad especifica del gas

0.69

Factor volumétrico del petróleo

1.25

By/Bn

Gravedad especifica del petróleo

44º

API.

Relación gas liquido de formación

300

pie³/Bbl

Relación agua-petróleo en separador

1571

pc/Bbl

Gradiente del fluido estático

0.438

psi/ft

Porosidad de formación

25

%

Permeabilidad de formación

8.0

md

Viscosidad del petróleo

2.54

cp

Factor volumétrico

1.25

ps/Bbl

Saturación de petróleo

44

%

Saturación de agua

55

%

Tubería flexible CT.

Tubería de producción.

William Carlos Quiroz Serrano

80

Universidad de Aquino Bolivia

4.3

Diseño para la aplicación del sistema inyección de gas lift mediante Coiled tubing en el pozo Lpñ-59.

4.3.1

Parámetros a considerar.  Calculo del índice de productividad Calculamos el índice de productividad (IP) que nos indicara la capacidad de producción del pozo LPÑ-59 𝑄 (

)

(

4

)

Entonces tenemos que nuestro índice de productividad es de: 44

𝑖

El índice de productividad del pozo LPÑ-59 es igual a 0.447 Bpd/Psi, esto quiere decir la productividad del pozo es muy deficiente y es necesario implementar el Sistema de Gas Lift mediante Coiled tubing.  Calculo de AOF Luego se calcula el caudal máximo con el IP encontrado: 𝑞

𝑞𝑚𝑎𝑥 (

𝑞𝑚𝑎𝑥 (

4

)

(

)

(

)

4

)

𝑞𝑚𝑎𝑥

William Carlos Quiroz Serrano

81

Universidad de Aquino Bolivia

El caudal máximo de producción del pozo LPÑ-59 es de 767.6 Bpd.  Área de flujo de liquido Figura: 3.5

Fuente: Elaboración propia. 𝑎

𝑜

𝑎

𝑜

(

)

𝑎

𝑜

(( 44 )

(

𝑎

𝑜

Ecuación 4.1

) )

44

El área de flujo es igual a

, para realizar los cálculos y

correlaciones necesarias para el flujo multifásico en tubería vertical esto nos deja un diámetro eqivalente de 2.09 pulgadas.  Nivel de Estático10 El nivel de fondo estático nos permite estimar altura del líquido que se almacena en el fondo del pozo, cuando la presión de estática (Pe) no logra vencer las pérdidas de cargas descritas y los fluidos no alcanzan la superficie con su propia energía. Es decir Pe = ℎ

10

Curso de producción II Titular : Ing. Mario C. Sanchez

William Carlos Quiroz Serrano

82

Universidad de Aquino Bolivia

Calculando la densidad de la mezcla con la Ecuación 2.16: 𝜌𝑚

𝜌𝑜 𝐹𝑜

𝜌

𝐹

𝜌𝑚 𝜌𝑚

𝑚

La densidad de la mezcla es 0.978 gr/cm3 debido a que el líquido presenta mayor porcentaje de agua. Calculando el nivel de liquido estático en el fondo del pozo con la ecuación de presión hidrostática del fluido. ℎ

4

ℎ 𝜌𝑚

Ecuación 4.2

Despejando ℎ tenemos: ℎ ℎ

Ecuación 4.3 4𝑚

Por lo tanto el nivel estático o la altura de liquido que se almacena en el fondo del pozo es de 2061.24 metros o 6762.92 pie.  Nivel Dinámico Nivel estático bajará cuando apliquemos al pozo algún sistema de extracción artificial, hasta un valor en el cual la entrada de fluido de la formación equilibrara al fluido extraído. Estimar el nivel dinámico con la siguiente ecuación11: 𝑜

11

Ecuación 4.4

Libro de “Ingeniería de Producción ” capitulo V. Bombeo Neumático

William Carlos Quiroz Serrano

83

Universidad de Aquino Bolivia

Donde 𝑚 es el gradiente de la mezcla: 𝑚

4

𝜌𝑚

𝑚

4

𝑖

Ecuación 4.5

𝑖

Reemplazando en la ecuación de nivel dinámico tenemos:

4

𝑖

Nivel dinámico es 1521.97metros o 4993.62 pie  Punto de inyección12 Para determinar el punto de inyección se tiene que considerar los siguientes pasos: 1.- Realizar una grafica de profundidad vs presión, a la misma escala de las curvas de gradiente de presión de flujo multifásico en tubería vertical. 2.- Sobre la grafica anterior, localizar en la superficie: Pwh, Pso y la presión de inyección disponible. 3.- Determinar la presión de la columna inyección de gas a diferentes profundidades; el gradiente de presión del gas de inyección es de 0.0218 lb/

.

Utilizando las siguientes ecuaciones: 𝑜

𝑜

Presión en profundidad 𝑖

12

Libro de “Ingeniería de Producción ” capitulo V. Bombeo Neumático

William Carlos Quiroz Serrano

84

Universidad de Aquino Bolivia

La línea de presión de inyección seria igual a:  Conectar 800 psi en superficie hasta 987 psi a 8613 pie. 4.- A la línea de presión de inyección calculada, se le restan 100 lb/

, para

formar la línea que realmente se usa para ubicar el punto de inyección. Estas 100 lb/

son requeridas para garantizar que el gas pueda entrar a la tubería

de producción. 5.-Usando la curva de afluencia, se calculan las presiones de fondos requeridas para que el yacimiento aporte diferentes caudales de liquido. Usando el RGL de formación para cada caudal de líquido se trazan las curvas de presión desde la profundidad del intervalo productor hasta el punto donde se corta la línea de inyección de gas. 6.- Usando las correlaciones de flujo multifásico y para unir la presión de cabezal (Pwh) con la presión de fondo en donde la curva de presión de los fluidos provenientes de la formación corta la línea de inyección de gas, se requiere la curva de gradiente de presión correspondiente a una RGL. Esta relación gas líquido encontrada es la RGL total que corresponde para una mínima presión en tubería 7.- Unir el punto del Nivel Dinámico con la Pwf a 8613, pie, mediante una línea recta, la cual al interceptar el gradiente de presión del gas de inyección de diseño se determina el punto de inyección. Ver figura 3.6.

William Carlos Quiroz Serrano

85

Universidad de Aquino Bolivia

Figura 3.6: Diagrama de presiones para determinar el punto de inyección William Carlos Quiroz Serrano

86

Universidad de Aquino Bolivia

Fuente: Elaboración propia  Calculo de la relación gas líquido mínimo Luego se calcula la RGL mínimo con la ecuación de Walter Zimmerman: 𝑎 𝑚𝑖

*𝑎

(

)+

(

)

Donde:

𝑎=(

)

(

= = [(

4

)

4

)(

)]

𝑜𝑉

*(

)+

Con: 𝑊 = Fracción de agua y sedimento, adimensional = 0.89 = Diámetro interno de tubería, pulg.= 2.09¨ 𝑜𝑣 = Profundidad del punto de inyección, pie = 5600

(

) = Cotangente hiperbólica.

Reemplazando los valores calculados de a, b, c en la ecuación tenemos: 𝑎 𝑚𝑖

[

(

)]

(

4

)

𝑎 𝑚𝑖  Calculo del caudal de inyección de Gas

William Carlos Quiroz Serrano

87

Universidad de Aquino Bolivia

Calculamos el caudal de inyección con la ecuación siguiente: (

𝑞𝑖

) 𝑞

(

𝑞𝑖

)

𝑞𝑖

4 4 𝑀

Tabla 4.1: Cálculos del caudal de inyección Vs RGLt Grad. Mínimo ID 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09 2,09

w 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89

DOV 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600 5600

RGLF

ql

300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300

350 360 370 380 390 400 410 420 430 440 450 460 470 480 490 500 510 520 530 540 560 570 580 590 600 610 620 630 640 650

a 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8

b 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2 98,2

c 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048 1,048

c*ql /1000

0,36 0,37 0,38 0,39 0,40 0,41 0,42 0,44 0,45 0,46 0,47 0,48 0,49 0,50 0,51 0,52 0,53 0,54 0,55 0,56 0,58 0,59 0,60 0,61 0,62 0,63 0,64 0,66 0,67 0,68

(

𝒄 𝒒𝒍

)

2,84 2,77 2,70 2,64 2,58 2,52 2,46 2,41 2,36 2,32 2,27 2,23 2,19 2,15 2,11 2,07 2,04 2,01 1,98 1,95 1,89 1,86 1,84 1,81 1,79 1,77 1,74 1,72 1,70 1,68

RGLT.grad.min.

Qiny

1627,95 1586,59 1547,58 1510,72 1475,84 1442,80 1411,46 1381,71 1353,42 1326,50 1300,86 1276,42 1253,09 1230,81 1209,52 1189,14 1169,64 1150,95 1133,04 1115,86 1083,52 1068,29 1053,65 1039,57 1026,01 1012,95 1000,37 988,24 976,54 965,25

464,78 463,13 461,60 460,07 458,57 457,12 455,70 454,31 452,97 451,66 450,39 449,15 447,95 446,79 445,66 444,55 443,51 442,49 441,51 440,56 438,77 437,93 437,12 436,34 435,60 434,90 434,22 433,59 432,98 432,41

Fuente: Elaboración propia

William Carlos Quiroz Serrano

88

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En la tabla 4.1 tomamos valores del RGLt gradiente mínimo para diferentes caudales de inyección de gas,  Calculo de la capacidad de entrega de la tubería de flujo multifásico vertical Donde las presiones son halladas de las curvas de gradiente de presión de Kermit E Brown13, donde los caudales son asumidos tomando en cuenta el RGLt gradiente mínimo y la profundidad del punto de inyección de gas. Tabla 4.2: capacidad de entrega de la tubería de flujo vertical RGLt grad. minimo Caudal(Bpd) Presión (psi) 100

800

200

1100

300

1250

400

1450

500

1660

600

1800

Fuente: Elaboración propia Con los resultados que se observa en la en la tabla 4.2, graficamos una tabla donde vemos que la curva de flujo vertical para un ID de 2.09”, donde se interceptan con la curva de IPR actual del pozo LPÑ-59.

13

The technology of artificial lift methods volume 1

William Carlos Quiroz Serrano

89

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Figura3.7: Análisis de sensibilidad con CT

LPÑ-59

3500

IPR Base 3000 DIA OT 1,25

Pwf (psi)

2500 2000 1500

1000 500

440 Bpd 0 0

100

200

300

400

500

600

700

767

Fuente: Elaboración propia De acuerdo a la figura se puede observar que la curva de IPR actual del pozo la peña LPÑ-59

y la curva de flujo vertical se interceptan, dándonos un

caudal de 440 (Bpd) que entonces se tomara como caudal de trabajo para el pozo y un caudal de inyección de 614 Mpcnd (Ver tabla 4.1).  Caudal de petróleo (100%) 𝑄𝑜

𝑄 𝑖𝑞 (

𝑄𝑜

44 𝑄𝑜

Según

los

resultados

𝐹

(

) )

4 4 pd

obtenidos

nuestra

producción

aumentaría

considerablemente a 48 Bpd logrando así un incremento de la producción gracias al sistema de Inyección de Gas Lift mediante Coiled tubing.

William Carlos Quiroz Serrano

90

Universidad de Aquino Bolivia

Figura 3.8: Arreglo superficial propuesto del pozo LPÑ-59

Fuente: Elaboración propia

William Carlos Quiroz Serrano

91

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Figura: Arreglo sub-superficial propuesto del pozo LPÑ-59

Fuente: Elaboración propia

William Carlos Quiroz Serrano

92

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CAPITULO V EVALUACIÓN ECONOMICA

5.1

Introducción. El análisis financiero estudia la estructura y evolución de los resultados de la empresa (gastos e ingresos) y de la rentabilidad de los capitales utilizados. Este análisis se realiza a través de la cuenta de pérdidas y ganancia. El objetivo de las empresas petroleras es incrementar la producción de los campos productores, en lo cual buscan incrementar sus ingresos, La ingeniería de petróleo nos da algunas pautas de las actividades que se pueden realizar en un intento de incrementar la producción, optimizando la producción para obtener mayores ganancias con la menor inversión posible. El sistema de Levantamiento Artificial por Gas Lift mediante Coiled tubing es conveniente para ser aplicado en el pozo LPÑ-59 de acuerdo a los resultados obtenidos en el diseño y selección del sistema en base a las características del yacimiento y del pozo, demostrando aplicabilidad del sistema. El análisis financiero está enfocado a determinar las inversiones de implementación del sistema Levantamiento Artificial por Gas Lift mediante Coiled tubing para el pozo LPÑ-59 y el beneficio económico de implementado.

5.2

Costos de Equipos y Materiales Los costos en equipos y materiales del sistema Levantamiento Artificial por Gas Lift mediante Coiled tubing se pueden definir en cuatros partes:  Costos de transporte de equipos y materiales.  Costos de Equipos y materiales Superficiales.  Costos de Equipos y materiales Sub-Superficiales.

William Carlos Quiroz Serrano

93

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 Costo de instalación de equipos 5.2.1

Costos de transporte Para los costos de transporte de equipos y materiales tenemos los siguientes: Tabla 5.1 Costos de Transporte de equipos y materiales

Descripción

Unidad Cantidad Costo unitario $us Total $us

Unidad de Coiled tubing

km

90

6,53

587,70

Subestructura de Coiled tubing

km

90

6,53

587,70

Herramientas de Coiled tubing

km

90

6,53

587,70

Unidad de bombeo

km

90

5,90

531,70

Piletas

km

180

5,90

1.062,00

Unidad de gura hidráulica

km

90

5,90

531,00 3.887,10

Total

Fuente: Empresa San Antonio Internacional 5.2.2

Costos de Equipos y materiales Superficiales Para los costos de equipos y materiales tenemos los siguientes: Tabla 5.2 Costos equipos y materiales

Descripción

Unidad

Cantidad

Costo unitario $us

Total $us

2

10.666,13

21.332,26

2

6.216,17

12.432,34

Días

4

987,00

3.948,00

Servicios de grúa hidráulica. Días

3

1.980,26

5.940,78

Servicio de unidad de Coiled Días tubing. (dos días) Servicio

de

unidad

bombeo.

(dos días )

de Días

Alquiler de piletas. (dos dias) (dos días ) Total

William Carlos Quiroz Serrano

43652,78

94

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Fuente: Empresa San Antonio Internacional 5.2.3

Costos de equipos y materiales Sub-Superficiales Los costos de equipos y materiales sub-superficiales tenemos los siguientes: Tabla 5.3 Costos de equipos y materiales su sub-superficiales.

Descripción

Unidad

Cantidad

Costo unitario $us

Total $us

Junta de seguridad

1

1

3.1982,00

3.192,00

Spool espaciador con perfil

1

1

6.230,00

6.230,00

1

1

1.440,00

1.440,00

6,00 $us/pie

33.600,00

para colgador de Coiled tubing Conector acuñado para CT. Tubería flexible (Coiled tubing) Válvula flapper

1

1

1.730,00

1.730,00

Barra rígida

1

1

300,00

300,00

Jet fijo (zapato guía)

1

1

275,00

275,00

Total

46.767,87

Fuente: Empresa San Antonio Internacional 5.2.4

Costos de instalación de equipos Tabla 5.4: costo de operación e instalación de equipos.

Descripción

Unidad

Cantidad

Costo unitario $us

Total $us

Supervisor de la operación

Día

4

980,00

3.920,00

Operador de Coiled tubing

Día

4

765,00

3.060,00

Ayudante de Coiled tubing

Día

8

835,00

6.680,00

Operador de bomba

Día

4

765,00

3.060,00

Ayudante de bomba

Día

8

835,00

6.680,00

William Carlos Quiroz Serrano

95

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Total

23.400,00

Fuente: Empresa San Antonio Internacional. 5.2.5

Costo de operación Para la inversión el costo de operación del sistema de Gas Lift es de 600 $us/mes, por operador, como se necesita un operador cada 12 horas entonces el costo sería 1.200,00$us/ mensual. Tabla 5.5: Costo de operación

Descripción

Unidad

Cantidad

Costo unitario $us

Total $us

Operación

Mes

12

1.200

14.400,00

Total

14.400,00

Fuente: Equipetrol 5.2.6

Costo de mantenimiento El costo de mantenimiento viene a ser todo los costos adicionales que se realizan cada vez por semana o por mes debido a la necesidad del sistema de Gas Lift, para este caso se hará un mantenimiento cada 4 meses. Tabla 5.6: Costo de mantenimiento

Descripción

Unidad

mantenimiento Mes

Cantidad

Costo unitario $us

Total $us

12

416,66

5.000,00

Total

5.000,00

Fuente: San Antonio International 5.3

Precio del petróleo Teniendo en cuenta que en Bolivia el costo estimado por barril de petróleo es alrededor de 40 $us según decreto supremo Nº 1202, del 18 de abril del 2012

William Carlos Quiroz Serrano

96

Universidad de Aquino Bolivia

ya que este es un precio de incentivo que consiste en 30 $us/Bbl en notas de créditos (Nocres) sumados a los 10 $us/Bbl que actualmente reciben las empresas que operan en Bolivia 5.4

Precio del Gas Natural14 En el mercado interno el Gas Natural

se comercializa entre uno y dos

dólares por MPC. El precio del gas natural se venden a 1.17 $us por MPC. 5.5

Costo directo de producción ($us/BOE) En términos generales, el costo unitario refleja la relación entre los costos directos de producción y los volúmenes producidos. El análisis realizado para cada una de las empresas petroleras que operan en el país, muestra que el costo promedio de producción de un barril de petróleo y condensado en Andina es de 10,57 $us/BOE15

5.6

Costo de transporte de Hidrocarburos La Tarifa de Transporte fijada y aprobada por la Superintendencia de Hidrocarburos es de $us 2,33 por barril, tarifa uniforme y estampilla, para todos los productos transportados por el sistema de poliductos de YPFB Logística.

5.7

Costo de tratamiento e inyección de agua En un pozo que produce petróleo con un 80% de corte de agua el costo del manejo de agua puede ascender a 0.5 $us por barril de petróleo producido16.

5.8

Análisis Económico El flujo de caja realizado se logra en base a la productividad del pozo tanto

Fuente: http://www.hidrocarburosbolivia.com

14 15 16

Resultados de la gestión operativa y financiera YPFB 2012 ,Pag 47 “Control de agua” Shell International Exploration and Production

William Carlos Quiroz Serrano

97

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con la producción actual como con la producción que se obtendrá implementando el sistema tomando en cuenta los costos de inversión y como también las ganancias que nos dará, que esto está en función a la venta del volumen total a recuperarse. Estos factores determinaran el costo – beneficio que arroja el Sistema Gas Lift mediante Coiled Tubing en el pozo LPÑ-59. Conocidos los datos de los volúmenes desarrollamos un flujo de caja en 2 etapas (2 años), donde tenemos que las reserva remanente del pozo LPÑ-59 es de 25.000 Bbl. Lo que nos dice que nuestra proyección se realizara hasta el agotamiento total del pozo que equivale a 2 años aproximadamente. 5.10

Pronostico de Declinación Mensual de la Producción Figura 5.1: pronóstico de la declinación mensual de la Producción

Historial de Produccion

Caudal de petroleo (Bpd)

1000

100

10

1 0

20

40

60

80 100 Tiempo(meses)

120

140

160

Fuente: Elaboración propia en base a la información de YPFB-ANDINA

William Carlos Quiroz Serrano

98

Universidad de Aquino Bolivia

Tomando en cuenta la declinación mensual del pozo LPÑ-59 (ver figura) tenemos que la formula de nuestra pendiente es:

𝑄

4

Donde tenemos que 4 8 Bpd seria nuestro caudal, ya que gracias al Sistema Gas Lift mediante Coiled Tubing podemos incrementar de 21 Bpd a 48 Bpd.de petróleo.

Tabla 5.5: Cálculo de la producción a futuro según la curva de declinación del pozo Año 1

Año 2

Meses Qo (Bpd)

Acumulada(Bbl) Meses Qo(Bpd)

Acumulada(Bbl)

1

47,380

1421,40115

13

40,536

1216,09288

2

46,768

1403,04252

14

40,012

1200,38593

3

46,164

1384,92102

15

39,496

1184,88190

4

45,567

1367,03356

16

38,985

1169,57813

5

44,979

1349,37714

17

38,482

1154,47202

6

44,398

1331,94877

18

37,194

1139,56101

7

43,824

1297,76448

19

36,713

1124,84259

8

42,700

1281,00268

20

36,239

1110,31428

9

42,148

1264,45742

21

10

41,604

1248,12585

22

11

41,066

1232,00523

23

12

40,536

1216,09282

24

15.895.83

total

total

9.300,13

Fuente: Elaboración propia.

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Tabla 5.6: Flujo de caja anual Datos del Proyecto

Parámetros Básicos

Precio del Petróleo ($us/BbL)

40

BOE: PC por Bbl

Precio del Gas ($us/Mpc)

1.17

Lifting Cost ($us/BOE)

10.5

Horizonte de Evaluación (Años) 2 Inversión inicial ($us) 127427.75

Proyección Producción Diaria Bpd

48

Utilidad ($us)

352.313,88

Proyección Producción Diaria Mpcd

52

Tasa de mercado (%)

10

Regalías (%)

18

Tasa interna de retorno (%)

26

VAN ($us)

25.834,66

Impuesto Directo a los Hidrocarburos (%) 32

Prod. Petróleo Prod. de Gas Ingresos Venta de petróleo Venta de gas Total de ingresos Inversión inicial Egresos Impuestos Regalías 18% IDH 32% Gastos: Mantenimiento Costo de Producción (BOEs*LiftCost) Costo de tratamiento de inyección de agua Costo de Transporte de hidrocarburos Total de egresos Utilidad Utilidad descontada Utilidad Acumulada Tasa de mercado

%

15

VAN

$us

25.834,66

TIR

%

26

Unidad Bbls MMpcs $us $us $us $us

Inicio

1 Año 2 Año 15.895,83 9.300,13 17,006 14,035 635.866,01 19.897,62 655.730,63

372.005,15 16.421,64 388.426,79

118.031,51 209.833,80

69.916,82 124.296,57

5.000,00 168.018,87 7.947,91 37.037,27 545.869,26 109.861,53 99.837,87 -27.546,88

5.000,00 98.302,36 4.650,06 21.669,30 323.835,12 64.531,67 53.381,55 25.834,66

127.420,75

$us $us $us $us/BOE $us/Bbl $us/Bbl $us $us

6000

-127.420,75 -127.420,75

Fuente: Elaboración propia.

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5.11

Resultados del flujo de caja. El análisis económico del sistema Levantamiento

Artificial por

Gas Lift

mediante Coiled tubing aplicado al pozo LPÑ-59. Nos muestra que con una inversión total de 127.420,75 $us. Se obtuvieron buenos resultados que se muestran a continuación: Vida Útil del Proyecto = 2 años Tiempo de Pago

= 1 año

TIR

= 26 %

VAN

= 25.834,66 $us.

Nuestra Tasa Interna de retorno (TIR) es del 26

inversión del sistema Coiled

%

Levantamiento Artificial

La por

recuperación

de

la

Gas Lift mediante

tubing, será recuperada en el segundo mes. Logrando así un

tiempo de pago en el menor tiempo. Las ganancias netas gracias al sistema Levantamiento Artificial por Gas Lift mediante Coiled tubing en el pozo LPÑ-59 será de 25.834,66 $us. Lo que hace que nuestro proyecto tenga una ganancia considerable tomando en cuenta que el pozo está totalmente ahogado.

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CAPÍTULO VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1

Conclusiones.  Se demostró que el sistema Levantamiento Artificial por Gas Lift mediante Coiled tubing incrementará la producción de 20 BPD a 48 BPD de petróleo, haciendo que este pozo sea técnicamente viable para implementar el sistema Levantamiento Artificial por Gas Lift mediante Coiled tubing.  Se ha demostrado que el pozo puede aprovechar de formas más eficiente el gas de inyección con respecto de Gas Lift convencional, Con un caudal de inyección de gas de 450 Mpcd. 

Luego de observar los resultados de la evaluación económica se demostró que el sistema Levantamiento Artificial por Gas Lift mediante Coiled tubing sea económicamente rentable.

6.2

Recomendaciones  Se recomienda implementar la instalación del sistema Levantamiento Artificial por Gas Lift mediante Coiled tubing como una alternativa para planificar su aplicación en otros pozos que reúnan determinadas características.  Una vez instalado el sistema Levantamiento Artificial por Gas Lift mediante Coiled tubing se debe hacer un seguimiento del sistema para así mantener un caudal de producción optimo, ya que esta en relación al índice de productividad del pozo.  La capacitación de los operadores es fundamental para el éxito del Sistema.

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ANEXOS ANEXO 1. GLOSARIO 1 API: "American Petroleum Institute", formada en 1917 para organizar la industria petrolera, a fin de ordenar la demanda de petróleo durante la primera guerra mundial. Es una organización sin fines de lucro, que sirve para coordinar y promover el interés de la industria petrolera en su relación con gobierno y otros. 2 ÁREA: División geográfica de mayor escala, donde se realizan operaciones de exploración y/o producción. 3 ARENAMIENTO: Fenómeno donde material de la formación viaja hacia el pozo y la superficie como parte de los fluidos producidos. 4 ARENISCA: Roca sedimentaria clástica formada por granos de arena cuyo tamaño varía entre 2 – 0,0625 mm. 5 ASFÁLTENOS: Son depósitos orgánicos que provienen de la perturbación del equilibrio de los crudos, y pertenecen al grupo de los bitúmenes, en el cual se encuentran también los máltenos y las resinas. 6 BUZAMIENTO: Mide el ángulo entre el plano a estudiar y el plano horizontal. 7 BN: Barriles normales. 8 CAMPO.- Área de suelo debajo del cual existe uno o más reservorios de hidrocarburos, en una o más formaciones en la misma estructura o entidad geológica. Proyección en superficie del conjunto de yacimientos de

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Hidrocarburos con características similares y asociados al mismo rasgo geológico. 8 CAMPO MARGINAL.- Es aquel campo que ha producido el 90% de sus reservas probadas de hidrocarburos. 9 COMPLETACIÓN: Es la preparación de un pozo para ponerlo en producción económicamente. Después que un pozo es entubado y cementado, cada horizonte productivo es puesto en contacto permanente con el pozo, permitiendo el flujo de fluidos del reservorio hacia la superficie a través de la tubería de producción y el equipo apropiado para controlar la tasa de flujo. El contacto con cada horizonte puede ser alcanzado directamente (a hueco abierto) o por cañoneo a través de la tubería de revestimiento. Otra definición.- Trabajos posteriores a la perforación que tienen por objeto poner el pozo en condiciones de producir. 10 COMPRESIÓN: Es el proceso donde se obliga a un cuerpo a reducir su volumen. 11 CORTE DE AGUA: Representa el porcentaje de agua que se produce con un barril de petróleo. 12 DIFERENCIAL DE PRESIÓN: (pe-pwf) (Drawdown). Es la diferencia entre la presión existente en el límite exterior de un pozo y la presión de fondo de producción del mismo. 13 EMULSIÓN: Es la formada cuando un líquido inmiscible disperso en otro y usando un químico, reduce la tensión interfacial entre los dos, logrando la estabilidad. 14 GOR: Relación gas petróleo. 15 ESTIMULACIONES: Técnicas de rehabilitación aplicadas a los pozos, para estimular su capacidad productora. Entre estas técnicas se encuentran:

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forzamiento de arena con petróleo, forzamiento de arena con agua, fracturamiento, acidificación, lavado de perforaciones y frac pack. 16 FORMACIÓN: Se refiere a estratos rocosos homogéneos de cualquier tipo, usados particularmente para describir zonas de roca penetrada durante la perforación. 17 GAS NATURAL: Una mezcla de hidrocarburos gaseosos que se encuentra en muchos tipos de roca sedimentaria y estrechamente relacionadas a petróleo crudo, diferenciándose de ésta en el rango de hidrocarburos y sus constituyentes. El gas natural es principalmente parafínico, consiste principalmente de metano, con proporciones significativas de etano, propano, butano y algo de pentano, y usualmente nitrógeno y dióxido de carbono. Otra definición.- Es el gas natural asociado y no asociado, en su estado natural. Puede ser húmedo si tiene condensado, o ser seco si no tiene condensado. 18 GRADO API: Clasificación para petróleo con propósitos particulares en función de su densidad. Numéricamente el valor es obtenido de la fórmula: [141.5 / SG. A 16° C] – 131.5. 19 MMbbl: Millones de barriles 20 PETRÓLEO: Una mezcla líquida de muchas sustancias, principalmente compuestas de hidrógeno y oxígeno. El petróleo crudo varía en apariencia desde incoloro hasta completamente negro, tiene una capacidad calorífica entre (18,300 a 19,500) BTU/lb y una gravedad específica (SG) entre (0.78 y 1.00) (correspondiente a 50° API y 10° API, respectivamente). De acuerdo a su gravedad se clasifican en: Crudo Liviano > 30° API. Crudo Medio 22-30°API.

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Crudo Pesado < 22° API. 21 PCD: Pies cúbicos días. 22 CF: (Cubic foot) Pies cúbicos. 23 PCN: Pies cúbicos normales. 24 PERMEABILIDAD: Se define como la conductividad de la roca a los fluidos o la facultad que

la roca posee para permitir que los fluidos se

muevan a través de la red de poros intercomunicados. Si los poros de la roca no están intercomunicados no existe permeabilidad17. 26 PRESIÓN DEL YACIMIENTO: La presión del yacimiento es aquella que existe en condiciones de equilibrio antes o después de que se hayan establecido las operaciones de producción, es la fuente de energía que mueve a los fluidos del yacimiento al pozo desde la zona de mayor presión a la de menor presión que es el pozo. Esta presión puede ser producida por el empuje que ejercen ciertos fluidos como el gas y el agua en la interface con el petróleo, para desplazarlo entre los poros intercomunicados de la roca reservorio, venciendo la presión capilar que mantiene a los fluidos adheridos a los poros de la roca. 25 POROSIDAD: Representa el porcentaje del espacio total que puede ser ocupado por líquidos o gases. Esta propiedad física de la roca determina la capacidad de acumulación o de depósito de la arena y generalmente se la expresa como porcentaje, fracción o decimal18.

17

. http://gea.ciens.ucv.ve/geoquimi/hidro/fundamentales.pdf

18

http://gea.ciens.ucv.ve/geoquimi/hidro/fundamentales.pdf

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26 PORO: Es el espacio vacío que posee la roca donde se puede almacenar aire, agua, hidrocarburos u otro fluido. El porcentaje de espacio vacío es la porosidad de la roca. 27 POZO: Hoyo que ha sido terminado apropiadamente con los aditamentos requeridos, para traer a la superficie la producción de gas y/o petróleo de un yacimiento. 28 POZO ABANDONADO: Un pozo que actualmente no está produciendo, debido a que fue originalmente seco (dry hole) o debido a que ha cesado de producir. La regulación peruana requiere que los pozos abandonados sean taponados para prevenir la contaminación de petróleo, gas o agua desde un estrato hacia otro. 29 POZO DE GAS: Hoyo que tiene como objetivo de extraer gas natural y llevarlo hasta la superficie. 30 PRESIÓN DE PORO: Es la presión del yacimiento. 31 RESERVAS PROBADAS. Son las cantidades de hidrocarburos que de acuerdo a informaciones geológicas y de ingeniería de reservorios, demuestran con razonable certeza, que en el futuro, serán recuperables los hidrocarburos de los reservorios bajo las condiciones económicas y operacionales existentes. 32 REHABILITACIÓN DE POZOS (RA/RC): Operación programada que se realiza con fines de re-establecer y/o mejorar la capacidad del intervalo productor de un pozo, o de cambiar el horizonte de producción por otro ubicado a mayor o menor profundidad. Presenta el esfuerzo requerido para ejecutar trabajos de estimulaciones, reparaciones, re-cañoneo y/o terminación a pozos.

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33 REPARACIÓN: Trabajos que se hacen únicamente en las instalaciones de superficie o de subsuelo de los pozos con fines de corregir inconvenientes o desperfectos mecánicos que disminuyan o impidan la producción de pozos. 34 RESERVAS POSIBLES: Estimado de reservas de petróleo o gas en base a datos geológicos o de ingeniería, de áreas no perforadas o no probadas. 35 RESERVAS PROBABLES: Estimado de las reservas de petróleo y/o gas en base a estructuras penetradas, pero requiriendo confirmación más avanzada para podérseles clasificar como reservas probadas. 36 RESERVAS PROBADAS: La cantidad de petróleo y gas que se estima recuperable de campos conocidos, bajo condiciones económicas y operativas existentes. 37 RESERVAS RECUPERABLES: La proporción de hidrocarburos que se puede recuperar de un yacimiento empleando técnicas existentes. 38 RELACION GAS PETROLEO (RGP): Es la proporción de petróleo y gas obtenida en un pozo productor bajo condiciones de presión y temperatura dadas. 40 SATURACIÓN: Se denomina Saturación a la fracción del espacio poroso ocupado por el fluido. Por definición, la suma de la saturación es 100%. 41 VISCOSIDAD: La resistencia de un líquido al movimiento o flujo; normalmente se abate al elevar la temperatura. 42 YACIMIENTO: Acumulación de petróleo y/o gas en roca porosa tal como arenisca. Un yacimiento petrolero normalmente contiene tres fluidos (petróleo, gas y agua) que se separan en secciones distintas debido a sus gravedades variantes. El gas siendo el más ligero ocupa la parte superior del yacimiento, el petróleo la parte intermedia y el agua la parte inferior.

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BIBLIOGRAFÍA 1 Michael J. Economides, A. Daniel Hill, Christine Ehlig – Ecomides “PETROLEUM PRODUCTIONS SYSTEM” New Jersey (1994). 2 Brown, K. E and Beggs, H. D. The Technology of Artificial Lift Methods Vol. 2 3 Optimización de la Producción Mediante Análisis Nodal -ESP OIL 4 Unidad V Cursos Gasotecnia, Dr. Fernando Pino Morales. 5 Lucio Carrillo Barandiaran “Ingeniería de reservorios”. 6 Brown, Kermit E.: The Technology of Artificial Lift Methods Volume 4. 7 LAG basic de Ricardo Maggiolo. 8 Gas Lift of American Petroleum Institute. SITIOS WEB CONSULTADOS  http:/www.lacomunidadpetrolera.com/ .  http://www.oilproduction.net/files/coiledtubing-sanantonio.pdf  http://www.scribd.com/coiledtubing  http://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-rocayacimiento/definicion-de-saturacion.php  http://www.oilproduction.net/files/coiledtubing-sanantonio.pdf  http://www.scribd.com/doc/24254628/Tuberia-Flexible  http://www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm

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