INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONALtesis.ipn.mx/jspui/bitstream/123456789/15488/1/Problemas...CONTENIDO CONTENIDO I. OBJETIVO. II. INTRODUCCIÓN. CAPÍTULO 1. GENERALIDADES. 1.1 Clasificación

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

UNIDAD-TICOMÁN

PROBLEMAS Y SOLUCIONES DE CARGA

DE LÍQUIDOS EN POZOS DE GAS DEL

ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ (AIV)

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE:

I N G E N I E R O P E T R O L E R O

P R E S E N T A

MARCO ANTONIO RAMÍREZ VALDEZ

ASESOR

ALBERTO ENRIQUE MORFÍN FAURE

MÉXICO D.F., FEBRERO DE 2010

RESUMEN

RESUMEN

Un problema común durante la explotación de un pozo de gas y que afecta la

producción de hidrocarburos es la presencia de carga de líquidos, la cual, al

continuarse acumulando, pueden inclusive “matar” el pozo.

Por lo tanto, se propone una metodología para el análisis de esta problemática para

establecer la manera de reducirla ó eliminarla, utilizando el acopio de información

básica, entre la que destaca: Registros de presión de fondo del pozo ya sea cerrado

ó fluyendo, datos de parámetros de producción, historia de presión en cabeza y

línea de descarga, análisis de muestras de líquidos recuperados del pozo,

propiedades petrofísicas de yacimientos o monitoreo del comportamiento de pozos

vecinos del mismo yacimiento, entre otros.

Se complementa el estudio utilizando el análisis de la información de presión,

mediante el apoyo de software especializado, manejando modelos de análisis nodal

para simular el perfil de presiones y gastos, asimismo, revisando los diferentes

escenarios estudiados, para definir acciones complementarias: inducciones con

tubería flexible-nitrógeno, manejo de estranguladores, los diversos sistemas

artificiales (émbolo viajero, sarta de velocidad, inyección de productos químicos por

tubería capilar, sistema mejorador de flujo tipo Venturi, etc.) y elaborar finalmente el

programa de intervención idóneo, para cada pozo en estudio.

Finalmente, es seleccionada la mejor opción económica, requiriéndose los acuerdos

con las diversas áreas operativas que se encargan del suministro de materiales y

servicios para realizar los trabajos y como resultado de este trabajo en equipo,

mejorar las condiciones de flujo o en casos extremos restablecer el pozo a

producción.

ABSTRACT

ABSTRACT

A common problem during the operation of a gas well and that affects the production

of hydrocarbons is the presence of Liquid Loading, which to continue to accumulate,

may even "kill" the well.

Therefore proposes a methodology for the analysis of this issue to establish ways to

reduce or eliminate it, using the collection of basic information, among which stands

out: Records of downhole pressure either closed or flowing, data production

parameters, pressure history of wellhead and discharge line, analysis of fluid samples

recovered from the well, reservoir petrophysical properties or monitoring the behavior

of neighboring wells in the same reservoir, among others.

It complements the study using the analysis of pressure data through support of

specialized software, managing nodal analysis models to simulate the pressure

profile and expenditure also reviewed the various scenarios studied, to identify

complementary actions: inductions with pipe flexible and nitrogen, chokes

management, various artificial lift systems (plunger lift, string of speed, injection of

chemicals by capillary tubing, flow improver system venturi, etc.), and finally develop

suitable intervention program, for each well under study.

Finally, after select the best economic option, requiring agreements with the various

operational areas that are responsible for the supply of materials and services to

perform the work and as a result of this teamwork, improve the flow conditions or in

extreme cases return to well into production.

CONTENIDO

CONTENIDO

I. OBJETIVO.

II. INTRODUCCIÓN.

CAPÍTULO 1. GENERALIDADES.

1.1 Clasificación de los hidrocarburos.

1.2 Definiciones previas.

1.3 Diagramas de fases.

1.4 Yacimientos de gas y condensado.

1.5 Yacimientos de gas húmedo.

1.6 Yacimientos de gas seco.

1.7 Flujo multifásico en un pozo de gas.

1.8 Flujo a través de orificios.

1.8.1 Flujo crítico.

1.8.2 Flujo multifásico a través de estranguladores.

1.8.3 Correlaciones.

1.8.3.1 Gilbert, Ros, Baxel y Achong.

1.8.3.2 Correlación de flujo de Gray.

1.9 Análisis nodal.

CAPÍTULO 2. CARGA DE LÍQUIDOS

2.1 ¿Qué es la carga de líquidos?

2.2 Problemas causados por la carga de los líquidos durante la explotación de

pozos productores de gas.

2.3 Fuentes de aportación de los líquidos en un pozo productor de gas.

2.3.1 Conificación de agua.

2.3.2 Acuífero.

2.3.3 Agua producida de otra zona.

2.3.4 Agua de formación.

2.3.5 Condensación del agua.

2.3.6 Condensación de hidrocarburos.

CONTENIDO

2.4 Reconociendo la carga de líquidos en los pozos de gas.

2.4.1 Presencia de saltos mediante un sistema de medición.

2.4.2 Producción errática e incremento en el ritmo de declinación.

2.4.3 Cambios pronunciados en el gradiente dinámico de un pozo.

2.4.4 Cese en la producción de líquidos.

2.5 Velocidad crítica.

2.5.1 Modelo de película continua.

2.5.2 Movimiento de gotas de líquido a través del gas.

CAPÍTULO 3. MÉTODOS PARA REMOVER LA CARGA DE LÍQUIDOS

3.1 Inducciones con tubería flexible.

3.1.1 Unidad de potencia.

3.1.2 Carrete de tubería.

3.1.3 Cabina de control.

3.1.4 Cabeza inyectora.

3.1.5 Equipo de control de pozo.

3.1.6 Equipo auxiliar.

3.2 Émbolo viajero.

3.2.1 Elementos que integra un sistema de émbolo viajero.

3.2.1.1 Equipo superficial.

3.2.1.2 Equipo sub-superficial.

3.3 Tubería capilar.

3.4 Sarta de velocidad.

3.5 Sistema mejorador de flujo tipo Venturi.

CAPÍTULO 4. EJEMPLOS DE APLICACIÓN

4.1 Pozo Adna-Loy 87, inducción con tubería flexible y tubería capilar.

4.2 Pozo El Morro 215, sarta de velocidad.

4.3 Pozo Maktub 1002, Instalación de Mejorador de Patrón de Flujo tipo

Venturi (MPFV).

CAPÍTULO 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

BIBLIOGRAFÍA.

I. OBJETIVO

I. OBJETIVO

Mediante el análisis de la información que se obtiene durante la vida productiva de

un pozo productor de gas, utilizando herramientas de ingeniería, apoyadas con

correlaciones y programas de cómputo de última generación, se pretende otorgar al

lector del presente trabajo, una visión total de la problemática que representa el

fenómeno conocido en la industria petrolera mundial como colgamiento de líquidos1.

Debido a que ésta situación del colgamiento de líquidos ocasiona un incremento en

la cantidad de fluidos al interior del pozo, y en consecuencia provoca el crecimiento

de una columna de fluidos contenidas, lo que a su vez, permite el incremento de la

presión hidrostática (por el crecimiento de dicha columna, hasta el caso menos

deseable en el que obstruye y suspende la migración del gas hacia la superficie), es

necesario conocer la metodología para eliminarla o mantenerla en dimensiones que

permitan continuar con la explotación del pozo.

Por lo tanto, se analizan los diversos parámetros que existen en la etapa productiva

de un pozo de gas, como son: propiedades de los yacimientos, sus fluidos

producidos, los diversos elementos que lo componen y la infraestructura de

superficie, así como las herramientas de análisis y el equipo que se requiere para

realizar los trabajos correctivos al pozo, presentando casos prácticos de eliminación

del colgamiento de líquidos, para mantenerlo en producción óptima y alargar su vida

útil.

Este problema es muy común cuando la etapa de explotación de yacimiento se

encuentra avanzada y las condiciones de presión han disminuido de tal forma que

no es posible hacer fluir el pozo por energía propia del yacimiento, hasta que se

cuente con las condiciones apropiadas restituir el flujo de gas en esta etapa.

1 La acumulación de fluidos más pesados que el gas, entre los que podemos citar condensados y/o agua salada,

forman una columna hidrostática que provoca una restricción al flujo del gas, que puede llegar a ocasionar la

muerte del pozo, a este fenómeno se le conoce como “carga de líquidos” ó “colgamiento de líquidos”.

I. OBJETIVO

Para ayudar al pozo a desalojar los líquidos que impiden el flujo de gas existen

diversos métodos que serán detallados en este trabajo, así como el análisis para que

económicamente sean rentables.

El beneficio que esto representa es un aumento en la producción de hidrocarburos,

explotar una mayor cantidad de reservas, así como elevar el índice de recuperación

de productos petrolíferos y en consecuencia obtener incremento de ganancias

económicas.

II. INTRODUCCIÓN

II. INTRODUCCIÓN

Al momento de escribir este documento (noviembre de 2009), existen 228 pozos

productores en el Activo Integral Veracruz, de los cuales 144 son productores de gas

seco, 62 de gas húmedo y 22 de aceite1.

Debido a que el 90% de los pozos son de gas, el mayor problema que existe es la

carga de líquidos ya que según se ha manifestado, al avanzar el tiempo de

explotación de un yacimiento, el gasto de la producción va declinando por la

disminución natural de la presión existente en la zona explotada y los líquidos

empiezan a acumularse en el fondo del pozo y en las tuberías de producción.

La carga de líquidos se genera por la incapacidad del gas (ocasionada entre otros

factores, por su menor densidad), para remover los líquidos del fondo del pozo.

Bajo esta condición, los líquidos producidos se acumularán en el fondo reduciendo la

producción hasta que llegue un momento en el que el pozo “muere” y ya no producirá

ningún fluido.

La carga de líquidos puede ser un problema en pozos con altos y bajos gastos

dependiendo del tamaño de la tubería de producción, la presión de superficie y la

cantidad de líquidos producidos con el gas.

Para reducir o eliminar la carga de líquidos se considera:

Reconocer la carga de líquidos cuando ésta ocurre.

Modelar pozos con carga de líquidos.

Diseñar los pozos para minimizar los efectos del colgamiento.

Herramientas que están disponibles para el análisis de cada pozo.

1 Datos obtenidos del Reporte Operativo del Activo Integral Veracruz (AIV) del día 28 de Octubre del 2009

II. INTRODUCCIÓN

Métodos para minimizar los efectos de los líquidos en pozos con bajas

velocidades de gas y ventajas-desventajas de esos métodos.

¿Cómo y porqué? aplicar diferentes Sistemas Artificiales de Producción (SAP)

para remover los líquidos.

Qué situaciones e información debe ser consideradas al seleccionar un SAP.

CAPÍTULO 1. GENERALIDADES

1

CAPÍTULO 1. GENERALIDADES.

1.1 Clasificación de los hidrocarburos.

Un yacimiento de gas o de aceite no solo está definido por el tipo de roca que lo

integra, sino también por las características de los fluidos que contiene (gas, aceite y

agua)1.

El aceite y gas son mezclas naturales de hidrocarburos sumamente complejas en su

composición química y se encuentran a elevadas temperaturas y presiones en cada

yacimiento descubierto, e inclusive por la hetereogeneidad de las rocas, pueden

registrarse variaciones de estos parámetros en diferentes partes del mismo.

El estado de la mezcla de hidrocarburos a las condiciones de superficie depende

sobre todo de su “composición” y de la presión y temperatura a la cual es

recuperada; además, los fluidos remanentes en el yacimiento en cualquier etapa de

agotamiento, sufrirán cambios físicos y su presión se verá disminuida por la

producción de aceite, gas y agua de dicho yacimiento.

Por lo tanto es necesario estudiar las propiedades físicas de los fluidos contenidos en

el yacimiento y en particular sus variaciones con la presión y temperatura.

Es práctica común clasificar a los hidrocarburos producidos de acuerdo a sus

características y a las condiciones bajo las cuales se presentan acumulados en el

subsuelo. Así tomando en cuenta sus características, se obtiene una primer

clasificación: de aceite, aceite ligero (volátil), gas seco, gas húmedo y de gas y

condensado.

1 Flujo multifásico en tuberías (IMP). Publicación No. 80BM/287. Ing. Antonio Acuña R., Ing. Francisco Garaicochea P., Ing.

Tomas Limón H.

.


2

Para facilitar el manejo de los fluidos producidos por un pozo petrolero, utilizando sus

características físicas, podemos definir las siguientes descripciones:

Aceite: Se considera que un pozo es productor de aceite cuando aporta

un líquido negro o verde negruzco, con una densidad relativa mayor de

0.800 y una relación Gas-Aceite instantánea menor de 200 m3g/m

3o.

Aceite volátil: Se produce un líquido café obscuro, con una densidad

relativa entre 0.740 y 0.800 y con una relación Gas-Aceite instantánea

entre 200 y 1500 m3g/m

3o.

Gas y condensado: Se obtiene un líquido ligeramente café ó pajizo, con

una densidad relativa entre 0.740 y 0.780 y con relaciones Gas-Aceite

instantáneas que varían de 1500 a 12,000 m3g/m

3o.

Gas húmedo: Se recupera un líquido transparente, con una densidad

relativa menor de 0.740 y con relaciones Gas-Aceite entre 10,000 y

20,000 m3g/m

3o.

Gas seco: Se produce un líquido ligero; transparente (si lo hay) y con

relaciones gas-aceite mayores de 20,000 m3g/m

3o.

La clasificación anterior no es precisa, ya que la única base es la relación Gas-Aceite

instantánea y el color del líquido recuperado, aunque no siempre se puede definir el

tipo de producción obtenida utilizando este método2.

2 De acuerdo a los grados API el aceite también se puede clasificar de la siguiente manera:

Pesado. Petróleo crudo con densidad API igual o inferior a 27º Ligero. Petróleo crudo con densidad API superior a 27º y hasta 38º. Superligero. Petróleo crudo con densidad API superior a 38º. En México, para el mercado de exportación se preparan tres variedades de petróleo crudo con las siguientes calidades típicas: Maya. Petróleo crudo pesado con densidad de 22 ºAPI y 3.3% de azufre en peso. Istmo. Petróleo crudo ligero con densidad 33.6 ºAPI y 1.3% de azufre en peso. Olmeca. Petróleo crudo muy ligero con densidad de 39.3 ºAPI y 0.8% de azufre en peso.


3

1.2 Definiciones previas

Es necesario realizar algunas definiciones de diversos conceptos que se utilizan de

manera usual, al realizar comentarios referentes a yacimientos petroleros:

Propiedades intensivas: Son aquellas que son independientes de la cantidad

de materia considerada, por ejemplo: la viscosidad, densidad y temperatura.

Punto crítico: Es el estado a condición de presión y temperatura para el cual

las propiedades intensivas de las fases líquida y gaseosa son idénticas.

Presión crítica: Es la presión correspondiente al punto crítico

Temperatura crítica: Es la temperatura correspondiente al punto crítico.

Curva de burbujeo (ebullición): Es el lugar geométrico de los puntos presión-

temperatura, para los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de

la fase líquida a la región de dos fases (líquido y gas).

Curva de rocío (condensación): Es el lugar geométrico de los puntos, presión-

temperatura, en los cuales se forma la primera gota de líquido, al pasar de la

región de vapor a la región de dos fases.

Región de dos fases: Es la región comprendida entre las curvas de burbujeo y

rocío. En esta región coexisten en equilibrio, las fases líquida y gaseosa.

Cricondenbara: Es la máxima presión a la cual pueden coexistir en equilibrio

un líquido y su vapor.

Cricondenterma: Es la máxima temperatura a la cual pueden coexistir en

equilibrio un líquido y su vapor.

Zona de condensación retrógrada: Es aquella en la cual al disminuir la presión

(a temperatura constante) ocurre una condensación.

Saturación crítica de un fluido: Es la saturación mínima necesaria para que

exista escurrimiento de dicho fluido en el yacimiento.

A continuación se indican las principales definiciones empleadas en relación con las

propiedades de los hidrocarburos.


4

Aceite residual: Es el líquido que permanece en la celda PVT al terminar un

proceso de separación en el laboratorio. Generalmente aceite residual se

determina a 60 ºF y 14.7 lb/in2.

Aceite en el tanque de almacenamiento: Es el líquido que resulta de la

producción de los hidrocarburos de un yacimiento a través del equipo

superficial empleado para separar los componentes gaseosos. Las

propiedades y composición del aceite dependen de las condiciones de

separación empleadas. El aceite en el tanque se acostumbra reportar a

condiciones estándar (atmosféricas).

Condiciones estándar: Las condiciones estándar son definidas por los

reglamentos de los estados ó países. Por ejemplo en el estado de Texas las

condiciones base son: 14.65 lb/pg2 absolutas y 60 ºF, mientras que en

colorado son: 15.025 lb/pg2 absolutas y 60 ºF.

Densidad relativa de un gas: Es el peso molecular de un gas entre el peso

molecular del aire. El metano (con un peso molecular de 16.04) tiene una

densidad relativa de 16.04/28.97= 0.55.

Encogimiento: Es la disminución de volumen que experimenta una fase líquida

por efecto de liberación del gas disuelto y por su contracción térmica. El factor

de encogimiento es el recíproco del factor de volumen o formación.

Factor de compresibilidad: Se denomina también factor de desviación y factor

de súper compresibilidad. Es un factor que se introduce a la ley de los gases

ideales para tomar en cuenta la desviación de un gas real del de un gas ideal

(pV=znRT; z es el factor de compresibilidad).

Factor de volumen del aceite: Es la relación del volumen de líquido, a

condiciones de yacimiento o a condiciones de escurrimiento, al volumen de

dicho líquido a condiciones de almacenamiento.

000.1..@

..@)(

SCaceitedevolumen

YCdisueltogassuconaceitedevolumenBo


5

Factor de volumen del gas: Es el volumen a condiciones de yacimiento o

escurrimiento (generalmente en barriles) que ocupa un pie cúbico de gas a

condiciones estándar Bg ≤ 1.

Fase: Es la parte de un sistema que difiere en sus propiedades intensivas con

respecto a las de otra parte del sistema. Los sistemas de hidrocarburos

generalmente se presentan en dos fases: gas y líquido.

Gas disuelto: Es el conjunto de hidrocarburos que a condiciones atmosféricas

constituyen un gas, pero que forman parte de la fase líquida a condiciones de

yacimiento o de flujo.

Liberación de gas diferencial: Es el proceso de remoción de una fase gaseosa,

de un sistema de hidrocarburos, a medida que el gas se forma a condiciones

de burbujeo. Por lo tanto, durante un proceso diferencial la composición del

sistema varía continuamente.

Liberación de gas instantánea: El gas se forma del líquido al reducirse la

presión, manteniéndose constante la composición total del sistema.

Mol: Es el peso molecular de cualquier substancia. Por ejemplo, 16.04 lb de

metano equivalen a una mol-lb. En igual forma un mol-gramo de metano son

16.04 gramos del mismo gas. Un mol-lb de un gas ocupa 379 pies cúbicos a

condiciones estándar.

Relación gas-aceite: Son los pies cúbicos de gas producidos por cada barril de

aceite producido, medidos ambos volúmenes a condiciones estándar. Las

condiciones de separación-presión, temperatura y etapas- afectan el valor de

dicha relación.

Relación de solubilidad: Expresa la cantidad de gas disuelto en el aceite.

..@

..@3

SCblo

SCTyPagdpiesRs


6

1.3 Diagramas de fases.

En este apartado, se comentará sobre aspectos que al referirlos al comportamiento

termodinámico de una mezcla natural de hidrocarburos, se pueden utilizar también

en otro enfoque de clasificación de yacimientos.

Tomando como base su diagrama de comportamiento de fases, el cual en una

gráfica temperatura-presión (Figura 1.1), presenta los siguientes elementos: Curva

llamada envolvente de fases, que resulta de unir las curvas de puntos de burbuja y

puntos de rocío que exhibe la mezcla a diferentes temperaturas y presiones; mismas

que se unen en el punto denominado punto crítico.

Región de líquidos

Re

gió

n d

e g

ases

Región de dos fases

CricondenbaraC

ricon

dente

rma

100

80

60

4030

20

10

0

Pre

sió

n

Temperatura

Punto Crítico

Región de líquidos

Re

gió

n d

e g

ases

Región de dos fases

CricondenbaraC

ricon

dente

rma

100

80

60

4030

20

10

0

Pre

sió

n

Temperatura

Punto Crítico

Figura 1.1 Diagrama de fases Temperatura-Presión.

La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones, la primera llamada región

de líquidos, está situada fuera de la envolvente de fases y a la izquierda de la

isoterma crítica; la segunda, llamada región de gases, se encuentra fuera de la


7

envolvente de fases y a la derecha de la isoterma crítica; la última, encerrada por la

envolvente de fases, se conoce como región de dos fases; en esta región se

encuentran todas las combinaciones de temperatura-presión en que la mezcla de

hidrocarburos permanece en dos fases en equilibrio, existiendo dentro de ella, las

curvas de calidad que indican el porcentaje total de hidrocarburos que se encuentra

en estado líquido.

Todas estas curvas inciden en el punto crítico. Se distinguen además en el mismo

diagrama, la cricondenterma y a la cricondenbara, que son la temperatura y presión

máximas respectivamente, a las cuales la mezcla de hidrocarburos puede

permanecer en equilibrio.

Cada mezcla de hidrocarburos encontrada en un yacimiento, tiene un diagrama de

fases característico, el cual permanece constante, mientras lo hace la proporción de

componentes en la mezcla; sufriendo modificaciones cuando se altere la proporción

de componentes, debido a la extracción preferencial de fluidos o a la inyección de

algunos de ellos.

Desde el punto de vista anterior, las diferentes acumulaciones de hidrocarburos

pueden caracterizarse de acuerdo con la posición que toman sus fluidos en el

diagrama de fases y a la línea que describe la evolución de los mismos, desde el

yacimiento hasta la superficie durante la explotación.

Existen diferentes tipos de yacimientos, pero en esta tesis solo se mencionará los

yacimientos de Gas y Condensado, Gas Húmedo y Gas Seco, debido a que son los

que se relacionan con el tema.

1.4 Yacimientos de gas y condensado.

La Figura 1.2, corresponde a la envolvente de fases de los fluidos de un yacimiento

de gas y condensado; caso que se presenta cuando la temperatura del yacimiento se


8

encuentra entre la temperatura crítica y la cricondenterma de la mezcla de

hidrocarburos.

El punto crítico generalmente cae a la izquierda de la cricondenbara y las líneas de

calidad se cargan predominantemente hacia la línea de puntos de burbuja. Si la

presión del yacimiento es superior a la presión de rocío de la mezcla, los fluidos se

encuentran inicialmente en estado gaseoso.

Cricon

dente

rma

PC

4020

10

0

Pi

Pr

A

A´

Tc Ty T

Ps

Ts

B

Cricon

dente

rma

PC

4020

10

0

Pi

Pr

A

A´

Tc Ty T

Ps

Ts

B

Figura 1.2 Diagrama de fases de un Yacimiento de gas y condensado.

Los fluidos que penetran al pozo, en su camino hasta el tanque de almacenamiento,

reciben una fuerte reducción, tanto en temperatura como en presión y penetran

rápidamente en la región de dos fases, para llegar a la superficie con relaciones gas-

aceite que varían, entre 1,000 y 10,000 m3/m3, variando el contenido de licuables en

el gas según las condiciones y el número de etapas de separación, pero siendo

generalmente entre 50 y 70 Bls/MMpcd.


9

El líquido recuperable es en general de coloración ligera, con densidades que varían

entre 0.8 y 0.75 g/cm3.

Cuando en el yacimiento se produce una reducción isotérmica de la presión y se

cruza la presión de rocío, se entra a la región de dos fases, ocurriendo la llamada

condensación retrógrada de las fracciones pesadas e intermedias, que se depositan

como líquido en los poros de la roca; los hidrocarburos así depositados no logran fluir

hacia los pozos, ya que raramente se alcanza la saturación crítica del líquido.

El efecto dañino de permitir la condensación retrógrada, tiene el agravante de que los

que se deposita son las fracciones más pesadas de la mezcla y, por lo tanto, no sólo

se pierde la parte de mayor valor en el yacimiento, sino que el fluido que se continúa

extrayendo se empobrece en cuanto a su contenido de tales fracciones.

1.5 Yacimientos de gas húmedo.

El diagrama de fase correspondiente a un yacimiento de gas húmedo, se presenta en

la Figura 1.3, en la cual puede observarse que la temperatura del yacimiento es

mayor que la cricondenterma de la mezcla, por tal razón nunca se tiene dos fases en

el yacimiento, sino únicamente la fase gaseosa.


10

Figura 1.3. Yacimientos de gas húmedo

Cuando estos fluidos son llevados a la superficie entran a la región de dos fases,

generando relaciones gas-aceite que varían entre 10,000 y 20,000 m3/m3. El líquido

recuperable tiende a ser transparente, con densidades menores de 0.75 g/cm3 y el

contenido de licuables en el gas, generalmente es bajo, menos de 30 Bls/MMpcd.

1.6 Yacimientos de gas seco.

Un último tipo de yacimiento, es el que se conoce como yacimiento de gas seco,

cuyo diagrama de fase se presenta en la Figura 1.4. Estos yacimientos contienen

principalmente metano, con pequeñas cantidades de etano, propano y más pesados.

Pi

20

10

0

Ty

A

Ps

Ts

Cricondenterma

PC

B

Pi

20

10

0

Ty

A

Ps

Ts

Cricondenterma

PC

B


11

10

5 0

PC

Pi

Ps B

Ts Ty T

A

Cricon

dente

rma

10

5 0

PC

Pi

Ps B

Ts Ty T

A

Cricon

dente

rma

Figura 1.4. Yacimientos de gas seco.

En este tipo de yacimientos sus fluidos (desde el yacimiento hasta la superficie),

nunca entran a la región de dos fases, durante la explotación del mismo, por lo que

siempre se encuentran en la región de estado gaseoso.

Teóricamente los yacimientos de gas seco no producen líquidos en la superficie, sin

embargo existen yacimientos considerados como productores de gas seco cuando

producen con relaciones gas-aceite mayores de 20,000 m3/m3.

1.7 Flujo multifásico en un pozo de gas.

Para entender los efectos de los líquidos en un pozo de gas, es necesario conocer la

interacción entre el gas y el líquido cuando existen diferentes condiciones de flujo

durante la vida productiva de un pozo.


12

Es necesario imaginar una condición de presión y temperatura en la que el gas y el

volumen mínimo de líquidos viajan unidos (tratándose de yacimientos de gas),

aunque al disminuir la presión que mantienen ocluidos los líquidos dentro del gas

durante su viaje en el pozo, se inicia un proceso de liberación de dicho líquido y al

continuar el gas su ascenso a la superficie, incrementa su volumen iniciándose el

flujo en dos fases y que en una condición diferente y aún de menor presión se libere

agua, aceite o condensado y gas, existiendo el fenómeno denominado flujo

multifásico.

El flujo multifásico en una tubería vertical se representa por cuatro regímenes de flujo

básicos como se muestran en la Figura 1.5. Un régimen de flujo se determina por la

velocidad de las fases del gas y del líquido y de las cantidades relativas de gas y

líquido en cualquier punto en el flujo.

Burbuja Bache Transicional Niebla

Incremento del gasto del gas

Burbuja Bache Transicional Niebla

Incremento del gasto del gas

Figura 1.5 Tipos de flujo en una tubería vertical.3

Uno o más de estos regímenes están presentes en cualquier tiempo dado en la

historia del pozo.

Flujo burbuja (Bubble): La tubería de producción está casi completamente

llena con líquido. Gas libre está presente como pequeñas burbujas. El líquido

tiene contacto con la pared superficial y las burbujas sólo sirven para reducir la

densidad.

3 Imagen obtenida del libro “Gas Well Deliquefication”, James Lea, Henry V. Nickens y Michael Wells


13

Flujo Bache (Slug): Las burbujas de gas se expanden y forman baches. La

fase líquida es todavía la fase continua. La película líquida alrededor de los

baches puede descender. El gas y el líquido afectan significativamente el

gradiente de presión.

Flujo Transicional (Slug-annular transition): El flujo cambia de fase líquida

continua a fase gaseosa continua. Algo de líquido se puede encontrar como

gotas en el gas. Aunque el gas predomina el gradiente de presión, los efectos

del líquido aún son significativos.

Flujo Niebla (Annular-mist): La fase de gas es continua y la mayoría de los

líquidos son encontrados en el gas como niebla. Aunque en la pared de la

tubería esta cubierta de una pequeña película de líquido, el gradiente de

presión está determinado predominantemente por el flujo de gas.

Durante la vida productiva de un pozo de gas, se presenta algún o todos esos

regimenes de flujo. La Figura 1.6, muestra la progresión típica de un pozo típico de

gas desde su producción inicial hasta el final de su vida.

En esta ilustración, se asume que la tubería de producción posee un empacador a

una profundidad por encima a la zona de disparos, por lo que existe una sección de

tubería de revestimiento (mayor diámetro) desde donde termina la TP hasta la zona

de los disparos.


14

Pozo

muerto

Decremento del gasto del gas Tiempo

Pozo

muerto


Pozo

sin

fluir

Pozo

muerto


Pozo

muerto


Pozo

sin

fluir

Figura 1.6 Vida de un pozo de gas.4

El pozo registra inicialmente un alto gasto de gas así que se tiene un flujo niebla en

la TP; Se puede tener un flujo burbuja, transicional o bache en la sección de la TR

hasta los disparos. Conforme el tiempo pasa la producción declina, el régimen de

flujo desde los disparos hasta la superficie cambia conforme la velocidad del gas

declina.

La producción de líquidos puede incrementar conforme el gasto de gas declina. El

flujo en superficie permanece en flujo niebla hasta que las condiciones cambien

suficientemente para que el flujo se exhiba como flujo transicional. En este punto el

flujo se vuelve un poco errático pasando a flujo bache mientras el gasto de gas

continúe declinando.

Esta transición a menudo esta acompañada por un incremento en la tasa de

declinación. El régimen de flujo en el fondo del pozo puede estar en flujo burbuja o

en bache, aunque la producción en superficie se manifieste en un flujo niebla estable.

4 Imagen obtenida del libro “Gas Well Deliquification”, James Lea, Henry V. Nickens y Michael Wells


15

Eventualmente, el flujo bache inestable en superficie se transforma en flujo bache

estable y estacionario a medida que el caudal de gas decline. Esto ocurre cuando el

gasto del gas resulta demasiado reducido como para transportar los líquidos a

superficie y simplemente burbujea a través de una columna líquida moviéndose a

poca velocidad e incluso se encuentre estática.

Llegado este punto, si no se implementa alguna medida correctiva, la altura de la

columna de líquidos se incrementa y el pozo continúa declinando hasta que

suspenda su aportación de fluidos.

También es posible que el pozo continúe produciendo por largo tiempo con carga de

líquidos, con el gas burbujeando a través de una columna de líquidos y sin arrastrar

parte de esta última a superficie. Esto es posible por la expansión del gas al salir de

la fase líquida y sufrir sólo la presión hidrostática (mucho menor) a la columna

superior de gas.

1.8 Flujo a través de orificios.

Este tipo de flujo ocurre cuando gas y/o líquidos son medidos a través de estos;

fluyen a través de estranguladores superficiales ó subsuperficiales, a través de

válvulas de seguridad o cualquier tipo de válvulas superficiales. También se presenta

a causa de depósitos parafínicos.

La mayoría de los estudios acerca del flujo de dos fases a través de estranguladores

implican el llamado flujo sónico o crítico ya que estos dispositivos operan en esa

condición de flujo. Sin embargo, en el flujo a través de válvulas de tormenta se

presenta el tipo de flujo subcrítico; y la teoría existente para predecir el

comportamiento de presión y gasto resulta inadecuada.


16

El fenómeno de flujo en orificios también ocurre en los dispositivos para la medición

de fluidos como los Venturi y boquillas. Además se manifiestan en estranguladores y

válvulas subsuperficiales que son conocidos como pozos inteligentes.5

Los estranguladores se instalan en los pozos para restringir el gasto o para obtener

volúmenes optimizados de producción.

Un fuerte inconveniente es el diseño de estranguladores largos la que en los

modelos matemáticos desprecian los efectos de fricción y en esos dispositivos puede

ser apreciable.

1.8.1 Flujo crítico.

El flujo crítico es un fenómeno definido por el flujo de gases compresibles en la

sección de estrangulamiento de una restricción cuando su velocidad es sónica

(velocidad del sonido en el fluido) o el número Mach es uno.

Un conjunto de ecuaciones que describen el flujo isoentrópico (adiabático sin fricción)

de condiciones corriente arriba (P1, T1, ρ1) a cualquier otra sección (P, T, ρ) es:

21

2

11 M

k

T

T

1.8.1.1

5 El término pozo inteligente hace referencia a la implantación de procesos de control (estranguladores) en el fondo del pozo. Su

principal diferencia respecto a los convencionales es que permiten monitorear, interpretar y controlar la producción o inyección en un continuo lazo cerrado, proceso que puede realizarse a distancia sin intervención del pozo. Entre las principales ventajas que ofrecen los pozos inteligentes se tiene: - Permiten optimizar la producción conjunta de zonas múltiples. - Monitorear y controlar las condiciones de fondo de pozo en tiempo real, lo que mejora los sistemas de recuperación secundaria y terciaria. - Disminuir el número de pozos necesarios para drenar el yacimiento. - Menos intervenciones costosas y riesgosas. - Mejorar la disminución de producción de agua en caso de que ocurra. Según su clasificación los pozos inteligentes pueden ser: - Eléctricos, que constan de una sola línea para instrumentación y control. - Hidráulicos, consta de una línea eléctrica y dos hidráulicas. - Estos dos tipos poseen sensores integrados e infinito número de posiciones en el estrangulador y son de elevado costo. - Hidráulico.


17

121

2

11

k

k

Mk

P

P

1.8.1.2

1

1

21

2

11

k

Mk

1.8.1.3

V

p

C

Ck

Para flujo sónico M, número Mach=1

kpgv

144*

Velocidad crítica en la garganta

Para flujo sónico y considerando un gas diatómico (k=1.4) las ecuaciones 1.8.1.1,

1.8.1.2 y 1.8.1.3 se vuelven:

2.12.012

14.11

*

1

T

T

833.01

*

T

T

895.12.12

14.11 5.3

4.0

4.1

1

P

P

528.01

*

P

P

578.12.12.1 5.24.0

11

634.01

*


18

Por lo tanto para aire y otros gases con k=1.4 al pasar a través de un orificio, en

condiciones de flujo sónico:

1. La temperatura absoluta cae alrededor del 17%

2. La presión cae alrededor de 47%

3. La densidad se reduce cerca del 37%

Con base a las consideraciones anteriores se determina si en un caso dado existe

flujo crítico o subcrítico, es decir:

528.01

*

P

P

Se tiene flujo subcrítico.

528.01

*

P

P

Se tiene flujo crítico.

Por otra parte, la ecuación para determinar la velocidad en el estrangulador,

claramente indica que cuando se presenta el flujo crítico, el gasto a través del orificio

de sección fija, es constante.

gPkV

144*

Velocidad del sonido en el fluido.

Se observa que no puede existir flujo supersónico en el estrangulador.

Por otra parte, si existen reducciones posteriores de presión corriente abajo6, de

modo que la relación de presiones corriente abajo a corriente arriba sea menor que

0.528, no causa un incremento en el gasto, puesto que la perturbación alcanzada el

flujo crítico no puede propagarse a través del estrangulador.

6 El término presión corriente abajo es utilizado comúnmente para la presión que se genera después de que algún fluido pasa a

través de un nodo.


19

La teoría anterior se aplica para gases y se hace extensiva a líquidos. Ya que el flujo

sónico para gases y líquidos ocurre a diferentes velocidades, el problema consiste en

determinar a qué velocidad ocurre el flujo sónico en una mezcla de dos fases.

El criterio lógico normalmente aplicado es que existe flujo crítico, cuando al existir

reducciones en la presión corriente abajo el gasto se mantiene estable; no obstante,

la predicción de cuando ocurre esta situación no ha sido posible. Olson7, estableció

que para mezclas gas-líquido la velocidad acústica es menor que para cualquiera de

las fases por sí solas.

Los estranguladores que se instalan en la boca del pozo para controlar la producción

están basados en el principio de flujo crítico.

Si existe flujo crítico a través del estrangulador, la presión corriente arriba es

independiente de la presión que prevalezca en el sistema de recolección (línea de

descarga, separadores, bombeo y tanques de almacenamiento).

Se infiere que el control de la producción se obtiene cuando las fluctuaciones de

presión en el sistema de recolección no se reflejen en la formación productora,

provocando fluctuaciones en la producción. Esta situación prevalece usando un

estrangulador que permita obtener la producción deseada bajo condiciones de flujo

sónico.

1.8.2 Flujo multifásico a través de estranguladores.

Existen numerosos estudios sobre este tema y se han encontrado varias

correlaciones que relacionan el gasto a través del orificio, la presión y temperatura

antes del orificio y el área de estrangulamiento, cuando el flujo es crítico.

7 Essentials of Engineering Fluid Mechanics, Intl. Texbook (1961).


20

Algunas de las correlaciones obtenidas se basan en trabajos experimentales y se

ajustan racionalmente a los rangos probados; sin embargo se desconoce su

precisión fuera de esos límites.

Las correlaciones para flujo multifásico al considerar una relación de presión crítica,

condiciones de flujo crítico ó sónico, a través del estrangulador, en donde el gas se

expande politrópicamente; esto es que sigue la relación:

pVn=constante

La relación de presión para flujo crítico de gas seco es una función de la capacidad

calorífica del gas. Sin embargo, para el caso de flujo multifásico al aumentar la

proporción de líquido (disminuir la relación gas-líquido) se reduce la relación de

presión crítica.

Fortunati estableció, basándose en experiencias de campo, que la relación de

presión crítica para el caso multifásico disminuye conforme decrece la proporción de

volumen de gas.

En el desarrollo de sus correlaciones los autores han supuesto diversas relaciones

de presión crítica. Establecer un valor fijo para dicha relación implica una

simplificación que indudablemente refleja la exactitud de las predicciones que se

obtienen al aplicar las correlaciones citadas.

Por lo anterior es recomendable que al desarrollar una correlación se investiguen las

fronteras del flujo crítico y además que las relaciones se cumplan para los casos

extremos, esto es flujo de gas o de líquido.

1.8.3 Correlaciones.

1.8.3.1 Correlaciones de estranguladores Gilbert, Ros, Baxel y Achong.


21

A partir de datos de producción Gilbert desarrolló una expresión aplicable al flujo

simultáneo gas-líquido a través de estranguladores. Así mismo presentó un

nomograma de su ecuación (Figura 1.7).

En su trabajo hace una descripción detallada del papel del estrangulador en un pozo

y analiza cuál es el efecto sobre la producción de cambios bruscos en el diámetro del

orifico.

Tomando como base la relación entre presiones y después de un orificio para flujo

sónico de una fase, Gilbert recomendó para tener flujo sónico, una relación de 0.588

o menor, entre la presión promedio en el sistema de recolección (después del

estrangulador) y la presión en la boca del pozo (antes del estrangulador).

Utilizando datos adicionales, Baxendell actualizó la ecuación de Gilbert, modificando

los coeficientes.

Figura 1.7 Gráfica del comportamiento del estrangulador (según Gilbert).


22

Ros orientó su trabajo al flujo de mezclas con alta relación Gas-Aceite en las que el

gas fue la fase continua. En su desarrollo llegó a una expresión similar a la de

Gilbert; pero con coeficientes diferentes. Aparentemente su expresión la comprobó

con datos de campo.

Achong también revisó la ecuación de Gilbert y estableció una expresión que validó

comparándola con más de 100 pruebas de campo.

La forma general de las ecuaciones desarrolladas por los investigadores citados es:

Cd

RqAP

C

B

L1

P1= Presión corriente arriba (lb/pg2)

qL= Producción de líquido (bl/día)

R= Relación gas-líquido (p3/bl)

dc= Diámetro del estrangulador (1/64 de pulgada)

A, B, C= Constantes que dependen de la correlación y que toman los valores

siguientes:

Correlación A B C

Gilbert 10.0 0.546 1.89

Ros 17.40 0.500 2.00

Baxendell 9.56 0.546 1.93

Achong 3.82 0.650 1.88


23

1.8.3.2 Correlación de flujo de Gray.

La correlación de flujo de Gray es la más ampliamente usada al momento de hacer el

análisis de las caídas de presión en la tubería de producción para pozos de gas.

La correlación puede se errónea en los siguientes casos:

Velocidades del gas > 50 p/seg

Diámetros de tuberías de producción > 3 ½ “

Relaciones Condensado-Gas > 150 bl/MMpcd

Relaciones Líquido-Gas > 5 bl/MMpcd

1.9 Análisis nodal.

La ingeniería de Producción es el área que se encarga de la planeación, diseño,

instalación, mantenimiento y optimización de los sistemas de producción en los

campos petroleros. Una rama importante de la Ingeniería de Producción es el

Análisis Nodal.

Los análisis nodales que se realizan de un sistema de producción en su conjunto,

permiten predecir el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de

hidrocarburos siempre y cuando no se tenga alguna variación de las fases. Como

resultado de éste análisis, se obtiene (en la mayoría de los casos) una mejoría en la

eficiencia de flujo, o bien un incremento en la producción.

El procedimiento de análisis de sistemas o también conocido como análisis nodal, es

uno de los medios apropiados para el análisis, diseño y evaluación, tanto en pozos

fluyentes, intermitentes o con sistemas artificiales de producción.

El análisis nodal, evalúa un sistema de producción dividido en tres componentes

básicos:


24

Flujo a través de medios porosos

Flujo a través de tubería vertical o de producción (TP)

Flujo a través de la tubería horizontal o línea de descarga (LD)

Para la predicción del comportamiento en cada uno de los componentes, se obtiene

la caída de presión en cada uno de ellos.

Para la obtención de las caídas de presión, se deben de asignar nodos en diversos

puntos importantes dentro del sistema de producción, por lo tanto, se varían los

gastos de producción y empleando un método de cálculo adecuado, se determina la

caída de presión entre dos nodos.

Después, se selecciona un nodo de solución y las caídas de presión son adicionadas

o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, hasta alcanzar el nodo de

solución o incógnita.

En un sistema de producción se conocen siempre dos presiones, siendo estas la

presión del separador (PSep) y la presión estática del yacimiento (PWS).

Por lo tanto teniendo la presión en alguno de estos dos nodos, se determinan las

caídas de presión en algún punto intermedio.

La evaluación del sistema de producción por medio del análisis nodal, ayuda a la

solución de problemas; en donde se incluyen caídas de presión a través de:

Estranguladores superficiales y de fondo

Diámetros de aparejos de producción

Válvulas de seguridad, etc.

Los resultados del análisis del sistema, no solamente permiten la definición de la

capacidad de producción de un pozo, para una determinada gama de condiciones,


25

sino también muestran como los cambios en cualquier parámetro afectan su

comportamiento.

Las curvas de capacidad de producción, son una función de los principales

componentes de un sistema, como son: Datos del yacimiento, características del

aparejo de producción, línea de descarga, presión en el nodo inicial y final,

producción de aceite, gas y agua, relación gas-líquido, temperatura, composición del

aceite y gas, topografía del terreno y forma de perforación del pozo, sea vertical,

direccional u horizontal.

Cualquier pozo petrolero perforado ó terminado, es el medio por el cual se mueva el

petróleo y el gas desde su ubicación original en el yacimiento hasta la superficie. El

movimiento o transporte de ese fluido requiere energía para vencer pérdidas por

fricción en el sistema y elevar la producción hacia superficie.

Los fluidos deben viajar a través del yacimiento, continuar en el aparejo de

producción, después a través del separador y continuar al tanque de

almacenamiento o redes de distribución.

El sistema de producción puede ser relativamente simple o incluir componentes

donde ocurren cambios o pérdida de energía.

Un ejemplo de un sistema de producción se ilustra a continuación (Figura 1.8)


26

Figura 1.8 Sistema de producción.

La caída de presión en el sistema en cualquier momento, es la presión inicial menos

la presión final.

nodor PupstreamscomponentepP

Esta caída de presión es la suma de las caídas que ocurren en todos los

componentes del sistema.

Por lo tanto, la caída de presión a través de cualquier componente varía el gasto

producido, por lo que este gasto se controla por los componentes seleccionados del

sistema.


27

La selección y el dimensionamiento individual de cada componente es importante,

debido a que la interacción entre cada componente provoca que cualquier cambio de

presión en uno de ellos, ocasiona un cambio en todo el sistema.

Esto ocurre porque el flujo producido es compresible, por lo tanto la caída de presión

en un componente particular depende no solo del gasto que atraviesa el

componente, sino del promedio de presión.

La cantidad de petróleo y gas que fluye dentro del pozo desde el yacimiento depende

de la caída de presión en el aparejo de producción y la caída en este sistema

depende de la cantidad de fluido que pase a través de ella. Por lo tanto, el sistema

debe ser analizado como una unidad.

El gasto de producción de un pozo puede a menudo estar severamente restringido

por el comportamiento de un solo componente. Si el efecto de cada una de ellas

sobre el comportamiento total del sistema puede ser aislado, el sistema se optimiza

de una manera más económica.

Experiencias pasadas demuestran que grandes cantidades de dinero han sido

gastadas en operaciones de estimulación de formaciones, donde realmente la

capacidad de producción estaba restringida debido al diámetro reducido del aparejo

a las líneas de producción.

Otro error durante la etapa de terminación es la instalación de tubería de producción

de diámetros muy grandes, esto ocurre a menudo en pozos donde se espera

producir altos gastos.

Esto no solo lleva a un gasto mayor en materiales al sobredimensionar una

instalación, sino que también a una disminución en la producción del pozo.


28

Por ejemplo, en el caso de pozos de alta relación gas-líquido, al tener diámetros

mayores de tubería de producción se reduce la velocidad del fluido provocando la

carga de líquido (load up) en el fondo del pozo y llevando muchas veces a igualar el

pozo.

Esta situación lleva a instalar algún sistema de levantamiento artificial o compresores

de gas en superficie.

El método para analizar un pozo, para determinar la capacidad de producción para

cualquier combinación de componentes es descrito a continuación:

El método puede ser utilizado para determinar la ubicación de zonas con excesiva

resistencia al paso de fluido o caídas de presión en cualquier parte del sistema. El

efecto de los cambios de cualquier componente sobre el comportamiento total del

pozo es fácilmente determinado.

El análisis del sistema llamado a menudo análisis nodal, ha sido aplicado por varios

años para analizar el comportamiento de la interacción de cada uno de sus

componentes.

Circuitos eléctricos, complejas redes de ductos y sistemas de bombeo centrífugo

analizados utilizando éste método. El análisis de los sistemas de producción de

pozos fue propuesta por Gilbert en 1954 y discutida por Nind en 1964 y Brown en

1978.

El procedimiento consiste en seleccionar un punto de división o nodo en el pozo y

dividir el sistema en ese punto. Las ubicaciones más comunes usadas para los

nodos se muestran a continuación.


29

Figura 1.10Figura 1.10FIGURA 1.9Figura 1.10Figura 1.10FIGURA 1.9

Figura 1.9 Ubicaciones de los nodos más comunes en un sistema.

Todos los componentes corriente arriba del nodo (Upstream) comprende la sección

de entrada (Inflow section), mientras que la sección de salida (outflow section)

consiste todos los componentes que se encuentran corriente abajo del nodo

(Downstream).

Una relación entre el gasto y la caída de presión debe estar disponible para cada

componente del sistema. El flujo a través del sistema puede ser determinado una vez

que los siguientes requerimientos son satisfechos:

El flujo a la entrada del nodo es igual al flujo de salida del mismo.

Una sola presión existe en el nodo.

En un momento particular de la vida del pozo, hay dos presiones que permanecen

fijas y no son función del gasto. Una de esas presiones es la presión promedio del

yacimiento (Pr) y la otra es la presión de salida del sistema.


30

La presión de salida es la presión del separador PSep, pero si la presión del pozo se

controla con un estrangulador, la presión en el nodo se calcula en ambas

direcciones, comenzando desde las fijas.

Entrada al Nodo (inflow)

nodoR PupstreamscomponentepP

Salida del Nodo (outflow)

nodoSep PdownstreamscomponentepP

La caída de presión ∆p, en cualquier componente varía con el gasto (q). Por lo tanto,

un gráfico de la presión en el nodo versus gasto produce dos curvas, las cuales se

interceptan satisfaciendo las condiciones antes mencionadas.

El procedimiento es ilustrado en la Figura 1.10.

Figura 1.11Gasto, q

Figura 1.11Gasto, q

Figura 1.11Gasto, q

Figura 1.10Figura 1.11Gasto, q

Figura 1.11Gasto, q

Figura 1.11Gasto, q

Figura 1.10

Figura 1.10 Gráfica de la presión en el nodo analizado vs. Gasto medido.


31

El efecto del cambio en cualquier componente se analiza recalculando la presión en

el nodo versus gasto, usando las nuevas características del componente que fue

cambiado. Si el cambio fue realizado en un componente corriente arriba (upstream),

la curva de salida (outflow) no tiene cambios.

Por lo tanto, cualquier cambio, la intersección también lo efectúa, y existe una nueva

capacidad de flujo y presión en el nodo.

Las curvas se desplazan si cambia cualquiera de las condiciones fijas, por ejemplo

una caída en la presión del yacimiento o un cambio en las condiciones del separador

o instalaciones receptoras en superficie. El procedimiento se ilustrada considerando

un sistema simple de producción, y eligiendo la presión de cabeza del pozo como

nodo, el cual se representa con el punto 3 en la Figura 1.9.


whtubingyacR PppP


whflowlineSep PpP

El efecto sobre la capacidad de flujo debido al cambio del diámetro de tubería de

producción se ilustra en la Figura 1.11.


32

Figura 1.12 Gasto, qFigura 1.12 Gasto, qFigura 1.12 Gasto, qFigura 1.11Figura 1.12 Gasto, qFigura 1.12 Gasto, qFigura 1.12 Gasto, qFigura 1.11

Figura 1.11 Efecto sobre la capacidad de flujo debido al cambio del diámetro de tubería de producción.

El efecto del cambio del diámetro de tubería de producción por uno de mayor

diámetro, siempre y cuando no sea grande, provoca un incremento del gasto y

consecuentemente en la presión de cabeza de pozo.

El análisis usado más frecuente es el de seleccionar el nodo entre el yacimiento y el

sistema de conducción. Este punto se observa en la posición 6 de la Figura 1.9, y la

presión del nodo es Pwf.

Seleccionando el nodo en este punto divide al pozo en dos componentes, el

yacimiento y el sistema de conducción a través de tubería. Las expresiones para la

entrada (inflow) y salida (outflow) son las siguientes:


wfyacR PpP


33


wftubingflowlineSep PppP

El efecto del cambio en los diámetros de tubería de producción sobre la capacidad

de flujo del sistema se ilustra en la Figura 1.12

Gasto, qFigura 1.13 Gasto, qFigura 1.13 Gasto, qFigura 1.13Figura 1.12 Gasto, qFigura 1.13 Gasto, qFigura 1.13 Gasto, qFigura 1.13Figura 1.12

Figura 1.12 Efecto del cambio en los diámetros de la tubería de producción sobre la capacidad de flujo

del sistema.

Un sistema de producción se optimiza al selecciona una combinación de

componentes que permitan lograr la máxima producción al menor costo posible.

Aunque la caída de presión global del sistema, PR – PSep, se fija en un momento

particular, la capacidad de producción del sistema depende en donde ocurre la caída

de presión.

Si es mucha la presión que cae en un componente o módulo, hay insuficiente presión

remanente para un comportamiento eficiente de los otros módulos.


34

La Figura 1.13, muestra el ejemplo donde un diámetro reducido de tubería de

producción restringe la capacidad de flujo del pozo, mientras que la Figura 1.14,

indica que el comportamiento del pozo se controla por el comportamiento de entrada

(inflow performance) donde una gran caída de presión disminuye debido al daño

ocasionado a la formación o a disparos ineficientes.

Gasto, q Gasto, q

Figura 1.14 Figura 1.15

Gasto, q Gasto, q

Figura 1.14 Figura 1.15Figura 1.13 Figura 1.14

Gasto, q Gasto, q

Figura 1.14 Figura 1.15

Gasto, q Gasto, q

Figura 1.14 Figura 1.15Figura 1.13 Figura 1.14

Figura 1.13 y 1.14 Ejemplos donde el diámetro reducido de la tubería de producción restringe la

capacidad de flujo del pozo y en donde el comportamiento del pozo se ve controlada por el la fluencia del yacimiento.

El análisis nodal de sistemas de producción se utiliza para investigar problemas en

pozos de petróleo y gas.

Este procedimiento también se utiliza para razonar el comportamiento de pozos

inyectores a partir de la modificación de las ecuaciones de entrada (inflow) y salida

(outflow). Una lista parcial de aplicaciones se presenta a continuación:

Selección de diámetros de tuberías de producción.

Selección de líneas de conducción.

Dimensionamiento de estranguladores.

Análisis de problemas en restricciones al flujo.

Diseño de sistemas de levantamiento artificial.

Evaluación de estimulación de pozos.


35

Analizar el efecto de comprimir gas en boca de pozo.

Analizar el comportamiento de la densidad de los disparos.

Predecir los efectos de la declinación de los yacimientos


36


2.1 ¿Qué es carga de líquidos?

Cuando el gas fluye a superficie, tiene la capacidad de transportar los líquidos si su

velocidad es suficientemente alta. Una velocidad de gas alta, tiene como resultado

un patrón de flujo niebla en el que los líquidos están finamente dispersados en el

gas. Esto resulta en un bajo porcentaje de volumen de líquidos presente en la tubería

de producción, resultando en una baja caída de presión causada por los

componentes gravitacionales del flujo fluyendo.

Un pozo fluyendo con una velocidad alta del gas puede tener una alta caída de

presión causada por la fricción, sin embargo, para gastos de gas más altos, la caída

de presión causada por los líquidos acumulados en el tubo es menor.

Conforme la velocidad del gas en la tubería de producción cae con el tiempo, la

velocidad de los líquidos transportados por el gas declina aún más rápidamente.

Como resultado, los patrones de flujo en las paredes de la tubería ocasionan baches

en el tubo, y eventualmente ocurre acumulación de éstos en el fondo del pozo. Este

fenómeno incrementa el porcentaje de líquidos en la tubería mientras el pozo está

fluyendo.

La presencia de más líquidos acumulándose en la tubería de producción (mientras el

pozo está fluyendo), puede reducir ó parar la producción de gas.

Una realidad referente a pozos de gas, es que pocos pozos producen

exclusivamente este hidrocarburo. Bajo algunas condiciones de presión y

temperatura, los pozos de gas producen líquidos directamente dentro del pozo.

Dichos fuidos (hidrocarburos y agua) pueden condensarse desde el flujo de gas

mientras la presión y temperatura cambian durante el viaje hasta la superficie.


37

En algunos casos, como el que se observa con la explotación en altos gastos de

producción, los fluidos ingresan dentro del aparejo de producción del pozo, como

resultado de la conificación del agua, proveniente de yacimientos con empuje

hidráulico o de una zona subyacente o de otra fuente, en ocasiones por

cementaciones defectuosas en las tuberías de explotación.

La mayoría de los métodos usados para remover líquidos de pozos de gas no

dependen de donde provienen los líquidos. Sin embargo, si un método de

remediación es considerado para referirse a condensación solamente, entonces se

debe estar seguro que este es el lugar del cual proviene la carga de los líquidos. Si

no, el método de remediación no es exitoso.

2.2 Problemas causados por la carga de los líquidos durante la

explotación de pozos productores de gas.

El pozo puede eventualmente morir si los líquidos no son removidos continuamente,

o el pozo puede producir con su gasto más bajo al óptimo posible. Si el gasto de gas

es suficientemente alto para producir continuamente la mayoría o todos los líquidos,

la presión de la formación y el gasto de producción alcanzan un equilibrio en un

punto de operación. El pozo produce a un gasto que puede se predicho por la curva

IPR (Inflow Perfomance Relationship).

Si el gasto de gas es bajo a tal grado que permita el resbalamiento de los líquidos, el

gradiente de presión de la tubería de producción se incrementa por la acumulación

de estos líquidos, resultando en un incremento de presión de la formación.

Conforme la contrapresión de la formación incrementa, el gasto producido desde el

yacimiento declina y puede caer por debajo de lo que es llamado “gasto crítico del

gas” requerido para remover continuamente los líquidos. Más líquidos se acumulan


38

en el fondo del pozo, y el incremento de presión de fondo reduce la producción ó

dejar de producir el pozo.

Tarde en la vida del pozo, el líquido permanece sobre los disparos con el gas

burbujeando a través del líquido hasta superficie. El gas es producido a una baja

presión pero a gasto constante, y los líquidos no se transportan a superficie. Si esto

se observa sin conocimiento de la historia de producción del pozo, uno asume que el

pozo es de baja producción, no con problemas de carga de líquidos.

Todos los pozos de gas que producen líquidos (ya sean de alta o baja permeabilidad)

experimentan eventualmente carga de líquidos conforme la presión del yacimiento

decline.

Aunque los pozos con relación líquido-gas (RLG) alta y pequeño gasto de gas

pueden tener carga de líquidos si la velocidad del gas es bajo. Esta condición es

típica en pozos de gas con formaciones muy estrechas (baja permeabilidad) que

producen bajos gastos y tiene baja velocidad de gas en la tubería de producción.

2.3 Fuentes de aportación de los líquidos en un pozo productor de gas.

Muchos pozos de gas no sólo producen gas también producen condensado y agua.

Si la presión de yacimiento ha declinado debajo de la presión de rocío, el

condensado es producido con el gas como un líquido. Si la presión de yacimiento

está por arriba del punto de rocío, el condensado entra al pozo en fase gaseosa con

el gas y se condensa como líquido en la tubería de producción ó en el separador.

El agua producida puede tener varias fuentes:


39

El agua puede estar conificada en una zona acuosa por arriba o por debajo de

la zona productora.

Si el yacimiento tiene suporte de un acuífero, la invasión de agua alcanzará

eventualmente el pozo.

El agua puede entrar al pozo de otra zona productora, que se separa a alguna

distancia de la zona de gas.

Agua de formación producida con gas.

Agua y/o condensado que entran al pozo en fase gaseosa con el gas y

condensarse como líquido en la tubería de producción.

2.3.1 Conificación de agua.

Si el gasto de gas es alto, el gas puede encontrar producción de agua en una zona

subyacente, aún si el pozo no se dispara en la zona de agua. Un pozo horizontal

reduce satisfactoriamente el gradiente entre la zona de gas y de agua subyacente,

sin embargo, el mismo fenómeno ocurre con gastos altos.

2.3.2 Acuífero.

La presión ejercida por un acuífero eventualmente permite a la producción de agua

llegar al pozo, dando altos problemas de carga de líquidos.

2.3.3 Agua producida de otra zona.

Otra zona puede producir dentro del pozo en agujero descubierto o con un pozo con

varios intervalos disparados. La situación contraria que toma ventaja de esta

situación es tener una zona de agua debajo de la de gas al usar bombas ó gravedad,

inyectar agua dentro de una zona subyacente y permitir al gas fluir a superficie sin

problemas de carga de líquidos.


40

2.3.4 Agua de formación.

De donde sea la fuente, es posible que el agua venga con el gas de los disparos.

Esta situación es causada por varias formaciones de gas y líquidos o por otras

razones.

2.3.5 Condensación del agua.

Si gas saturado ó parcialmente saturado entra al pozo como consecuencia de los

disparos sin tienen líquidos, pero la condensación ocurre más arriba en el pozo. Esta

situación causa un alto gradiente en la tubería en donde la condensación se presenta

y depende de las velocidades, los líquidos caen y se acumulan sobre los disparos.

Todos hemos experimentado el fenómeno de la condensación del agua de la

atmósfera (la lluvia). En cualquier presión y temperatura dada una cierta de cantidad

de vapor de agua esta en equilibrio con los gases de la atmósfera. Conforme la

temperatura disminuye o la presión incrementa, cualquier exceso de vapor de agua

se condensará a fase líquida para mantener el equilibrio.

Si la temperatura se incrementa o la presión disminuye, el agua (si existe) se

evapora para mantener el equilibrio.

Un fenómeno similar ocurre con el gas; para una presión y temperatura dada en un

yacimiento, el gas producido contiene una cierta cantidad de vapor de agua. La

Figura 2.1, muestra un ejemplo de la solubilidad del agua en el gas natural en

Bls/MMpcd.

El agua permanece en fase gaseosa hasta que las condiciones de temperatura y

presión disminuyan por debajo de la presión de rocío. Cuando esto ocurre, algo del

vapor de agua se condensa a fase líquida.

Si la condensación ocurre en el pozo y si la velocidad del gas está por abajo del

gasto crítico requerido para transportar el agua a superficie, entonces los líquidos se

acumulan en el pozo y la carga de estos se presenta.


41

Presión del yacimiento (psia)

Bls

/MM

pcd

Ag

ua p

rod

ucid

a c

on

el

gas

Contenido de agua mientras la presión declina


Bls

/MM

pcd

Ag

ua p

rod

ucid

a c

on

el

gas



Bls

/MM

pcd

Ag

ua p

rod

ucid

a c

on

el

gas



Bls

/MM

pcd

Ag

ua p

rod

ucid

a c

on

el

gas


Fig. 2.1 Solubilidad del agua en gas natural

1.

2.3.6 Condensación de hidrocarburos.

Los hidrocarburos entran al pozo con el gas en la producción en fase gaseosa. Si la

temperatura del yacimiento está arriba de la cricondenterma, entonces no hay

líquidos en el yacimiento, pero caen al fondo del pozo conforme la condensación del

agua se presente.

Aún si la velocidad del gas es suficiente para remover el agua condensada, los

problemas de corrosión ocurren en un punto del pozo en donde la condensación

ocurra primero. El agua condensada se identifica porque debe tener un contenido

bajo o casi nulo de sal comparado con el agua del yacimiento. Normalmente, se

asume agua pura en la fase gaseosa antes de la condensación.

1 Imagen obtenida del libro “Gas Well Deliquification”, James Lea, Henry V. Nickens y Michael Wells


42

2.4 Reconociendo la carga de líquidos en los pozos de gas

Durante la vida de un pozo de gas es probable que el volumen de líquidos que están

siendo producidos se incremente mientras el volumen de gas producido disminuya.

Esta situación usualmente es el resultado de la acumulación de los líquidos en el

fondo del pozo, continuando con un incremento en su volumen hasta que el pozo

eventualmente muere o fluye erráticamente con muy bajo gasto. Si se diagnostica

oportunamente, las pérdidas en la producción de gas se minimizan por la

implementación de algún Sistema Artificial de Producción.

Por otra parte, si el colgamiento de los líquidos no es notado, estos se acumulan en

el fondo del pozo. Es vital por lo tanto que los efectos causados por la carga de

líquidos sean detectados tempranamente para prevenir pérdidas en la producción.

Los síntomas que indican cuando un pozo de gas tiene problemas con la carga de

los líquidos son:

Presencia de saltos registrados en una gráfica mediante un sistema de

medición.

Producción errática de gas e incremento en el ritmo de declinación.

Cambios pronunciados en el gradiente dinámico de un pozo.

Cese en la producción de líquidos.

2.4.1 Presencia de saltos registrados en una gráfica mediante un sistema

de medición.

Uno de los métodos más comúnmente utilizados para detectar la carga de los

líquidos es la grabación de los datos de medición en un sistema de recolección de

datos automatizado ó por dos plumas que registran presiones. Estos dispositivos

graban la medición del gasto de gas a través de un orificio.


43

Cuando un pozo produce líquidos pero no tiene problemas de carga de líquidos,

estos se producen con el flujo de gas como pequeñas gotas (flujo niebla) y tienen un

pequeño efecto en la caída de presión en el estrangulador.

Cuando un bache de líquido pasa a través del estrangulador, la densidad

relativamente mayor del líquido causa un salto en la presión. En la gráfica de caída

de presión de orificio usualmente indica que los líquidos están empezando a

acumularse en el fondo del pozo y/o tubería y si producen erráticamente ya que

algunos líquidos llegan a superficie como baches.

Este fenómeno se representa en la Figura 2.2 en un registrador de dos plumas

mostrando a la izquierda un pozo que produce líquidos en flujo niebla y a la derecha

un pozo que empieza a experimentar problemas de carga de líquidos al producirlos

en forma de baches.

Pluma diferencial

Patrón de

Flujo

Pluma diferencial

Patrón de

Flujo

Figura 2.2. Efecto del régimen de flujo por la caída de presión a través de un orificio. Flujo niebla

(Izquierda) vs. Flujo bache (Derecha).


44

Cuando los líquidos empiezan a acumularse en el pozo, los saltos en la presión

comienzan a hacerse más frecuentes.

Eventualmente la presión en superficie de la tubería de producción empieza a

disminuir porque los líquidos retienen la presión del yacimiento. En adición, el flujo de

gas empieza a disminuir a un ritmo mayor que el ritmo de declinación de la

producción anterior.

Esta rápida caída en la producción y en la presión superficial de la tubería de

producción, acompañado por el desordenado registro de las plumas, es una

indicación segura del inicio de la carga de los líquidos.

La gráfica del pozo mostrada en la figura 2.3, indica severa carga de líquidos, se

observa que los baches de líquidos se forman cada dos horas y por eso la diferencial

de presión aumenta, una vez descargado el bache la diferencial baja y el bache se

vuelve a formar.

Figura 2.3 Gráfica mostrando severo problemas de carga de líquidos notado por los baches de líquido.


45

La figura 2.4, muestra un pozo donde la situación de la carga de líquidos ha sido

mejorada pero no completamente resuelta como se nota por los pequeños saltos

más consistentes; cabe mencionar que también se registra la variación en el sistema

corriente arriba y la figura 2.5, muestra un pozo sin problemas de carga de líquidos

debido a que el gas en este pozo cuenta con la velocidad necesaria para desplazar

los líquidos sin que éstos afecten el sistema.

Figura 2.4 Gráfica mostrando menos indicación de carga de líquidos.


46

Figura 2.5 Gráfica mostrando que el pozo no tiene problemas de carga de líquidos.

2.4.2 Producción errática e incremento en el ritmo de declinación.

La forma de la curva de declinación de un pozo indica problemas de carga de

líquidos en el fondo del pozo.

La curva de declinación debe ser analizada sobre el tiempo, buscando cambios en la

tendencia general. La Figura 2.6, muestra dos curvas de declinación. La curva con

una declinación exponencial suave es de una producción normal de gas

considerando el abatimiento normal de la presión del yacimiento. La curva con

fluctuaciones fuertes es indicativa de un pozo de gas con alta producción de líquidos

sin tener un comportamiento estable, por lo que en este caso se muestra que el pozo

se abate más temprano que las consideraciones del yacimiento pueden indicar

siempre y cuando no se intervenga oportunamente.

Cuando la tendencia de declinación de la curva se analiza por periodos largos, los

pozos experimentan carga de líquidos indicando una repentina salida de la curva


47

existente a una nueva, con una pendiente mas pronunciada. La nueva curva indica

un abatimiento mayor que la curva original, proporcionando un método para

determinar la pérdida de reservas debido al resultado de la carga de líquidos.

ALBA 408

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

01/01/2009 06/01/2009 11/01/2009 16/01/2009 21/01/2009 26/01/2009 31/01/2009 05/02/2009 10/02/2009 15/02/2009 20/02/2009 25/02/2009

GA

STO

(M

MP

CD

)

Los problemas de carga de líquidos son

indicados por el comportamiento

errático de la curva de declinación y

baja producción

Figura 2.6 Análisis de la declinación de la curva.

2.4.3 Cambios pronunciados en el gradiente dinámico de un pozo.

La toma de los gradientes de presión de los pozos cerrados ó fluyendo son quizás

los métodos más aproximados existentes para determinar el nivel de fluidos en un

pozo de gas y saber si el pozo tiene líquidos acumulados. Los gradientes miden la

presión con la profundidad de los pozos mientras se encuentran cerrados ó fluyendo.

La medición del gradiente de presión está en función directa de la densidad del fluido

y la profundidad; para un fluido estático, la presión con la profundidad debe ser casi

lineal.

Porque la densidad del gas es mas baja que la densidad del agua o del condensado,

la curva del gradiente medida exhibe un cambio de pendiente cuando la herramienta

encuentra el nivel del líquido en la tubería. Así la medición del gradiente proporciona

un método exacto para determinar el nivel de los líquidos existentes en el pozo. Es

importante recalcar que el perfil de presiones debe de ser analizado en profundidad


48

vertical y no en profundidad desarrollada, debido a que se genera una confusión en

el momento de su estudio.

La Figura 2.7, ilustra los principios básicos asociados con el gradiente de la presión.

El ritmo de producción de líquido y gas y acumulaciones pueden cambiar las

pendientes medidas, dando un gradiente de gas mayor debido a la presencia de

algunos líquidos dispersos y un gradiente de líquido menor debido a la presencia de

gas en el líquido. El nivel del líquido en un pozo cerrado también puede ser medido

acústicamente.

El fluido en el tubo en un pozo que produce líquido y gas exhibe un régimen de flujo

multifásico complejo que depende en el gasto y la cantidad de cada fase presente. El

gradiente de presión obtenido en un régimen de flujo de dos fases no es

necesariamente lineal como se indica (Figuras 2.8 y 2.9).

Profundidad

Gradiente del gas arriba del nivel del líquido

Nivel de líquido

Gradiente del líquido

Algunas burbujas de gas podrían

pasar a través de la columna de líquido

Profundidad

Gradiente del gas arriba del nivel del líquido

Nivel de líquido

Gradiente del líquido

Algunas burbujas de gas podrían

pasar a través de la columna de líquido

Figura 2.7. Gradiente de presión esquemático.

Cuando la medición del gradiente de presión no es lineal, pero indica un continuo

incremento de presión con la profundidad, el gradiente de presión, no es suficiente

para determinar si la carga de líquidos empieza a ser un problema.


49

0

500

1000

1500

2000

2500

1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800

Presión, psi

Pro

fun

did

ad

, m

v

Bajando Subiendo

2765 md

0.057 gr/cm3

0.415 gr/cm3

Hasta 1300 mv son

llevados los líquidos

1500 md

2.8 Gradiente de un pozo con problema de carga de líquidos.

A menudo la deflexión en el gradiente de presión por la carga de líquidos se provoca

por altos gastos en las tuberías de producción pequeñas. La caída de presión

ocasionada por la fricción en esos casos puede aparentar el punto de inflexión

causada por el líquido.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1200 1250 1300 1350 1400 1450 1500 1550 1600 1650

Presión (psi)

Pro

fun

did

ad

(m

)

Bajando Subiendo

2.9 Gradiente de un pozo sin problema de carga de líquidos.


50

Cuando se utilizan tuberías de producción de mayor diámetro, usualmente una caída

de presión menor (depende del gasto) y como resultado, se produce una deflexión en

la curva del gradiente de presión.

Algunos pozos tienen alguna restricción en su conjunto de tuberías. En este caso, un

cambio en el área de flujo transversal de la tubería ocasiona un cambio en el régimen

de flujo en el punto en donde el área de flujo cambia, y se refleja en el gradiente de

presión.

Esta situación aparece en el gradiente de presión como un cambio en la pendiente

en la gráfica presión-profundidad en donde el área de la tubería cambia y no debe

confundirse con la profundidad del nivel del líquido.

Una estimación de la producción de volumen de líquidos puede ser hecha al

comparar la caída de presión en la tubería de producción de un pozo que produce

líquidos con otro pozo cerca que genera solamente gas.

En un pozo que fluye su la presión de fondo (Pwf) es igual a la caída de presión en la

tubería de producción (ó espacio anular, si está fluyendo por éste), mas la presión en

la cabeza del pozo. La presencia de líquidos en una corriente de producción

incrementa el gradiente de presión en la tubería.

Para bajos gastos, el incremento proporcional de la caída de presión en la tubería de

producción causada por líquidos es mayor que con altos gastos. La variación

permite, que la de productividad para flujo de gas desde el yacimiento, ver cuánta

producción más es posible si la presión se incrementa causado por eliminar el

problema de la carga de los líquidos.


51

2.4.4 Cese en la producción de líquidos.

Algunos pozos de alto gasto de gas fácilmente producen líquidos por un tiempo y

entonces disminuye a ritmos más bajos. Conforme la producción de gas declina, la

producción de líquidos puede cesar. En esos casos, el pozo está produciendo gas a

gastos menores que el “gasto crítico” que puede transportar los líquidos a superficie.

El resultado es que los líquidos continúan acumulándose en el pozo, y las burbujas

de gas atraviesan el líquido acumulado.

Dependiendo de la acumulación de líquidos y presión del pozo, éste deja de fluir ó el

gas burbujea a través del líquido. Como sea el caso, el gasto de gas ha caído a un

valor en el cual los líquidos no pueden ser transportados a través de la tubería a

superficie.

El mejor método para analizar este tipo de pozos con bajo gasto, es calcular una

velocidad crítica en la tubería de producción (velocidad mínima del gas requerida

para acarrear los líquidos a superficie). Si el gasto del pozo es menor que el

necesario para transportar los líquidos entonces la posibilidad de que el gas

atraviese la columna de líquidos acumulada debe ser investigado. Bombeando los

líquidos fuera del pozo, poniendo otra tubería de menor diámetro o usando la tubería

flexible para bombear N2 pueden ser soluciones para esta situación de bajo gasto.

2.5 Velocidad crítica

Es generalmente creído que los líquidos son levantados en el flujo del gas como

pequeñas partículas y transportados como una pequeña película a lo largo de la

tubería de producción.

Esos mecanismos fueron investigados por Turner, quien descubrió que la carga de

líquidos se predicen por un modelo que indica cuando las gotas se desplazan con el


52

gas (velocidad del gas mayor que la velocidad crítica) o cuando las gotas caen

(velocidad del gas menor que la velocidad crítica).

Turner desarrolló una simple correlación para predecir la velocidad crítica,

asumiendo que las gotas se transportan por el gas. En este modelo, el peso de las

gotas actúa hacia abajo y la fuerza de arrastre actúa hacia arriba (Figura 2.10).

Gravedad

ArrastreGas

Gravedad

ArrastreGas

Figura 2.10 Transporte de líquidos en un pozo de gas.

Cuando la fuerza de arrastre es igual al peso de la gota, la velocidad del gas es

“crítica”. Teóricamente, a la velocidad crítica la gota puede suspenderse en el flujo

de gas, debajo de la velocidad crítica las gotas caen y se acumulan en el fondo del

pozo.

En la práctica, la velocidad crítica se define como la velocidad mínima del gas en la

tubería de producción requerida para desplazar los líquidos. Una sarta de velocidad a

menudo se usa para reducir el área transversal de flujo hasta que la velocidad crítica

se obtiene.

El gas producido del yacimiento tiene, en diversas instancias material en fase con el

líquido que se la asocia, la presencia de los cuales puede afectar las características

del flujo del pozo.


53

Los líquidos pueden vienen de la condensación del hidrocarburo en fase gaseosa

(condensado) o del agua congénita del yacimiento.

En cualquier caso la fase líquida de mayor densidad, siendo esencialmente

discontinua, debe transportarse a superficie por el gas. A la velocidad mínima

necesaria que tiene el gas para desplazar los fluidos a superficie para evitar que se

acumulen en el fondo de la tubería y estos a su vez proporcionen una contrapresión

adicional a la formación afectando significativamente la capacidad productiva del

pozo se le conoce como velocidad crítica.

En pozos de baja presión, los líquidos ocasionan que el pozo deje de producir y en

pozos de alta presión ocurre un grado variable de bacheo en los líquidos, los cuales

afectan los cálculos que se usan en las pruebas de pozos.

La presión de fondo del pozo calculada en los análisis de pruebas de presión es

errónea si los líquidos no son removidos del pozo, y la relación gas-líquido observada

durante tales pruebas puede no ser correcta.

Muchos autores sugieren métodos para determinar si el gasto de gas de un pozo es

suficiente para remover los líquidos. Vitter y Duggan propusieron que las velocidades

observadas en el campo se adecuan para mantener los pozos sin carga de líquidos.

Jones y Dukler presentaron tratamientos analíticos para calcular, propiedades físicas

y el mínimo gasto necesario. Un análisis de esos estudios indica la existencia de dos

modelos físicos propuestos para remover los líquidos de los pozos de gas: (1) Una

película líquida moviéndose a lo largo de las paredes de la tubería y (2) Gotas

líquidas moviéndose a través del gas.


54

2.5.1 Modelo de película continua.

Las acumulaciones en fase líquida en las paredes de la tubería durante el flujo

multifásico gas/líquido es inevitable debido a los gotas entrantes y a los vapores de

condensación. El movimiento de los líquidos en la pared de la tubería es por lo tanto

de interés en el análisis del desplazamiento de líquidos en pozos de gas.

Si la película líquida anular se mueve a lo largo de las paredes de la tubería para

mantener un pozo de gas sin colgamiento, entonces el gasto mínimo necesario para

terminar esto es de interés principal.

La técnica de análisis usada por Dukler y Hewitt sigue y envuelve la descripción del

perfil de velocidad de una película líquida moviéndose en el interior de la tubería. El

mínimo gasto de gas requerido para mover esta película es entonces calculada.

2.5.2 Movimiento de gotas a través del gas.

La existencia de gotas de líquido en el flujo del gas presenta un problema diferente

en la mecánica de los fluidos, que determina el gasto mínimo que transporta los

líquidos fuera del pozo. Desde que las gotas son partículas moviéndose

relativamente en un fluido en un campo gravitacional, las partículas mecánicas se

utilizan para determinar el gasto mínimo de gas.

Una partícula que cae libremente en un fluido alcanza una velocidad terminal, la cual

al alcanzar la máxima velocidad bajo la influencia de la gravedad cuando las fuerzas

de arrastre son iguales a las de aceleración. Ésta velocidad terminal es por lo tanto,

función del tamaño, forma, densidad de la partícula, la densidad viscosidad y del

fluido que actúa como medio de transporte.


55

Para una transformación de coordenadas, una gota líquida que es transportada por

un flujo de gas se convierte en una partícula que cae libremente y la misma ecuación

se aplica. Si el gas esta moviéndose a una velocidad suficiente para mantener una

gota en suspensión, entonces la velocidad del gas (velocidad relativa entre gas y

gota) será igual a la velocidad terminal de caída libre de la gota. Cualquier

incremento en la velocidad del gas hace que la gota se mueva hacia superficie, el

límite del gasto de gas para mover la gota es velocidad terminal de la gota.

dpp

pp

tCA

mgV

)(2 ……………….. (1)

Donde:

tV = Velocidad terminal de la partícula ó velocidad crítica (p/seg)

g = Gravedad (p/seg2)

p = Densidad de la partícula (lb-m/p3)

pm = Masa de la partícula (lb-m)

= Densidad del gas (lb-m/ft3)

pA = Área proyectada (ft2)

dC = Coeficiente de arrastre

La ecuación de la velocidad (Ecuación 1) muestra dependencia de las densidades de

la fase, masa y área proyectada de la partícula. Desde la tensión superficial de la

fase líquida actúa para bajar la gota en forma esférica. La ecuación 1, puede ser

reescrita en términos del diámetro de la gota (Ecuación 2).

dg

gL

tC

dV

)(55.6

……………….. (2)

Donde:

d = Diámetro de la tubería (p)

L = Densidad de la fase líquida (lb-m/p3)


56

g = Densidad de la fase gaseosa (lb-m/p3)

dC = Coeficiente de arrastre

La ecuación 2, muestra que la gota es más grande y la velocidad terminal es mayor,

todas las demás cosas permanecen igual. Por lo tanto, si la gota es más grande, el

gasto necesario para transportarla a superficie es mayor. El problema, por lo tanto

está en determinar el diámetro de la gota que puede existir en un campo dado. Esto

asegura el transporte de las gotas a través del flujo de gas.

Hinze mostró que las gotas líquidas que se mueven con el gas están sujetas a

fuerzas que intentan separar la gota, mientras la tensión interfacial del líquido actúa

para mantenerla junta. El determinó que eso es el antagonismo de dos presiones, la

presión de la velocidad y la presión de la tensión interfacial, que determina el tamaño

máximo de la gota que se consigue. La relación de esas dos presiones es el número

de Weber.

Hinze mostró que si el número de Weber excede un valor crítico, una gota puede

separarse. Para gotas que caen libremente, el valor del número crítico de Weber fue

encontrado en un rango de 20 a 30. Si el valor más grande observado se usa, una

relación entre el máximo diámetro de la gota y la velocidad de la misma se obtiene.

2

30

tg

cm

V

gd

……………….. (3)

Donde:

md = Diámetro máximo de la gota de líquido (p)

= Tensión interfacial (dinas/cm)

cg = Constante gravitacional (32.17 lb-m p/lb-p seg2)

Sustituyendo la expresión máxima del diámetro en la ecuación 2, la ecuación de la

velocidad terminal se convierte:


57

2/14/1

4/14/1 )(3.1

gd

gL

tC

V

……………….. (4)

La solución de la ecuación 4 requiere conocimiento de la tensión interfacial y el

coeficiente de arrastre. La tensión interfacial puede ser obtenida con suficiente

aproximación de los datos proporcionados en libros.

El coeficiente de arrastre está influenciado por la forma de la gota y por el número de

Reynolds. Una correlación entre el coeficiente de arrastre (Cd) y el número de

Reynolds (NRe)2 para esferas muestra que para un rango de NRe de 1000 a 200000 el

coeficiente de arrastre es aproximadamente constante.

Para condiciones típicas de campo, el número de Reynolds de la partícula tiene un

rango de 104 a 105, basado en la predicción del tamaño de la gota de la ecuación 3.

Este es el rango en donde el coeficiente de arrastre es relativamente constante con

un valor de 0.44. Si este valor se usa, y el coeficiente es corregido para permitir el

uso de valores de la tensión interfacial en dinas por centímetro, la ecuación 4 se

reduce a:

2/1

4/14/1 )(6.17

g

gL

tV

……………….. (5)

2 Número de Reynolds, número adimensional que se utiliza en la mecánica de fluidos para estudiar el movimiento de un fluido

en el interior de una tubería, o alrededor de un obstáculo sólido. Se representa por R. El número de Reynolds puede ser calculado para cada conducción recorrida por un determinado fluido y es el producto de la velocidad, la densidad del fluido y el diámetro de la tubería dividido entre la viscosidad del fluido. Para un mismo valor de este número el flujo posee idénticas características cualquiera que sea la tubería o el fluido que circule por ella. Si R es menor de 2.100 el flujo a través de la tubería es siempre laminar; cuando los valores son superiores a 2.100 el flujo es turbulento. De acuerdo con la expresión del número de Reynolds, cuanto más elevada sea la viscosidad de un fluido mayor podrá ser el diámetro de la tubería sin que el flujo deje de ser laminar, puesto que las densidades de los líquidos son casi todas del mismo orden de magnitud. Por este motivo los oleoductos, en régimen laminar, pueden tener secciones superiores a las conducciones de agua, ya que la viscosidad de los fluidos que circulan por aquéllos es mayor que la del agua.


58

Esta ecuación 5, puede ser usada para calcular la velocidad necesaria del gas para

remover las gotas de agua.

Existen condiciones mínimas de flujo necesarias para remover los líquidos de los

pozos de gas y son aquellas que proveen una velocidad suficiente del gas para

remover la mayor cantidad de gotas que pueden existir. Esta velocidad puede ser

calculada usando diferentes mecanismos.

La ecuación derivada debe ajustarse aproximadamente con un 20% de incertidumbre

para remover todas las gotas. El gasto de gas requerido para producir esta velocidad

puede ser calculado y comparado con condiciones existentes para determinar la

adecuada o inadecuada prueba de presión.

Dicha ecuación derivada no está limitada por el tamaño de la tubería de producción,

pero puede usarse en el espacio anular. La relación gas-líquido no influye a la

velocidad mínima en rangos observados de producción de líquidos arriba de 130

Bls/MMpcd y el líquido puede ser agua y/o condensado.

Si ambos líquidos están presentes, las propiedades del más denso debe usarse en la

ecuación ya que el material con densidad mayor es el factor controlador.

Así que es de suma importancia conocer la velocidad necesaria para saber si existen

problemas de colgamiento de líquidos y determinar si el diámetro del estrangulador

del pozo es el óptimo para evitar este fenómeno.


59

CAPÍTULO 3. MÉTODOS PARA REMOVER LA CARGA DE

LÍQUIDOS.

A continuación se describen los métodos que actualmente se están usando en el

Activo Integral Veracruz para eliminar la carga de líquidos.

3.1 Inducciones con tubería flexible.

El objetivo de una inducción es aligerar la carga hidrostática generada por los fluidos

contenidos en el pozo, mediante el desplazamiento de éstos por otro fluido de menor

densidad (usualmente se utiliza nitrógeno N2, por ser un gas inerte)1, para crear una

presión diferencial en el intervalo productor del mismo y que permita a los fluidos del

yacimiento descargarlos a superficie. A través de la inyección del Nitrógeno se busca

tener las condiciones de velocidad y gasto crítico para desalojar los líquidos como se

mencionó anteriormente. El gasto de inyección se determina considerando la presión

de fondo del pozo, la cantidad de líquidos y el área de la tubería de producción.

Los elementos que componen la tubería flexible son:

1. Unidad de potencia.

2. Carrete de tubería.

1 La razón de usar nitrógeno gaseoso en los pozos petroleros, está en función de las características y propiedades

de dicho gas:

• Es un elemento inerte y elimina los peligros de incendio durante las operaciones.

• Es de bajo coeficiente de solubilidad en agua y/o aceite.

• Por su estabilidad e inactividad química ya no reacciona con otros fluidos e inhibe la corrosión de partes

metálicas.

• No contamina y no daña las formaciones

• Ayuda a reducir el agua contenida en las formaciones, debido a su afinidad con la misma. Se ha probado

experimentalmente que a 200 kg/cm2 y 80 ºC 100 m3 de N2 Absorbieron 40.8 litros de agua.

• Porque mantiene su estado gaseoso a presiones y temperaturas elevadas.

• Por su alto rendimiento de volumen de gas por volumen de líquido.


60

3. Cabina de control.

4. Cabeza inyectora.

5. Equipo de control de pozo.

6. Equipo auxiliar.

. Figura 3.1 Unidad de Tubería Flexible.

3.1.1 Unidad de potencia

Consiste en un motor de combustión interna a diesel que puede ser en el arreglo de

ocho ó seis cilindros en “V” ó en línea, con una transmisión para acoplar las bombas

hidráulicas que suministran la potencia hidráulica requerida mediante mangueras de

alta presión para operar los componentes del equipo (sistema de control de presión,

motores hidráulicos de la cabeza inyectora y carrete).

Unidad de potencia Carrete de tubería

Cabina de control

Cabeza inyectora

Equipo auxiliar


61

Cuenta con válvulas de emergencias para mantener represionados todos los

sistemas en caso de que fallara el motor.

El sistema está diseñado de tal forma, que permite alimentar a un generador de

corriente alterna que suministra la energía a los componentes eléctricos y al sistema

de alumbrado.

La unidad de potencia cuenta con un compresor para abastecer aire y operar los

sistemas neumáticos de la unidad.

Existen varios tipos de configuraciones de las unidades de tubería flexible, los cuales

están en función de las necesidades de operación. En la actualidad hay tres tipos y

son los siguientes:

Unidad de potencia del mismo tractocamión.

Sobre la plataforma con fuente de potencia independiente.

Integrado en el mismo patín de la cabina de control y montada en un patín

independiente.

En la unidad de potencia es importante conocer sus principales características como

son el peso y sus dimensiones.


62

Figura 3.2 Unidad de potencia.

3.1.2 Carrete de tubería.

Consta de varios elementos y mecanismos los cuales facilitan el enrollado y

operación de la tubería, ésta combinación proporciona un método eficiente de

tensión a la tubería flexible cuando se enrolla al carrete. Se opera por medio de un

motor hidráulico que imprime la tracción necesaria a través de un conjunto de

cadenas y catarinas (sprokets).

Cuenta con un tambor central (núcleo) con dimensiones que varían de acuerdo al

diámetro de la tubería a emplear. El carrete no suministra fuerza para la introducción

y recuperación de la tubería dentro del pozo; sin embargo, actualmente algunos

diseños cuentan con carretes dotados con motor para girar sincronizadamente

durante el enrollado de la tubería flexible.

En la práctica una selección incorrecta de las dimensiones, peso y capacidad del

carrete, generan problemas adversos tales como: peso, enrollado y longitud

inadecuada de la tubería flexible.


63

Los componentes principales del carrete son: Unión giratoria, guía de enrollado,

lubricador de tubería y medidor de profundidad. A continuación se hace una

descripción de los mismos.

Unión giratoria: Permite el bombeo de fluidos a la sarta de tubería flexible mientras

gira el carrete. Se encuentra montada en el eje de carrete y cuenta con un juego de

empaques debidamente ordenados para evitar la fuga de líquido durante la

operación.

Guía de tubería: Es una guía automática que evita que la tubería se traslape en el

carrete durante la introducción (desenrollado) ó extracción (enrollado) en un pozo, su

movimiento está sincronizado con el giro del carrete y se opera desde la cabina de

control.

Medidor de profundidad: Es un mecanismo que indica la profundidad del extremo

de la tubería dentro del pozo. Se encuentra instalado frente a la barra guía del

carrete junto con el lubricador de tubería para observarlo con facilidad desde la

cabina.

Cuando la tubería pasa a través de este controlador, hay contacto con una polea que

transmite el giro a un sistema de engranes para ir cuantificando la cantidad de

tubería introducida o recuperada.

También se cuenta con otro contador de profundidad en la cabeza inyectora, por

debajo de las cadenas, el cual proporciona una medida más, al eliminar las

diferencias de profundidad por defasamiento. Así mismo, posee un sistema digital de

medición.

Lubricador de tubería: Es un dispositivo montado sobre el carrete de la tubería que

tiene la función de proporcionar una película de aceite para protección de la misma.


64

Figura 3.3 Carrete de tubería flexible.

3.1.3 Cabina de control

Contiene los controles e instrumentos de mando de cada componente del equipo que

interviene para realizar una operación segura y eficiente de la sarta de la tubería

flexible cuando es introducida al pozo. La ubicación de la cabina depende de la

configuración y tipo de unidad de tubería flexible o de las condiciones de diseño que

el cliente establece.

La cabina de control se eleva de su posición original mediante un sistema de gatos

neumáticos que facilitan al operador la visibilidad sobre el funcionamiento confiable,

efectivo y seguro los componentes externos de la tubería flexible tales como el

carrete de tubería, cabeza inyectora y de la propia operación.


65

Los mandos principales para operar los componentes de la unidad son los

siguientes:

Manómetros para indicar las condiciones de todos los sistemas que actúan en el

equipo y pozo (presión de circulación, presión del pozo, válvulas de control e

indicadores de tensión de las cadenas de la cabeza inyectora, indicadores de peso

de la sarta de tubería dentro del pozo, válvula de control de la velocidad de

introducción ó extracción, freno del carrete, sistemas para el control de enrollamiento

en el carrete de la tubería), válvulas y manómetros para mantener la presión

adecuada al lubricador de tubería, control para cerrar ó abrir los arietes del conjunto

de preventores (BOP´s) paro automático de emergencia, control de la unidad de

potencia y equipo electrónico.

Figura 3.4 Cabina de control.

3.1.4 Cabeza inyectora.

Es el componente más importante de la unidad de tubería flexible. Su función es

introducir y extraer la sarta en el pozo. Está provista de diferentes partes mecánicas


66

y sistemas hidráulicos que permiten suministrar la potencia necesaria para operar

con un alto grado de control, eficiencia y sin riesgos de daño al equipo en general.

La cabeza inyectora tiene los siguientes componentes: Cuello de ganso, cadenas,

motores hidráulicos e indicador de peso. En el mercado existen varios fabricantes,

los más conocidos son Hidra Rig, Stewart & Stevenson y Dreco, los cuales con sus

productos manejan por lo menos siete diferentes diámetros de la tubería flexible y

cuya capacidad para levantar la sarta varía de 40,000 a 80,000 libras.

Cuello de ganso: Es un arco de acero con roles montados sobre la cabeza

inyectora, que actúan como guía a la sarta de la tubería flexible. La vida de la tubería

flexible en gran medida depende de la alineación del cuello de ganso con respecto a

la cabeza inyectora, ya que de no prevenirse, se aceleran deformaciones en la

tubería flexible.

Radio (pg) Diámetro de la tubería (pg)

50 1

72 1 3/4

90 2 - 2 3/8

120 3 1/2

Tabla 3.1 Dimensiones de los cuellos de ganso.

Cadenas: Es una serie de eslabones, roles y blocks de acero con caras

semicirculares que corresponden al diámetro de la tubería que se esté usando.

Transmiten la fuerza requerida para introducir y extraer la tubería del pozo. Cuando

la tubería es introducida en el pozo la carga de las cadenas se incrementa y se

requiere aumentar la fuerza de los blocks, con el fin de mantener una fricción

eficiente, esto se logra por medio de tensión de cadenas, usando presión hidráulica a

través de engranes o catarinas.


67

Motores hidráulicos: Suministran la tracción requerida para mover la tubería dentro

y fuera del pozo. Los motores están sincronizados a través de una caja de

velocidades para operar el movimiento de las cadenas. Una serie de catarinas

(sprockets) están conectadas a cada una de los motores hidráulicos para operar dos

cadenas independientes.

Indicador de peso: Proporciona el peso de la sarta de tubería colgada en las

cadenas de la cabeza inyectora, el cual está en función de las características y

dimensiones de la sarta así como de las condiciones pozo. El incremento de peso

está en función de la profundidad con que se está operando, por lo que una

disminución observada en el indicador nos manifiesta una obstrucción ó resistencia

en el pozo. Este dispositivo opera hidráulicamente.

Figura 3.5 Cabeza inyectora.

Cabeza

inyectora


68

3.1.5 Equipo de control de pozo

Preventores: Su función es proporcionar un medio de control eficiente y seguro de

las presiones del pozo durante una operación normal o de emergencia. La

configuración del preventor y el puerto de matar facilitan la operación de control en

diferentes situaciones, el más común es de 3” de diámetro interior, para presiones de

trabajo de 10,000 lb/pg2 y resistente al ácido sulfhídrico. El conjunto de preventores

está equipado con cuatro juegos de rams y se instalan sobre el árbol de válvulas o

sobre el circuito hidráulico y de un acumulador neumático (nitrógeno).

Para cierre de emergencia, los acumuladores proporcionan la energía requerida para

activar el juego de rams que permiten el control del pozo o bien pueden ser cerrados

manualmente.

El preventor cuádruple tiene la siguiente configuración:

1. Rams de tubería (cierra herméticamente el pozo alrededor de la tubería)

2. Rams de cuñas (utilizados para sujetar la tubería sin dañarla)

3. Rams de corte (cierra y corta la tubería)

4. Rams ciegos (están diseñados para efectuar un cierre total del pozo cuando

no hay tubería dentro del preventor)

5. Válvula igualadora (permite igualar la presión en el interior del preventor para

abrir rams)

6. Puerto de matar (se ubica en la parte madia del cuerpo del preventor y permite

bombear fluidos para el control del pozo)

Preventores combi: Estos preventores, se equipan con dos juegos de rams de corte y

sello ó anular y cuñas, los cuales se operan en forma combinada ante cualquier

descontrol del pozo, cuya distribución es la siguiente:

a) Rams ciego y corte: Cierra para cortar la tubería y efectuar sello en el

diámetro interno del preventor.


69

b) Rams de tuberías y cuñas: Está diseñado para que al cerrar sujeten la

tubería y efectúen un sello alrededor de la misma sin dañar la superficie.

Su uso tiene dos ventajas, la primera su peso y altura; la segunda, son los rams de

sellos y corte. Además de otras características importantes como las señaladas,

operan a 3000 lb/pg2 y en ambientes corrosivos como el H2S.

Figura 3.6 Arreglo de Preventores.

Estopero (stripper): Es uno de los componentes principales, su función es la de

soportar la presión del pozo o cualquier flujo durante las operaciones con tubería

flexible. Así mismo, trabaja en pozos en condiciones fluyentes ya que las presiones

son controladas por dos elementos de sello (uretano y nitrilo). Ante cualquier efecto

de presión de algún sistema hidráulico sellan sobre el cuerpo de la tubería flexible, ya

sea durante la introducción y la extracción de la misma.


70

El mecanismo de acción hidráulica se realiza desde la cabina de control, el stripper

está localizado en la parte inferior de la cabeza inyectora y tiene un rango de trabajo

de 10,000 a 15,000 lb/pg2, y además es resistente al ácido sulfhídrico.

Existen tres tipos de estoperos: el convencional, el de ventana y el radial. En el

sistema de stripper convencional, es necesario desmontar la cabeza inyectora para

cambiar los elementos de sello, mientras que en el tipo ventana puede cambiarse en

cualquier momento durante el desarrollo de la operación.

El stripper convencional es el más complicado para reparar los repuestos sellantes,

el de ventana es más versátil ya que las maniobras de conexiones son más rápidas,

ambos operan a presiones superiores a 10,000 lb/pg2 y no tienen limitaciones en el

manejo de cualquier diámetro de tubería flexible. En cambio el stripper tipo radial

opera a presiones de hasta 15,000 lb/pg2 pero tiene la limitante de manejar

diámetros mayores de 2 3/8”.

Figura 3.7 Stripper ó Estopero

Estopero


71

3.1.6 Equipo auxiliar.

Guía de maniobras: Es el sistema para levantar elementos pesados, con que

cuenta la unidad de tubería flexible. El principio de funcionamiento está basado en la

activación de pistones hidráulicos (gatos), con brazos de palanca que permitan girar

y ajustar la longitud requerida para realizar las maniobras durante la instalación,

operación y desmantelamiento. Eso puede ser integrado en la unidad o incorporado

en otro equipo modular.

Subestructura: Durante las operaciones de perforación y terminación utilizando

tubería flexible en lugar del equipo convencional se requiere de un sistema auxiliar

(subestructura) con el fin de soportar la carga y como un medio seguro y práctico

para realizar las maniobras.

Actualmente se han desarrollado diferentes tipos de estructuras, la tradicional con

cuatro patas ajustables en forma hidráulica y los nuevos diseños capaces de soportar

cargas vivas de 200,000 libras ya que permiten la colocación de la cabeza inyectora

sobre el piso de la misma estructura.

Presa de fluidos: Son sistemas cerrados para evitar los impactos ambientales y

similares a las utilizadas en equipos convencionales.

Bombas de lodos: Las bombas de fluidos que se utilizan para las operaciones con

tubería flexible son las triples y pueden estar integradas a la unidad de TF ó en forma

modular.


72

Figura 3.8 Guía de maniobras

3.2 Sistema de Émbolo Viajero.

Este sistema consta de un pistón que viaja desde una cierta profundidad hasta la

superficie, impulsado por la energía propia del pozo, desalojando consigo los líquidos

acumulados por encima de él, permitiendo al gas desplazarse del fondo hasta la

superficie acarreando el resto del líquido que no fue llevado por encima del pistón

viajero, el tiempo de flujo depende particularmente de las condiciones de presión del

pozo y línea de descarga, una vez que el pozo ha fluido por un tiempo, este es

cerrado y el embolo cae hasta la zapata candado debido a la fuerza de gravedad, y

entonces espera el tiempo suficiente para almacenar energía de gas e impulsarlo

nuevamente a superficie, con lo cual se completa el ciclo de levantamiento. El tiempo

de cierre y apertura del pozo esta controlado por presión o por tiempo.

Guía de maniobras


73

La presencia de líquidos en la corriente del flujo de gas sean condensados o agua de

formación, requieren energía para ser descargados a superficie.

Si no se tiene la suficiente energía, los líquidos se acumulan en el pozo y ejercen

contrapresión adicional a la formación. Esto resulta en producción errática, baja

eficiencia de compresores e información inexacta en las pruebas de pozos con

diferentes estranguladores.

En el caso de un yacimiento de baja presión, la acumulación de líquidos puede

ocasionar que el pozo ya no produzca.

Émbolo viajero es un sistema de extracción que en su versión autónoma, aprovecha

la energía propia del yacimiento para producir aceite ó gas.

Cuando no se dispone en el pozo productor, la energía suficiente para elevar los

fluidos hasta superficie, se utiliza una fuente de energía exterior, generalmente gas a

presión y gasto adecuado; esta última aplicación se conoce como combinación de

bombeó neumática y émbolo viajero.

3.2.1 Elementos que integra un sistema de émbolo viajero.

A continuación se presenta una descripción de los componentes que integran el

sistema de émbolo viajero. Para facilitar su comprensión y análisis estos se dividen

en equipo superficial y subsuperficial, detallando cada una de las partes que integran

el funcionamiento del sistema.


74

3.2.1.1 Equipo superficial.

Lubricador: Es el elemento que amortigua la llegada del pistón a superficie y que

contiene el dispositivo de detección del mismo, permitiendo además atraparlo para

inspección, cambio o por necesidad de operación.

Válvula motora: Es una válvula de operación neumática que se utiliza para controlar

la producción (y la inyección en los pozos asistidos) del pozo. Proporciona el medio

para cerrar el pozo en superficie.

“TEE” de flujo (válvula reguladora de flujo): Se utiliza en los pozos que así lo

requieran, regulándose con esta el caudal de gas y líquido de producción limitando la

velocidad del ascenso del pistón. Su función es la de absorber el impacto del viaje

del embolo viajero en su carrera descendente.

Válvula maestra: Su función es la de aislar la presión del pozo cuando se quiere

recuperar el embolo viajero para su inspección.

Sensor de arribo: Su función es la de avisar al controlador electrónico de que el

embolo ha llegado a superficie.

Válvula de alivio: Sirve para desfogar presión en superficie cuando se recupera el

embolo viajero para su inspección.

Válvula bypass: Su función es comunicar la presión del lubricador hacia la válvula

de venteo para cuando se recupera el embolo viajero en superficie.

Controlador de cabeza del pozo: Generalmente electrónico computarizado, es un

elemento que controla la apertura y cierre de la válvula de producción en función de

parámetros determinados, tiempos, presiones o una combinación de ambos. Su

función es la de controlar los tiempos de apertura y cierre del pozo.


75

Cable exterior: Su función es proporcionar la señal eléctrica al controlador

electrónico en el momento de arribo del embolo.

LUBRICADOR

TEE DE FLUJO

BAYPASS DE

VÁLVULA

CONTROLADOR ELECTRÓNICO

CABLE EXTERIORSENSOR DE ARRIbO

VÁLVULA DE

ALIVIO

VÁLVULA MAESTRA

RESORTE RECEPTOR

PLUNGER

ANCLA DE RESORTE

Típica instalación de embolo viajero

VÁLVULA MOTORA

LUBRICADOR

TEE DE FLUJO

BAYPASS DE

VÁLVULA



VÁLVULA DE

ALIVIO

VÁLVULA MAESTRA

RESORTE RECEPTOR

PLUNGER

ANCLA DE RESORTE


LUBRICADOR

TEE DE FLUJO

BAYPASS DE

VÁLVULA



VÁLVULA DE

ALIVIO

VÁLVULA MAESTRA

RESORTE RECEPTOR

PLUNGER

ANCLA DE RESORTE


VÁLVULA MOTORA

Figura 3.9 Elementos que integran un sistema de émbolo viajero.

El sistema de émbolo viajero es considerado como un método de levantamiento

intermitente debido a que se tiene que esperar determinado tiempo a que la presión

en el fondo se acumule y permita el desplazamiento del émbolo de forma cíclica. La

siguiente gráfica muestra el comportamiento típico de un pozo trabajando con

Sistema de Embolo Viajero, el cual está controlado por tiempo.


76

Figura 3.10 Gráfica típica de SEV.

3.2.1.2 Equipo subsuperficial.

Ancla de resorte: Su función es la de soportar el resorte receptor.

Resorte receptor: Su función es la de absorber el impacto del viaje del embolo

viajero al llegar al fondo del pozo.

Embolo viajero: Su función es la de soportar la carga de líquidos durante la carrera

ascendente.

3.3 Tubería capilar.

La tecnología de la tubería capilar facilita la aplicación de diversos productos

químicos en el fondo del pozo a la profundidad deseada, permitiendo al operador no

solo proteger la instalación sino también maximizar la producción del pozo. A través

del capilar se inyectan productos químicos que reaccionan al contacto con los fluidos

(líquidos) que se encuentran en el pozo y que ocasionan restricción al flujo de gas.


77

Una vez en contacto estos productos (para el caso del agua) generan una reducción

en la tensión interfacial del agua formando una espuma que resultará en un fluido

más ligero y facilita el arrastre de los líquidos por la velocidad del gas.

Esto se logra introduciendo un capilar de acero inoxidable (Duplex 2205, Incoloy 625

u 825)2 de ¼”, ⅜” o ⅝” de diámetro exterior hasta la profundidad deseada dentro de

la tubería de producción o en el espacio anular, y la aplicación a través de él del

producto químico recomendado.

La tubería capilar se introduce al pozo concéntricamente por dentro de la tubería de

producción mediante una unidad similar a una pequeña unidad de tubería flexible,

especialmente diseñada para esta aplicación.

Esta tecnología permite bajar hasta profundidades del orden de 7.000 metros con el

pozo en producción y dejar el capilar instalado con un sistema de colgador completo

(con mordaza y sistema de empaquetado/Pack-Off), vinculándolo en superficie a un

sistema convencional de dosificación de productos químicos.

Figura 3.11 Tramo de tubería capilar y de la reacción del espumante con el agua.

2 Duplex 2205. Acero inoxidable nitrogenado que fue desarrollado para combatir los problemas comunes de

corrosión encontrados en sus 300 típicas series de acero inoxidable.

Incoloy 625 ó 825. Son aleaciones de acero niquelado cromado con molibdeno y cobre. Esta composición

química de el acero niquelado está diseñado para tener una resistencia a entornos altamente corrosivos


78

La instalación promedio demora menos de tres horas (dependiendo de la

profundidad) y debido a la naturaleza elástica y durabilidad del acero inoxidable

empleado (2205 Duplex en más del 90% de las operaciones realizadas) el capilar

puede ser fácilmente retirado y vuelto a bajar en el mismo u otro pozo por medio de

la unidad móvil especial de tubería capilar.

La experiencia recabada hasta el momento indica que el capilar de Duplex 2205 OD

¼” tiene una vida útil promedio superior a las 80 operaciones puntuales (entradas y

salidas del pozo).

Los componentes con que cuenta la tubería capilar son:

Pack-Off: Cumple la función de empaquetar el capilar en boca de pozo (BOP). Se

regula hidráulicamente la presión de sello aplicada dependiendo del trabajo que se

desea realizar.

Existen dos modelos:

• Roscado

• Bridado

El modelo roscado es el estándar en la industria y se lo certifica para una presión de

trabajo de 5000 lb/pg2 y el modelo bridado generalmente se certifica para 10.000

lb/pg2 y tiene un costo más elevado.

Capilar: Es la tubería por la cual inyectan los químicos. El acero inoxidable Duplex

2205 es la aleación más versátil del mercado desde el punto de vista de la

resistencia a la corrosión, resistencia a la tracción, durabilidad y costo.

Arreglo de Fondo: Está constituido generalmente por una boquilla de dosificación

(BHA). Existen diversos modelos BHA (Bottom Hole Assembly) que se diseñan para

cada aplicación. En algunos casos se emplean también centralizadores (metálicos o


79

plásticos). Se pueden adicionar también al arreglo de fondo manómetros y/o cámaras

para registrar información dentro del pozo.

Figura 3.12 Equipo de Tubería Capilar.

3.4 Sarta de velocidad.

Muchos pozos fluyentes de aceite y gas presentan una disminución en la producción

después de un tiempo y eventualmente pueden dejar de producir. Los factores que

causan este problema pueden ser la declinación de la presión del yacimiento, la

disminución de la velocidad del gas y un incremento de la producción de agua.

El incremento de la producción de agua puede causar una acumulación de una

columna de agua en el fondo del pozo.

Un método para eliminar la carga de líquidos es instalar una tubería de un diámetro

menor (sarta de velocidad) dentro de la tubería de producción desde superficie hasta

el punto óptimo para evitar colgamiento de líquidos.

Numerosos parámetros (presión actual y futura del yacimiento, gastos de líquidos y

gas, diámetro, profundidad de la sarta de velocidad, presión en la cabeza y en el

fondo del pozo, etc.) gobiernan el comportamiento de una sarta de velocidad.


80

Para evaluar si una sarta de velocidad elimina la carga de líquidos de un pozo y

cuánto tiempo sostiene la producción, se tiene que comparar el comportamiento de

entrada de flujo del yacimiento (reservoir inflow performance) con el comportamiento

de salida de la tubería de producción (tubing outflow performance).

El objetivo de instalar una sarta de velocidad es la de reducir el área de flujo

transversal. El área de flujo transversal menor incrementa la velocidad del gas en la

tubería de producción. La velocidad de gas mayor en el fondo del pozo provee más

energía de transporte para levantar los líquidos acumulados en el pozo a la

superficie.

La velocidad del gas debe ser mayor que una velocidad crítica para evitar que los

líquidos se acumulen en el fondo del pozo. Hay dos métodos populares para

determinar la velocidad mínima del gas: la regla del pulgar (rule of thumb),

ampliamente aceptada en la industria petrolera y una correlación teórica presentada

por Turner en 1969 (capítulo 2).

La regla del pulgar dice que la velocidad mínima del gas debe ser de 10 ft/seg. Por lo

tanto, un pozo puede restaurar su producción si la velocidad del gas en el fondo de la

tubería de producción está por arriba de 10 ft/seg.

La correlación presentada por Turner usa un análisis teórico del régimen de flujo. En

orden para prevenir la carga de líquidos; el líquido en la tubería debe estar

suspendido como una niebla ó el régimen de flujo debe ser tipo niebla. En estos

regímenes, conforme las velocidades del gas son mayores que la velocidad de

suspensión de las gotas de agua, la alta velocidad del gas fuerza a los líquidos salir a

superficie.

El objetivo del diseño de una sarta de velocidad es encontrar un diámetro y

profundidad óptima para restaurar la producción de un pozo, para que las pérdidas


81

de presión debido a la fricción sean mínimas y la producción se incremente. El pozo

debe continuar produciendo el tiempo suficiente para costear la instalación de la

sarta de velocidad.

Para diseñar una sarta de velocidad que regresa el pozo a producción y cuanto

tiempo sostiene la producción, se tiene que comparar dos curvas:

La relación de comportamiento de entrada del yacimiento (IPR), la cual

describe el comportamiento de flujo del gas desde el yacimiento.

Las características del comportamiento de la tubería (curva J), la cual describe

el comportamiento del gas fluyendo a través de la tubería.

El IPR muestra la relación entre la presión de fondo fluyendo y el gasto de gas desde

el yacimiento a pozo (Figura 3.13).

Gasto (Q)

Pre

sió

n d

e f

on

do

flu

ye

nd

o (

Pw

f)

IPR

Gasto (Q)

Pre

sió

n d

e f

on

do

flu

ye

nd

o (

Pw

f)

IPR

Figura 3.13 Curva de IPR.

Hay varios métodos disponibles en la literatura para construir la curva IPR para pozo

de aceite y gas. Cerberus construye la curva IPR basado en la ecuación de Darcy


82

para pozos de aceite. Esto puede ser una limitación para algunas sartas de velocidad

que sean instaladas en pozos de gas con relaciones gas-líquido altas.

Se debe notar que la curva IPR se determina por las propiedades del yacimiento,

especialmente la presión del yacimiento. La curva de IPR es independiente de la

curva de comportamiento de la tubería de producción.

La curva de comportamiento de la tubería de producción describe el comportamiento

de un diámetro de tubería específico, profundidad y condiciones en la cabeza del

pozo. Por lo tanto, es diferente para cada sarta de velocidad. Esta curva muestra la

relación entre la presión de fondo fluyendo (Pwf) y el gasto del gas del pozo. Esta

curva se denomina “curva J” debido a su forma (Figura 3.14).

Gasto (Qg)

Pre

sió

n d

e f

on

do

flu

ye

nd

o (

Pw

f)

Gasto

críticoCurva J

Parte

hidros

-táticaParte

friccional

Punto de

inflexión

Gasto (Qg)

Pre

sió

n d

e f

on

do

flu

ye

nd

o (

Pw

f)

Gasto

críticoCurva J

Parte

hidros

-táticaParte

friccional

Punto de

inflexión

Figura 3.14 Curva de comportamiento de la TP o “curva J”.

La curva J se divide en dos partes por el punto de inflexión (carga de líquidos) donde

la pendiente es cero. A la izquierda es la contribución de la presión hidrostática, a la

derecha es la contribución de las pérdidas de presión debido a la fricción. El mínimo

gasto correspondiente a la mínima velocidad (10 p/seg según la regla del pulgar ó

por la correlación de Turner) también aparece en la curva J.


83

Hay diversos modelos que consideran el flujo multifásico y permiten obtener la curva

de comportamiento de la tubería de producción para pozos de aceite y gas.

Un pozo fluye a un determinado gasto donde su IPR y su curva J se intersectan.

Comparando este punto de intersección con el gasto crítico de gas en la curva J se

determina cual de estas tres situaciones ocurre:

1. El pozo fluye sin carga de líquidos.

2. El pozo fluye pero eventualmente tiene problemas de carga de líquidos y deja

de producir.

3. El pozo no fluye.

Si el punto de intersección está a la derecha del gasto crítico del gas el pozo fluye

más rápido que el gasto crítico y no ocurre carga de líquidos (Figura 3.15).

Gasto (Qg)

Pre

sió

n d

e f

on

do

flu

yen

do

(P

wf)

Gasto

actual

Curva J

IPRGasto

críticoPunto de

inflexión

Gasto (Qg)

Pre

sió

n d

e f

on

do

flu

yen

do

(P

wf)

Gasto

actual

Curva J

IPRGasto

críticoPunto de

inflexión

Figura 3.15.Curva J vs. IPR. Caso sin carga de líquidos.

Si el punto de la intersección está entre el punto de inflexión y el gasto crítico, la

carga de líquidos ocurre. El pozo fluye, pero eventualmente la columna de líquidos

hace que el pozo deje de producir (Figura 3.16).


84

Gasto (Qg)

Pre

sió

n d

e f

on

do

fll

uye

nd

o(P

wf)

Gasto

críticoCurva J

IPR

Gasto

actual

Punto de

inflexión

Gasto (Qg)

Pre

sió

n d

e f

on

do

fll

uye

nd

o(P

wf)

Gasto

críticoCurva J

IPR

Gasto

actual

Punto de

inflexión

Figura 3.16 Curva J vs. IPR. Caso con carga de líquidos.

Si la curva IPR y la J no se intersectan, o si estas se intersectan a la izquierda del

punto de inflexión, la presión de fondo fluyendo es baja para el pozo y no le permitirá

fluir en ese diámetro de tubería, profundidad y presión en la cabeza en particular. Se

debe considerar otro diseño de la sarta de velocidad (Figura 3.17).

Pre

sió

n d

e f

on

do

flu

ye

nd

o (

Pw

f)

Gasto (Qg)

Curva JPunto de

inflexión

IPRPre

sió

n d

e f

on

do

flu

ye

nd

o (

Pw

f)

Gasto (Qg)

Curva JPunto de

inflexión

IPR

Figura 3.17 Curva J vs. IPR. Caso sin aportación de fluidos.


85

Es importante primero evaluar el comportamiento de la tubería de producción

existente para justificar la instalación de la sarta de velocidad. Para evaluar la curva

del comportamiento de la tubería de producción existente, simplemente se debe

crear la curva J de la tubería de producción sin la sarta de velocidad y compararla

con la curva IPR. Si el pozo ha empezado a tener problemas de carga de líquidos, se

debe instalar una sarta de velocidad apropiada antes de que el pozo deje de producir

(Figura 3.18).

Gasto (Qg)

Pre

sió

n d

e f

on

do

flu

ye

nd

o (

Pw

f)

Gasto

críticoIPR

Con sarta

de

velocidad

Tubería de producción

(sin sarta de velocidad)

Gasto (Qg)

Pre

sió

n d

e f

on

do

flu

ye

nd

o (

Pw

f)

Gasto

críticoIPR

Con sarta

de

velocidad

Tubería de producción

(sin sarta de velocidad)

Figura 3.18. Aplicación de Curvas J e IPR. Caso Pozo a restitución de producción.

Es importante estar seguros que la sarta de velocidad diseñada mantiene al pozo

fluyendo el tiempo necesario para recuperar el costo de la instalación, mientras la

presión del yacimiento continúa disminuyendo. Para ver el comportamiento futuro de

la sarta de velocidad, se debe crear la curva IPR para la presión de yacimiento

conforme ésta va disminuyendo y compararla con la curva J de la sarta de velocidad.

Se debe estar seguro que el gasto actual y el futuro del pozo es mayor que el gasto

crítico (Figura 3.19)


86

Pre

sió

n d

e f

on

do

flu

ye

nd

o (

Pw

f)

Gasto (Qg)

Sarta de

Velocidad A

Sarta de

Velocidad B

Gasto crítico

IPR futuro

del yacimiento

IPR actual

del yacimiento

Pre

sió

n d

e f

on

do

flu

ye

nd

o (

Pw

f)

Gasto (Qg)

Sarta de

Velocidad A

Sarta de

Velocidad B

Gasto crítico

IPR futuro

del yacimiento

IPR actual

del yacimiento

Figura 3.19 Curva J vs. IPR. Caso determinación de sarta de velocidad óptima.

Si múltiples diseños de sartas de velocidad previenen la carga de los líquidos, la

opción óptima es aquella en donde exista un mayor gasto (Qg) y una menor presión

de fondo fluyendo (Pwf).

3.5 Sistema mejorador de patrón de flujo tipo Venturi.

El ascenso de los hidrocarburos del fondo de los pozos a las instalaciones

superficiales de recolección, implica un considerable consumo de energía que

repercute en pérdidas de presión a lo largo del sistema de flujo yacimiento-pozo-

línea de descarga.

Las mayores caídas de presión se tienen en la tubería vertical, por lo cual pequeñas

variaciones en este parámetro del sistema significan considerables cambios en la

relación presión-flujo.


87

El efecto Venturi (también conocido tubo de Venturi)3 consiste en que un fluido en

movimiento dentro de un conductor cerrado disminuye su presión al aumentar la

velocidad después de pasar por una zona de sección menor (figura 3.20).

Figura 3.20 Esquema del tubo de Venturi. Enciclopedia Wikipedia.

Un tubo Venturi es un dispositivo inicialmente diseñado para medir la velocidad de

un fluido aprovechando el efecto Venturi. Sin embargo, algunos se utilizan para

acelerar la velocidad de un fluido obligándole atravesar un tubo estrecho en forma

de cono.

Utilizando el Principio de Venturi, se ha diseñado y construido por el Instituto

Mexicano del Petróleo, un sistema para modificar las condiciones de flujo en pozos

productores de gas con problemas de carga de líquidos.

El sistema permite reincorporar el líquido acumulado en el fondo del pozo, a la

corriente de gas que pasa por el interior del dispositivo a alta velocidad.

3 El efecto Venturi (también conocido tubo de Venturi) consiste en que un fluido en movimiento dentro de un

conducto cerrado disminuye su presión al aumentar la velocidad después de pasar por una zona de sección menor.

Si en este punto del conducto se introduce el extremo de otro conducto, se produce una aspiración del fluido

contenido en este segundo conducto. Este efecto, demostrado en 1797, recibe su nombre del físico italiano

Giovanni Battista Venturi (1746-1822).

El efecto Venturi se explica por el Principio de Bernoulli y el principio de continuidad de masa. Si el caudal de

un fluido es constante pero la sección disminuye, necesariamente la velocidad aumenta. Por el teorema de

conservación de la energía si la energía cinética aumenta, la energía determinada por el valor de la presión

disminuye forzosamente.

http://es.wikipedia.org/wiki/Presi%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Velocidad


88

Las ventajas que tiene la aplicación del sistema son: reduce las caídas de presión

en la tubería vertical, administra la presión del yacimiento, controla la producción de

agua-gas y previene la formación de hidratos.

Su aplicación para ser atractiva requiere de ciertas condiciones de presión de fondo

fluyendo, relación gas-líquido y producción de gas.

Es así, como el IMP ha conformado un grupo multidisciplinario (ingenieros

mecánicos, petroleros y especialistas en diseño), con el objetivo de proporcionar el

servicio de implantación, logística y monitoreo de sistemas mejoradores del patrón

de flujo, diseñados y construidos por el propio Instituto.

El mejorador de flujo se coloca a una profundidad óptima previamente calculada y

su objetivo es el de aumentar la velocidad del gas, al pasar a través de la

herramienta, lo cual permite que los líquidos presentes en el pozo, sean producidos

en forma de partículas y de esa manera el gas desplace mayor cantidad de agua

y/o condensado a superficie.


89

Cámara de estabilización: 3/4”

Expansor primario, diámetro interior 5/8”

Venas de succión: 5/64”

Sistema venturi: 1/2”

Cámara de estabilización: 3/4”

Expansor primario, diámetro interior 5/8”



Figura 3.21 Herramienta Mejorador de Flujo Tipo Venturi

La herramienta cuenta con un expansor primario por donde van a entrar los fluidos,

una cámara de estabilización, el sistema venturi que es la parte por la cual se van a

salir los líquidos atomizados, unas venas de succión por las cuales el líquido que

escurra por la pared de la tubería se succiona y vuelve a pasar por el sistema

venturi y finalmente un cuello de pesca para poder anclarlo ó desanclarlo.

Los diámetros de la herramienta en cada pozo varían de acuerdo a las condiciones

de presión de yacimiento, presión de fondo fluyendo, presión de cabeza, presión de

línea de descarga, relación agua-gas, gasto, etc.


90



Cuello de pesca

Cámara de estabilización



Cuello de pesca

Cámara de estabilización

Figura 3.22 Sistema venturi

Previa y posteriormente a la colocación del MPFV se recomienda la toma de

registros de presión de fondo fluyendo (RPFF) para comparar los comportamientos

de los líquidos y determinar si la herramienta está transportando líquidos

continuamente y no se acumulen en el fondo del pozo.

3.6 Compresión. Para pozos de gas, bajar la presión de línea significa un incremento de la producción,

prolongar la vida de los pozos e incrementar las reservas.

Bajar la presión superficial de un pozo de gas tiene dos efectos, ambas son

benéficas para disminuir la carga de líquidos.

1. La presión de fondo fluyendo (Pwf) disminuye, incrementando el gasto de

producción y la velocidad del gas.


91

2. El gasto crítico requerido disminuye debido a la reducción de la presión.

Los Pozos que se encuentran fluyendo apenas por debajo de la velocidad crítica

antes de la compresión, pueden incrementar sus velocidades por arriba de la crítica

debido a la compresión, eliminando problemas de carga de líquidos.

Debido a que la velocidad crítica es directamente proporcional a la presión de cabeza

del pozo, la instalación de la compresión puede ser dimensionada, al ser basada en

el cálculo de la velocidad crítica.

Por ejemplo, la estación de compresión puede ser dimensionada basada en la

presión superficial que mantiene la velocidad de la tubería de producción al mismo

porcentaje por arriba de la velocidad crítica. Con estimación de la declinación del

yacimiento, el tamaño de la instalación puede ser optimizada para producir mas gas

en un periodo mayor.


92


4.1 Pozo Adna-Loy 87, inducción con tubería flexible y tubería capilar.

El pozo Adna-Loy 87 (figura 4.1), es un pozo de desarrollo direccional que tiene una

desviación máxima de 60.24º y un KOP1 (Kick Off Point) a 625 metros, con una

profundidad total (PT) de 3034 metros. El intervalo disparado se localiza a 2753-2762

metros, ha sido explotado desde Enero del 2005.

El pozo es productor de gas seco y debido a la carga de líquidos, en superficie su

producción ha disminuido. Al momento del análisis, está produciendo con un

estrangulador de 13/32”, con una presión en la cabeza de 1,221 lb/pg2 y un gasto de

1.3 MMPCD, a través de un tubing less de 3 1/2”, 9.3 lb/p y grado de acero N-80.

Figura 4.1 Estado mecánico del pozo Adna-Loy 87.

1 Kick Off Point, es un término que describe el inicio del cambio de un ángulo en un pozo petrolero. El cambio de

ángulo se utiliza para desviar un pozo de su trayectoria vertical y lograr con esto, llegar a unas coordenadas

distintas a su proyección vertical, donde se ubican zonas de interés petrolero.


93

Se le tomó un Registro de Presión de Fondo Fluyendo (RPFF), obteniendo la

siguiente información:

POZO T.P. Diam. 3 1/2" Tipo: MVAMM Prof. 3028 mts.

EQUIPO: CAMISA. Marca: Tipo: Prof. N/A mts.

FECHA EMPACADOR. Marca: Tipo: Prof. N/A mts.

SERV. SOLICITADO P.INTERIOR: 3018 mts.

INTERVALO: 2753/62 mts.

UNIDAD

PROF. MUESTRA FONDO mts. SONDA: MARCA: Numero:

PH CONE. BAT. FECHA: HORA:

SALINIDAD ppm. DESC. BAT.: FECHA: HORA:

PRESION EN CABEZA psi.

PRESION DE FONDO psi. Antes de la toma de informaciòn:

TEMP. DE FONDO ºC CIERRA POZO: FECHA: HORA:

PROF. SONDA mts. FLUYE POZO: FECHA: HORA:

NIVEL LIQUIDOS mts. En la toma de informaciòn:

SUPERVISOR CIERRA POZO: FECHA: HORA:

OPERADOR FLUYE POZO: FECHA: HORA:

OBSERVACIONES: ESTRANGULADOR:

HORA VALOR VALOR

DESARROLL. VERTICAL LBS/PLG2 LBS/PLG2 KG/CM2 °C °C °F

0 14:58/03 1221.09 85.87 33.54 92.37

250 14:04/08 1241.26 87.29 41.02 105.84

500 14:11/15 1261.58 88.72 44.60 112.28

750 14:16/20 1281.73 90.14 48.25 118.85

1000 14:21/25 1301.16 91.50 51.94 125.49

1250 14:27/31 1316.62 92.59 55.03 131.05

1500 14:32/36 1349.96 94.93 57.56 135.61

1750 14:38/42 1421.51 99.97 60.01 140.02

2000 14:44/48 1496.68 105.25 62.44 144.39

2250 14:50/54 1572.26 110.57 64.67 148.41

2500 14:56/00 1647.83 115.88 66.71 152.08

2765 15:03 1726.69 121.43 68.22 154.80

2765 10:04 1728.24 121.54 68.40 155.122500 10:08/12 1632.26 114.79 66.57 151.832250 10:14/18 1541.79 108.42 64.45 148.012000 10:20/24 1453.60 102.22 62.12 143.821750 10:27/31 1373.52 96.59 59.63 139.331500 10:32/36 1336.33 93.98 58.02 136.441250 10:39/43 1321.78 92.95 55.42 131.761000 10:44/48 1305.81 91.83 52.04 125.67750 10:50/54 1285.62 90.41 48.36 119.05500 10:55/59 1268.48 89.20 45.33 113.59250 11:02/06 1242.33 87.36 41.06 105.910 11:10/15 1220.14 85.80 35.49 95.88

0.0211

0.0057

0.0057

0.0057

0.0055

0.0201

0.0045

0.0213

0.0213

0.0209

SPARTEK 75703

11:23

25-Sep-08 13:50

26-Sep-08

ADNA-LOY 87

S/E

DEL 25 DEL AL 26 DE SEPTIEMBRE DEL 2008

CALIBRAR, RPFF, CD, RPFF.

1726.69

68.22

N/A

N/A

N/A

RPV-4

1221.09

CARLOS J. SEGURA OLIVARES

SE CALIBRO CON 1 3/4" A 2770 MTS.

CARLOS PLACERES SALINAS

2765

N/A

REPORTE DE REGISTRO DE PRESION DE FONDO

0.0255

0.0043

0.0094

TEMPERATURA GRADIENTE

KG/(CM2 .M)

0.0057

ESTACIONES (mts) PRESION

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNUNIDAD OPERATIVA VERACRUZ

SERVICIOS A POZOSSECCIÒN LÌNEA DE ACERO

0.0062

0.0254

0.00480.0074

0.0041

0.02480.02250.0105

Figura 4.2 Registro de presión de fondo fluyendo.

Graficando la información obtenida de este registro se obtiene el siguiente perfil de

presión:


94

0

500

1000

1500

2000

2500

1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800

Presión, psi

Pro

fun

did

ad

, m

v

Bajando Subiendo

2765 md

0.057 gr/cm3

0.415 gr/cm3

Hasta 1300 mv son

llevados los líquidos

1500 md

Figura 4.3 Perfil de presión del pozo Adna-Loy 87.

Donde se puede observar claramente el nivel de los líquidos, que se encuentra

aproximadamente a 1,300 metros verticales.

Se realizó el modelo del pozo con la información obtenida con el Registro de Presión

de Fondo Fluyendo obteniendo los siguientes resultados:

Figura 4.4 Perfil de presión en Wellflo.


95

Se realizó la gráfica de velocidad crítica con la velocidad del gas, notando que la

velocidad del gas es menor que la velocidad crítica, debido a esto el gas no está

desplazando los líquidos correctamente a superficie.

Figura 4.5 Gráfica de velocidad crítica y velocidad del gas

Posteriormente se realizó el modelo, para predecir los gastos y las presiones que se

obtienen con tres diámetros de estranguladores diferentes (13/32”, 7/16” y 1/2”)

eliminando la columna de líquidos existentes en el fondo del pozo

Figura 4.6 Perfil de presión sin carga de líquidos.


96

Figura 4.7 Curva inflow vs. Curva outflow para diferentes diámetros de tubería.

Pozo Estrangulador (in) Pwh

(Lb/pg2 ) Qg

(MMPCD)

Adna-Loy 87

13/32 1433.86 4.22

7/16 1408.71 4.64

1/2 1361.56 5.38

Se observa que se aumenta considerablemente el gasto del gas,2 de 1.3 a 4.22

MMPCD, conservando el mismo estrangulador, aunque se logra eliminar en su

mayoría la carga de líquidos.

Para eliminar completamente la columna de líquidos, es necesario programar una

inducción con TF y N2, posteriormente se programa instalar tubería capilar para

inyección de espumante y evitar la continuidad del colgamiento de líquidos que

afectan la producción del pozo, garantizando un tiempo de vida del pozo mucho

mayor que por flujo natural.

2 De manera simultánea, con el incremento de volumen de gas producido, se genera un ingreso adicional de

dinero al comercializar este producto, lo que redunda en cumplir una de las misiones de cualquier empresa

petrolera en el mundo: “Maximización de ganancias”


97

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN NORTE

ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ

Coordinación Diseño de Proyectos

Boca del Río, Veracruz, a 01 de Octubre de 2008.

PROGRAMA PARA INDUCIR CON TUBERÍA FLEXIBLE Y NITRÓGENO EL POZO

Adna-Loy No. 87.

(Direccional)

Objetivo: Eliminar totalmente la carga de líquidos para poder incorporar a producción un volumen mayor de gas y evitar que la presión de cabeza y la presión de la línea de descarga se igualen. Antecedentes: Pozo Direccional, con baja producción, se observó que está siendo controlado por la columna de líquidos producidos. Este pozo inició su producción con mas de 6.0 MMpcd en enero 2005 abierto por una rama. Los intervalos abiertos son: 2753-2762 m. Secuencia de operaciones: A continuación se describe el programa operativo de la intervención:

1. Revisar las condiciones de operación del árbol de válvulas. 2. Instalar y probar equipo de medición y árbol con 4000 psi, Con equipo de medición instalado y Unidades

de Tubería Flexible y Nitrógeno probar con 4000 psi conexiones superficiales de control.

3. Bajar la TF a una velocidad de 10-15 m/min. hasta la profundidad de 1000 m. e iniciar bombeo de nitrógeno con un gasto de 20-25 m3/min., así continuar bajando con las mismas condiciones hasta 2765 m. d., e iniciar inducción; se deberá checar peso y tensión cada 500 m., el pozo deberá estar abierto por un estrangulador de 3/4”, durante la inducción.

4. Fluir pozo por una rama a la atmosfera hacia la presa de quema, el pozo deberá estar abierto máximo por

un estrangulador de 3/4”, durante la inducción, una vez terminada la inducción, observar pozo por 7/16” y 1/2” al quemador hasta que la presión se estabilice y permita la entrada a la línea de escurrimiento, posteriormente se conectará a la estación de recolección por estrangulador de 1/2” para continuar con su medición y observar así su comportamiento. Enviar reporte de medición incluyendo carta del Barton (Carta de Medición); con la finalidad de seleccionar el estrangulador óptimo de explotación.

5. Continuar con la explotación del pozo.

Atentamente.

Marco Antonio Ramírez Valdez Coordinación de Diseño de Explotación A.I.V.

Figura 4.8 Programa de la inducción.


98

Se realizó la inducción, recuperando 7.7 m3 de líquidos en presas, posteriormente el

pozo se alineó a batería con un presión en la cabeza de 1420 lb/pg2, una presión de

línea de 830 lb/pg2 y un gasto de gas de 4.2 MMpcd y se instaló la tubería capilar a

1,663 m y se instalaron sensores superficiales en la cabeza del pozo y en la línea de

descarga para monitorear el comportamiento del pozo.

Observando el comportamiento de las presiones y el gasto del pozo antes y después

de la inducción (Figura 4.9), se observa que la presión en la cabeza aumentó de

1221 a 1500 lb/pg2 y el gasto del gas aumentó de 1.3 a 4.2 MMpcd, y después de la

inducción, se concluye que la operación fue un éxito, debido a que el pozo

incrementó su presión en la cabeza, así como el gasto del gas y prolongó la vida

productiva del pozo, todo esto genera una considerable ganancia económica

adicional, que permite la amortización de la inversión realizada en breve tiempo.

Adna-Loy 87

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

01/1

0/20

08

15/1

0/20

08

29/1

0/20

08

12/1

1/20

08

26/1

1/20

08

10/1

2/20

08

24/1

2/20

08

07/0

1/20

09

21/0

1/20

09

04/0

2/20

09

18/0

2/20

09

04/0

3/20

09

18/0

3/20

09

01/0

4/20

09

15/0

4/20

09

29/0

4/20

09

13/0

5/20

09

27/0

5/20

09

10/0

6/20

09

24/0

6/20

09

08/0

7/20

09

22/0

7/20

09

05/0

8/20

09

19/0

8/20

09

02/0

9/20

09

16/0

9/20

09

FECHA

PR

ES

IÓN

(P

SI)

1

2

3

4

5

6

Qg

(M

MP

CD

)

LD TP Qg (MMPCD)

Figura 4.9 Comportamiento de la presión de cabeza, presión de línea y gasto después de la inducción.


99

4.2 Pozo El Morro 215, sarta de velocidad

El pozo El Morro 215, es productor de gas seco, con flujo intermitente de agua;

desviado con KOP a 616 m y ángulo máximo de 53.07°.

(53.07º- TVD 1824.66)

Perforo agujero

Revestidor 9 5/8”, 36# /p, J 55, BCN @ 95 m

Perforo agujero

Revestidor 7”, 23 # / p, N 80 , BCN@ 595 m

KOP @ 616 m

EOC @ 1379 m

Conductor de 16” a 8 m.

Revestidor 3 1/2” , 9.2 #/p, N-80, M VAM @ 2405 MD

Perforo agujero


Perforo agujero



Perforo agujero de 6 1/8” hasta 2408 m

Perforo agujero de 12 ¼” hasta 100 m


Perforo agujero 8 ½” hasta 597 m



ARENA : NAPIER / FOURIER

2207 M ( 12) )

PRODUCCION :

5 / 16 “ = 4.565 MMPCD

3 / 8” = 6.313 MMPCD

INTERVALO DE DISPARO:

2195

1 / 4” = 2.989 MMPCD

ARENA : NAPIER / FOURIER

2207 M ( 12) )

PRODUCCION :

5 / 16 “ = 4.565 MMPCD

3 / 8” = 6.313 MMPCD

INTERVALO DE DISPARO:

2195

1 / 4” = 2.989 MMPCD

Intervalo Disparado 2195-2207 m

Figura 4.10 Estado mecánico del pozo El Morro 215

Actualmente el incremento del nivel de líquido dentro del pozo, generó alcanzar la

presión hidrostática de igualación y como consecuencia la no-producción del

intervalo disparado. Se requiere analizar la viabilidad de instalar un Sistema Artificial

de Producción (SAP), que ayude a reducir esa contrapresión en el yacimiento.


100

Se tienen los siguientes datos de este pozo:

La entrada de agua al pozo es de bajo gasto y las condiciones de flujo

actuales en el pozo no permiten levantar a superficie dicha columna de

líquido.

El valor estimado de entrada de agua es orden de 5 bl/MMPCde gas

producido.

Con la existencia del nivel de líquido pseudoestático, que se ha ido

incrementando con el paso del tiempo, se observa una disminución

considerable en la productividad del intervalo disparado. Por lo tanto es

recomendable utilizar el método de levantamiento artificial de líquidos,

conocido como Sarta de Velocidad. Este sistema tiene la finalidad de mejorar

la producción de gas, evitando la acumulación de agua de formación en el

fondo del pozo, a través de obtener su flujo hacia superficie por el efecto de

incremento de presión, al reducirse el diámetro de flujo al interior del aparejo.

Considerando que no es posible estimar la relación agua-gas que pudiera

acumular el pozo, debido que no se cuenta con registro de producción

histórica de agua, será necesario realizar las mediciones de este parámetro

una vez comenzado la producción con el método propuesto y con el objetivo

de efectuar los ajustes finales para optimizar el diseño del sistema artificial.

En la Figura 4.11, se muestra el ajuste de productividad tomando como referencia las

pruebas de aforo, así como los valores de presión fluyente y estática, registrados en

las respectivas pruebas de gradiente y de incremento, en Junio de 2005.


101

Figura 4.11 Ajuste de productividad mediante pruebas de aforo por diversos diámetros de

estranguladores.

La Figura 4.11, representa el ajuste de los puntos de gasto vs. Presión en cabeza.

La presión estática fue de 2,748 lb/pg2 a nivel del yacimiento, calculada a partir de la

presión en cabeza usando el gradiente del gas calculado durante las pruebas de

gradientes.

El ajuste se realiza considerando que no existe daño de formación, así como una

permeabilidad estimada en 6 md.

Factibilidad Técnica.

I. Sarta de Velocidad (SV).

La simulación para este SAP demuestra que el pozo puede aportar producción con la

instalación de Sarta de Velocidad de 1 ½”. Con este ajuste el gasto óptimo de gas

supera la velocidad crítica de arrastre de agua como se muestra en las Figuras 4.12

y 4.12b.


102

Por gasto óptimo de gas se refiere al máximo gasto de gas así como también la

máxima recuperación de hidrocarburos del yacimiento. Estos escenarios asumen que

la columna de líquido ha sido removida del pozo y la producción de agua es del

orden de 5 Bls/MMPCD.

Figura 4.12

Figura 4.12b, Pozo produciendo a través de diversos diámetros de SV.


103

Como se observa en la gráfica, para un diámetro de SV de 1 ½”, el pozo produce

aprox. 0.8 MMpcd, con la SV a 2,200 m.

Evaluación Económica.

Figura 4.13 Periodo de recuperación.

Rendimiento de la inversión y Tasa interna de retorno Considerando que 0.8 MMpcd equivalen a 800 BTU y el precio de venta de cada

MMPc de gas es de $ 7.00 USD al momento de escribir este documento, puede

inferirse que en cada día de explotación de hidrocarburos, el pozo está generando

5,600 USD/día.

Por otra parte, dividiendo el costo de la instalación de la Sarta de Velocidad, entre el

costo de la producción diaria (67,330 USD / 5,600 USD), se obtiene mediante un

rápido análisis que se requieren de 12 días para la recuperación de la inversión.

Este análisis previo debe ser realizado mediante herramientas de Ingeniería

Económica, en el que intervienen el costo de mantenimiento, tasa de recuperación,

tipo de cambio, etc., entre otros parámetros que permitan establecer el tiempo real

de recuperación de la inversión en el pozo.


104

A los 30 días de la instalación de la Sarta de Velocidad el rendimiento de la inversión

es de 2.5 por cada USD invertido. A los 60 días de la instalación de la Sarta de

Velocidad el rendimiento de la inversión es de 5 por cada USD invertido

Recomendaciones Operativas.

Antes de instalar la sarta de velocidad, hacer una inducción para limpiar el pozo y

eliminar la columna de agua.

De acuerdo con la simulación la diferencial de presión en cabeza por los diferentes

estranguladores es mínima, se recomienda iniciar la operación del pozo por ¼” y

observar el comportamiento de la presión y producción, hacer los ajustes

correspondientes de acuerdo con los resultados de las mediciones en el separador.


105

Monitorear el comportamiento de presión y producción mensualmente, hacer las

adecuaciones correspondientes.

4.3 Pozo Maktub 1002, Instalación de Mejorador de Patrón de Flujo

tipo Venturi (MPFV).

El IMP presentó en la Coordinación de Diseño de Explotación del Activo Integral

Veracruz, la tecnología del mejorador del patrón de flujo tipo Venturi como solución a

la problemática de carga de líquidos en pozos productores de gas para prolongar su

vida fluyente.

En dicha reunión se acordó que la Coordinación de Diseño de Explotación debe

realizar la selección de un pozo con las condiciones operativas necesarias para

efectuar una prueba de campo con el objetivo de evaluar los beneficios de la

tecnología mencionada, siendo el pozo Maktub 1002 el seleccionado para la

realización de dichos trabajos, debido a que reúne las condiciones solicitadas por

personal del IMP.

El estado mecánico del pozo candidato para la aplicación de este sistema Venturi, se

Muestra en la figura siguiente:


106

290904

AHR

BRECHA S. FELIPE 2527 m

P.T. 3140 m

ORIZABA 2753 m

DOLOMIA 3073 m 3070 m

GUZMANTLA PELAGICA 2558 m

3130 m

3032/60 m

3010 m

PEZ: 16 CARGAS (4 M), PISTOLA 1 11/16"

INTENTO CORTAR T.R. SIN EXITO

500/01 m

400 m

115 m

1000 m

PEZ

2936/42 m

2896-2900 m

2848/56 m

2782/83 m

2972 m

INTERVALOS

MODIFICADOS

PROGRAMADOS

152 mTR 13 3/8”, K-55, 68 LB/FT 152 mTR 13 3/8”, K-55, 68 LB/FT

1105 mTR 9 5/8”, J-55, 36 LB/FT 1105 mTR 9 5/8”, J-55, 36 LB/FT

EMP. BAKER R3, 24-28 LB/FT, 6 5/8” 2750 m EMP. BAKER R3, 24-28 LB/FT, 6 5/8” 2750 m

RET. K-1, TIPO 3AA, 17-34 LB/FT, 6 5/8“ 2953 mRET. K-1, TIPO 3AA, 17-34 LB/FT, 6 5/8“ 2953 m

2965/66 m DISP. 28-DIC-2002, C.F. 29-DIC-20022965/66 m DISP. 28-DIC-2002, C.F. 29-DIC-2002

2991/99 m2991/99 m

3119/25 m DISP. 29-ABR-19803119/25 m DISP. 29-ABR-1980

3136 mTR 6 5/8”, N-80 3136 mTR 6 5/8”, N-80

TP 2 7/8”, M-VAM, 6.4 LB/FT

2390 mPROF. TP

E.M.R. 5 M

ÁRBOL DE VÁLVULAS: FIP 2 9/16” X 2 1/16” (5 M), S-1500

TERMINACIÓN OFICIAL: 07-MAYO-1980

INTERVALO: 3032-3060 M

PRODUCTOR ACEITE-GAS

¼”, 110 kg/cm2, 128 m3/D, 194 m3/m3

PROD. ACUMULADA: 5,262,671 m3 GAS

42,761 m3 ACEITE

CLASIFICACIÓN: 07-07-01

CERRO POZO X INVASIÓN:

19/JUL/1982

ÚLTIMA REPARACIÓN: 07/ENE/2003

INTERVALO: 2896-2900 m, 2936-2942 m

PRODUCTOR DE GAS Y CONDENSADO

¼”, PCP=1200 psi, PSEP=220 psi, 3 BPH,

1.135 mmpcd

1a REPARACIÒN MAYOR: 09/OCT/1982

INTERVALO: 2991-2990 M

PRODUCTOR ACEITE-GAS

3/16”, 45 m3/ d, 3 %, 60 kg/cm2, 235 m3/ m3

PROD. ACUMULADA: 5,422,432 m3 GAS

19,024 m3 ACEITE

CERRO POZO X INVASIÓN DE AGUA:

11/MAYO/1985

0 – 2734 m 24 LB/FT

2734 – 3136 m 28 LB/FT

2960 m

DISP. 1-ENE-2003EST. 03-ENE-2003, FRACT. AC. DIV. 17-FEB-2003

Figura 4.14 Estado mecánico del pozo Maktub 1002.

El pozo Maktub 1002, antes de la instalación del MPFV, tenía una producción de gas

de 0.969 MMPCD de gas (01 de julio de 2009), 26.52 BPD de agua y 0.09 BPD de

condensado, a través de un estrangulador en superficie con 5/8” de diámetro.

A continuación se la figura 4.15, en la que se muestran las mediciones realizadas

entre el 03 de enero de 2006 y el 1 de julio de 2009, en la que puede observarse una

producción inestable de gas. Existiendo también numerosas variaciones en la

producción de líquidos.


107

HISTORIA DE PRODUCCIÓN DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS

POZO MATAPIONCHE - 1002

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

03-Ene-06 10-May-06 15-Sep-06 20-Ene-07 28-May-07 02-Oct-07 07-Feb-08 13-Jun-08 19-Oct-08 23-Feb-09 01-Jul-09

FECHA

GA

ST

O D

E G

AS

(M

MP

CD

)

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

GA

ST

O D

E L

ÍQU

IDO

S (

BP

D)

GASTO DE GAS GASTO DE CONDENSADO GASTO DE AGUA Lineal (GASTO DE GAS)

Figura 4.15. Historia de producción de los fluidos producidos.

Est. TP L Qg Qc Qw

(PG) (PSI) (PSI) (MMPCD) (BPD) (BPD) Compañía SAP

03-Ene-06 3/4" 255 162 1.41 4.5 20.0 Halliburton-Zencus SEV

28-Mar-06 5/8" 185 98 1.10 0.0 2.0 TETRA SEV

20-Abr-06 5/8" 252 150 1.39 3.9 18.8 Halliburton-Zencus SEV

14-Dic-06 5/8" 152 96 0.90 0.0 1.0 TETRA SEV

23-Dic-06 5/8" 166 103 1.07 1.0 3.0 TETRA SEV


31-Mar-07 5/8" 201 152 1.35 0.0 44.0 Halliburton-Zencus SEV

04-Jul-07 5/8" 238 175 1.04 2.0 22.0 Halliburton-Zencus SEV

10-Ago-07 5/8" 214 156 1.36 8.0 26.0 Halliburton-Zencus SEV

11-Oct-07 5/8" 166 97 1.28 9.0 12.0 Halliburton-Zencus SEV


29-Abr-08 5/8" 167 87 1.17 4.6 41.3 Halliburton-Zencus SEV

29-Oct-08 5/8" 160 100 0.96 1.0 2.0 TETRA SEV

24-Dic-08 5/8" 122 88 0.80 29.0 2.0 TETRA NINGUNO

07-Ene-09 5/8" 150 120 1.14 4.0 0.0 TETRA NINGUNO

13-Mar-09 5/8" 149 89 0.90 2.0 15.0 TETRA NINGUNO

30-Jun-09 5/8" 140 90.4 0.89 1.96 14.4 TETRA NINGUNO

01-Jul-09 5/8" 144.6 106.3 0.97 0.09 26.5 TETRA NINGUNO

Fecha

Figura 4.16. Aforos realizados en el pozo Maktub 1002, en el periodo del 3 de Enero del 2006 al 1 de

Julio del 2009.


108

Figura 4.17.Condiciones de producción enero de 2009; el gasto máximo de gas es de 1.5 MMpcd con

diámetro de estrangulador en superficie de 5/8”.

Figura 4.18. Condiciones de producción mayo de 2009; sensibilización del MPFV donde el gasto

máximo de gas es de 1.53 MMpcd.

Basados en las caídas de presión en el MPFV se realizó la sensibilización de sus

diámetros considerando una profundidad de colocación de 2720 metros

desarrollados, diámetro de la tubería de producción de 2 7/8”, grado N-80, 6.5

lb/pie.


109

POZO T.P. Diam. 2 7/8" Tipo: MVAMM Prof. 2750 mts.


FECHA EMPACADOR. Marca: Tipo: Prof. 2750 mts.


INTERVALO: 2896/00 Y 2936/42 mts.

UNIDAD












HORA VALOR VALOR


0 09:48/53 157.78 11.10 31.99 89.58

500 09:56/01 234.31 16.48 48.54 119.37

1000 10:04/08 290.26 20.41 59.92 139.86

1500 10:10/13 400.41 28.16 76.95 170.51

2000 10:13/17 467.33 32.86 82.04 179.68

2500 10:18/21 492.65 34.64 82.31 180.16

2700 10:21/24 489.67 34.44 82.31 180.16

SPARTEK 77041

10:55

2-Feb-09 11:28

3-Feb-09

CALIBRAR, RPFF, CD, RPFF

489.67

69.73

N/A

N/A

N/A

MARCOS CARRASCO SANCHEZ

SE CALIBRO CON 1 3/4" A 2705 MTS.


LMV-1

157.78

CARLOS PLACERES SALINAS

2700

----

MAKTUB 1002

S/E

02 DE JULIO DEL 2009

0.0036

-0.0010


KG/(CM2 .M)

0.0108

0.0079

0.0155

0.0094




Figura 4.19. Registro tomado antes de instalar el MPFV.


110

POZO T.P. Diam. 2 7/8" Tipo: M-VAM Prof. 2390 mts.

EQUIPO: CAMISA. Marca: Tipo: Prof. mts.

FECHA EMPACADOR. Marca: BAKER Tipo: R3 Prof. 2750 mts.


INTERVALO: 2896/2900 Y 2936/42 mts.

UNIDAD












HORA VALOR VALOR


0 11:05/10 150.50 10.58 31.57 88.83

500 11:14/19 214.19 15.06 48.05 118.49

1000 11:22/27 272.26 19.15 59.51 139.12

1500 11:32/37 333.72 23.47 69.66 157.39

2000 11:41/46 399.34 28.08 72.21 161.98

2500 11:49/54 461.91 32.48 81.15 178.07

2700 11:56 485.57 34.15 80.92 177.66

RPFF

SPARTEK 75369

12:37

4-Jul-09 10:55

80.92

N/A

N/A

RPV-5

150.50

485.57





KG/(CM2 .M)

4-Jul-09

GUSTAVO CONTRERAS

MAKTUB 1002

S/E

04 DE JULIO 2009

JORGE A. LOBATO LECHUGA

2700

0.0082

0.0086

0.0092

0.0090

0.0088

0.0083


Figura 4.20. Registro tomado después de instalar el MPFV.


111

POZO T.P. Diam. 2 7/8" Tipo: MVAM Prof. 2750 mts.


FECHA EMPACADOR. Marca: Tipo: Prof. 2750 mts.


INTERVALO: 2896/00 Y 2936/42 mts.

UNIDAD












HORA VALOR VALOR


0 8:50/55 86.57 6.09 27.78 82.00

500 9:00/05 173.54 12.20 48.07 118.53

1000 9:08/13 245.15 17.24 59.47 139.05

1500 9:17/22 280.96 19.76 69.87 157.77

2000 9:25/30 367.95 25.88 76.87 170.37

2500 9:34/39 421.34 29.63 80.70 177.262700 9:42/47 429.16 30.18 80.84 177.51

0.0122

0.0122

0.0101

0.0075

SPARTEK 75369

10:19

4-Ago-09 08:42

4-Ago-09

MAKTUB 1002

S/E

04 DE AGOSTO 2009

CALIBRAR, RPFF

429.16

80.84

N/A

N/A

N/A

LMV-1

86.57

MEJORADOR PATRON DE FLUJO 1/2" A 2723M

JOSE MANUEL BARRADAS TERRONES

REGISTRO PREVIO RECUPERAR MEJ. PATRON FLUJO.


MIGUEL ANGEL MARTINEZ VIDAL

2700

----

0.0027




0.0050


KG/(CM2 .M)

Figura 4.21. Registro tomado un mes después de instalar el MPFV

Antes de ser instalado el Mejorador de Patrón de Flujo tipo Venturi, el pozo contaba

con un par de sensores superficiales de presión (uno en la cabeza del pozo y otro en

la línea de descarga), los que permiten observar el comportamiento del pozo antes y

después de la instalación de este sistema..


112

Figura 4.22 Comportamiento de las presiones superficiales después de la instalación MPFV.

En la comparación de los perfiles dinámicos (antes y después de la instalación del

MPFV) se observa claramente que el comportamiento de presión es estable, como

se muestra a continuación:

PERFIL DE PRESIONES EN LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 5 10 15 20 25 30 35 40

PRESIÓN (KG/CM2)

PR

OF

UN

DID

AD

(m

)

.

15 DE MAYO DE 2009 02 DE JULIO DE 2009 04 DE JULIO DE 2009 04 DE AGOSTO DE 2009

ΔPMPFV= 32 psi

4 de agosto de 2009

ΔPMPFV= 62.5 psi

4 de Julio de 2009

Perfil de presiones antes de la

instalación del MPFV

Perfil de presiones después

de instalar el MPFV

PERFIL DE PRESIONES EN LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 5 10 15 20 25 30 35 40

PRESIÓN (KG/CM2)

PR

OF

UN

DID

AD

(m

)

.


ΔPMPFV= 32 psi

4 de agosto de 2009

ΔPMPFV= 62.5 psi

4 de Julio de 2009




de instalar el MPFV




de instalar el MPFV

Figura 4.23. Perfil de presiones en la tubería de producción.


113

Es importante señalar que la presión de fondo fluyendo disminuyó 53 lb/pg2 entre el

día 02 de julio (antes de la instalación del MPFV) y el 4 de agosto, lo que indica un

menor requerimiento de presión, a pesar de que el potencial del pozo es de 1.53

MMPCD, la disminución en la presión no provocó un incremento en el gasto de gas

pero sí controló la producción de agua.

En lo que respecta al patrón de flujo, mediante el análisis comparativo de gradientes

de presión a lo largo de la tubería, se concluye que después de la instalación del

MPFV se obtuvo un patrón homogéneo con una tendencia de cambio de gradiente

prácticamente lineal, lo cual facilita el transporte de los fluidos hacia la superficie

debido a que se elimina el alto consumo de energía que requiere el arrastre de

baches.

COMPORTAMIENTO DEL GRADIENTE DE PRESIÓN EN LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0.0000 0.0020 0.0040 0.0060 0.0080 0.0100 0.0120 0.0140 0.0160

GRADIENTE (kg/cm2)/m

PR

OF

UN

DID

AD

(m

)

.


Figura 4.24. Comportamiento del gradiente de presión en la tubería de producción.

El principal beneficio de la instalación del MPFV no radica en el aumento de

producción sino en el mantenimiento de una producción constante y así administrar

la energía del yacimiento y aumentar la vida productiva del pozo.


114

HISTORIA DE PRODUCCIÓN DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS POZO

MATAPIONCHE - 1002

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

GA

ST

O D

E G

AS

(M

MP

CD

)

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

GA

ST

O D

E L

ÍQU

IDO

S (

BP

D)

Gas Condensados Agua

ANTES MPFV

DESPUÉS MPFV

HISTORIA DE PRODUCCIÓN DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS POZO

MATAPIONCHE - 1002

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

GA

ST

O D

E G

AS

(M

MP

CD

)

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

GA

ST

O D

E L

ÍQU

IDO

S (

BP

D)

Gas Condensados Agua

ANTES MPFV

DESPUÉS MPFV

Figura 4.25. Historia de producción de los fluidos producidos.

La gráficas anteriores muestran el comportamiento de la producción de fluidos del

pozo Maktub 1002 (del 30 de junio al 07 de agosto de 2009).

Como se mencionó anteriormente la producción de gas se ha mantenido entre 0.95 y

1.0 millón de pies cúbicos por día, mientras que la producción de agua tuvo un

incremento notable al inicio de la instalación del mejorador del patrón de flujo tipo

Venturi a tal grado que superó el 9 de julio los 100 barriles por día y la producción de

condensados se reporta como cero.

Comentarios

Operativamente la instalación del Sistema Mejorador del Patrón de Flujo Tipo Venturi

fue satisfactoria, cumpliendo con el objetivo de mejorar el patrón de flujo en la tubería

de producción.

La respuesta del pozo monitoreado en superficie con equipos de medición trifásica

permitió observar que el pozo alcanzó rápidamente condiciones estabilizadas y una

mejora en el patrón de flujo.


115

Se obtuvo un patrón homogéneo con una tendencia de cambio de gradiente

prácticamente lineal, lo cual facilita el transporte de los fluidos hacia superficie debido

a que se elimina el alto consumo de energía que requiere el arrastre de baches, cuya

severidad puede provocar que el pozo se abata.

El sistema puede emplearse para prologar la vida fluyente de los pozos, ya que

conserva la energía en el yacimiento gracias a la disminución de las caídas de

presión a lo largo de la tubería de producción.

El incremento de producción no es tan substancial, sin embargo al mantener este

ritmo de producción y gracias al MPFV se logra administrar la energía del yacimiento

y aumentar la vida productiva del pozo, debido a lo siguiente:

La disminución de presión en el fondo del 4 de agosto con respecto al 2 de

julio corresponde al incremento en el gasto de gas de acuerdo al

comportamiento de afluencia obtenido en la simulación del pozo.

El MPFV permitió la descarga de los baches de líquidos mostrados por el perfil

dinámico de presión (tomado el 02 de julio antes de la instalación del MPFV) y

por tanto se registró un incremento en la producción de agua.

La inestabilidad de los datos de presión y temperatura corriente abajo del

MPFV se debe al tipo de flujo procedente de los disparos. El rango más

estrecho de los gradientes dinámicos de presión revelan la dispersión de los

líquidos en el gas y con ello una mejora en el patrón de flujo asociado.


116


Todo pozo productor de gas (seco ó húmedo), en algún momento de su vida

productiva va a presentar problemas de carga de líquidos, lo que genera la

necesidad de tener un buen control para detectarlo a tiempo y evitar llegar al caso

extremo en que el pozo deje de producir.

El control idóneo de los diversos componentes que intervienen para la producción de

hidrocarburos en un pozo, es complicado cuando no se utilizan metodologías

surgidas de análisis de ingeniería, debido a que no puede permitirse el realizar

cambios que no hubiesen sido analizados previamente. Debe tenerse en cuenta que

un cambio abrupto en uno de sus elemento, por ejemplo, el diámetro de un

estrangulador, puede ocasionar un efecto dañino, que inclusive puede provocar la

conificación o irrupción de agua y por la carga excesiva de líquidos, suspender la

aportación de hidrocarburos en un pozo petrolero.

Lo primero que debe hacerse para evitar la carga de líquidos, es tener un buen

seguimiento del comportamiento de los diversos parámetros de producción de los

pozos, lo que permitirá detectar con la debido oportunidad alguna variación que

implique un afectación al comportamiento normal de la producción de gas.

Dicho monitoreo se debe complementar con el correcto manejo de los

estranguladores superficiales, realizando los cambios de diámetros que sean

necesarios en cada momento de la vida productiva del pozo. Dichos cambios de

estrangulador deben ser apoyados con el análisis del historial de registros de presión

y temperatura de fondo fluyendo, obtenidos continuamente a cada pozo para tener

un control óptimo, que nos permita confirmar si existe carga de líquidos en el mismo.

Al ser detectada la presencia de carga de líquidos, es necesario determinar el

gradiente de fluidos y perfiles de presión, que permitirá efectuar un adecuado análisis

nodal con la información obtenida y con la correlación de flujo que mejor ajuste.


117

Será necesario determinar si la velocidad del gas es menor o mayor que la velocidad

crítica, con lo que se calcula el gasto mínimo necesario para el desplazamiento de

los líquidos o si es conveniente ampliar el diámetro de estrangulador, lo que da como

resultado la optimización de la explotación del pozo.

Si la velocidad del gas es menor que la velocidad crítica cuando tenemos un máximo

diámetro de estrangulador, se debe realizar un análisis para determinar cual es el

mejor método para eliminar la carga de líquidos, tomando en cuenta la presión del

yacimiento, la presión de fondo fluyendo, la presión de cabeza del pozo, la presión

de la línea de descarga, el gasto del gas, la relación líquido-gas y el diámetro de

estrangulador utilizado.

Un aspecto que debe considerarse es el monitoreo continuo y confiable de los

múltiples datos de presión y temperatura de los fluidos producidos, para lo que se

recomienda la instalación de sensores superficiales de presión y temperatura (en la

cabeza del pozo y en la línea de descarga). Otra opción pueden ser los sensores

permanentes de fondo con el fin de tener un buen control de las presiones fluyentes

y estáticas del pozo y yacimiento.

Se recomienda la toma anual de por lo menos tres registros de presión fluyendo a

cada pozo de gas, para actualizar los análisis nodales generados en software

especializado (ejemplo de estas aplicaciones son PipeSim ó Wellflo).

Es conveniente medir continuamente los pozos con el objetivo de actualizar los

modelos y tener datos de producción de ambas fases (gas y líquidos) más precisos

Una vez instalado un sistema artificial de producción, se recomienda el seguimiento y

control diario, principalmente en el comportamiento de sus presiones, así como

producción de gas y líquido con el fin de optimizarlos con el apoyo del uso de

software especializado, así como interacción con diversos especialistas (petrofísico,


118

ingeniero de yacimientos, geólogo, etc.) y/o en su defecto actuar de la mejor manera

ante algún percance que pudiera surgir, debido al mal funcionamiento de algunos de

los elementos de su sistema.

Cabe mencionar que el mejor método artificial a aplicar en un pozo para eliminar la

carga de líquidos, es aquel que nos da la mayor ganancia económica, en el menor

tiempo, con la mínima inversión y que nos permita un manejo sustentable de la

producción durante la vida de un pozo.

BIBLIOGRAFÍA

119

BIBLIOGRAFÍA

1. Flujo multifásico en tuberías (IMP). Publicación No. 80BM/287. Ing. Antonio Acuña

R., Ing. Francisco Garaicochea P., Ing. Tomas Limón H.

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OK, February 27-March 1, 1983.

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Action for Liquid Loading in Gas Wells-Intermediate Shelf Gas Play,” Journal of

Petroleum Technology, April 1980, pp 685-693.

4. Coleman, S.B. et al. “A New Look at Predicting Gas Well Liquid Load-Up,” Journal

of Petroleum Technology, March 1991, pp 329-332.

5. Thrasher, T.S., “Well Performance Monitoring: Case Histories,” SPE 26181,

presented at the SPE Gas Technology Symposium, Calgary, Alberta, Canada,

June 28-30, 1993.

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7. Turner, R.G., Hubbard, M.G., and Duckler, A.E., “Analysis and Prediction of

Minimum Flow Rate for the Continuous Removal of Liquids from Gas Wells,”

Journal of Petroleum Technology, Nov. 1969, pp. 1475-1482.

8. Trammel P., and Praisnar A., “Continuous Removal of Liquids from Gas Wells by

Use of Gas Lift,” SWPSC, Lubbock, Texas, 1976, p. 139.

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONALtesis.ipn.mx/jspui/bitstream/123456789/15488/1/Problemas...CONTENIDO CONTENIDO I. OBJETIVO. II. INTRODUCCIÓN. CAPÍTULO 1. GENERALIDADES. 1.1 Clasificación